ROGTEC Oil & Gas Magazine by ROGTEC Magazine

НОВОСТИ

АНАЛИТИКА

РАЗВЕДКА

РАЗРАБОТКА

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

Газпром нефть: Проведение повторных многостадийных ГРП Gazprom Neft: Multi-stage Re Frac Operations

Геонавигация: Улучшая навигацию по скважинам Geosteering: Improving Well Navigation

Официальное издание KDR 2019 Official Publication to KDR 2019

RDCR 2019: Эксперты обсуждают услуги супервайзинга RDCR 2019: Experts Discuss Supervision Services

5½ HYDRAULI C P OW ER TONGS

Гидравлические ключи для насоснокомпрессорных и обсадных труб.

БЕЗОТКАЗНЫЕ, НАДЕЖНЫЕ И ПРОВЕРЕННЫЕ

5½ HS VS

5½ HS UHT-35

Уже более 60 лет Эккель является мировым лидером в поставке высокопроизводительных гидравлических ключей. Эккель предлагает разнообразные модели гидравлических ключей для работы с бурильными, обсадными и насосно-компрессорными трубами, гидравлические стопорные устройства и силовые гидравлические станции. Предлагается вниманию полный модельный ряд гидравлических ключей для работы с трубами от 2-1/16 (52,4 мм) до 36 дюймов (914,4 мм) и крутящим моментом до 135000 футо-фунтов (183035 Нм) для самых востребованных условий на суше и на море. В чем ваша основная проблема с трубным соединением? Узнайте больше на WWW.ECKEL.COM/RU

4 ROGTEC

Explorer II - Компьютеризированная система контроля и регистрации крутящего момента и скорости вращения

Разнообразные типы вкладышей для каждого применения

CORALINA.RU | OIL-GAS@CORALINA.RU www.rogtecmagazine.com

Гидравлические ключи Эккель защищают ваши трубные соединения от дорогостоящих повреждений. Проверено по всему миру. Отличительные особенности гидравлического ключа 5½ HS VS: Крутящий момент 22000 футо-фунтов (29828 Нм) Hydra-Shift (гидравлическое переключение частоты вращения и крутящего момента) Гибкий выбор значений крутящего момента и скорости вращения при использовании гидравлического мотора с технологией Hydra-Shift в сочетании с механической двухскоростной передачей, 4 диапазона крутящего момента и 4 диапазона скорости вращения. Быстрая смена скользящих головок Работает с бурильными трубами Гидравлическое стопорное устройство Tri-Grip. Радиальный замок дверцы Полноохватные вкладыши с абразивным покрытием True Grit для спуско-подъемных операций труб из хромистых сталей.

Отличительные особенности гидравлического ключа 5½ HS UHT-35:

Крутящий момент 35000 футо-фунтов (47453,6 Нм) Двухскоростная механическая передача. Быстрая смена скользящих головок. Гидравлическое стопорное устройство WD Tri-Grip. Радиальный замок дверцы. Полноохватные вкладыши с абразивным покрытием True Grit для спуско-подъемных операций труб из хромистых сталей.

Безопасность прежде всего – Работайте безопасно

Стандартные и опциональные особенности: Ограждение блока клапанов управления Неподвижно закрепленная защитная рамка для предотвращения повреждения или случайного нажатия рукояток. Система отвода головок - автоматически отводит шарнирные головки до их позиции готовности после завершения операций закрепления/раскрепления соединений. Стандартная функция для ключей со скользящими головками. Блокировка дверцы - предотвращает случайное срабатывание ключа при открытой дверце. Гидравлические цилиндры механизма привода дверцы - Исключают персонал в передней части ключа для ручного открытия и закрытия дверцы. Предохранительное ограждение дверцы для защиты пальцев - резиновый кожух сокращает зоны защемления при ручном управлении дверцей ключа. Предохранительный кожух пружины – Для сокращения мест защемления персонала, гильзы устанавливаются поверх пружин стопора. Ручки позиционирования ключа – обеспечивают защиту рук оператора при перемещении ключа, когда он подводит ключ к трубам и отводит его от них. Стропы позиционирования ключа – промышленно прочные ленточные ремни с обрезиненной поверхностью захвата для подвода и отвода ключа от трубного соединения. Наклейки безопасности – обозначение потенциальных опасностей при эксплуатации оборудования. Цветовая схема повышенной безопасности (цветовая маркировка опасных зон) – наглядная заводская цветовая маркировка для визуального восприятия персоналом сведений о наилучших способах эксплуатации.

Гидравлические станции дизельные и электрические ECKEL.COM | SALES@ECKEL.COM

Редакционная Коллегия Editorial: Шеф-редактор Editorial Director Daniel Stevenson info@rogtecmagazine.com

Отдел рекламы Sales: Директор по продажам Sales Director

Условия подписки: Журнал ROGTEC выходит ежеквартально и публикуется TMG Worldwide Publishing S.L., Centro Comercial Diana, Local 26, 29680 Estepona, Spain. Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из журнала ROGTEC допускается только после получения разрешения от TMG Worldwide Publishing S.L.

Doug Robson doug.robson@rogtecmagazine.com

Subscriptions: ROGTEC Magazine is published quarterly by TMG Worldwide Publishing S.L., Centro Comercial Diana, Local 26, 29680 Estepona, Spain. No part of ROGTEC may be reproduced in part or in whole, without prior permission from TMG Worldwide Publishing S.L.

Изменение адреса. Пожалуйста, сообщите нам о любых изменениях адресов, написав: info@rogtecmagazine.com

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

www.tmgworldwide.net

PEN-O-TRATOR V2 Excellence Evolved

Существенное изменение в конструкции башмака-расширителя Первый в отрасли башмакрасширитель с реальной возможностью настройки Усовершенствованный способ прохождения уступа в стволе скважины Характеристики усовершенствованной очистки ствола Меры по оптимизации возможностей конструкции для бурения

www.downholeproducts.com

23rd April 2020 Moscow

8th RDCR Well Engineering Forum • Leading Russian Forum for Drilling Professionals • Over 450 highly Qualified Representatives of Leading Russian Oil and Gas Drilling Companies • Drilling Technology Presentations from Russian and international Oil and Gas Operators • Technologically Oriented Round Table Discussions

Tomorrows Wells - Delivered Today!

www.rdcr.ru

Содержание Газпром нефть: лидер по наличию компетенций в проведении повторных многостадийных ГРП

Contents 12

Gazprom Neft: the Competency Leader in Multi-stage Hydraulic Refracturing Operations

Процесс навигации скважины Применение системы связи «Светофор» и методов смены целей в геонавигации

Well Navigation Process: Application of Traffic Light Communication System and Target Changing Methods in Geosteering

RPI: Старение фонда скважин поддержит рынок операций КРС и колтюбинга

RPI Reports: Declining Well Production Will Boost the Workover and Coiled Tubing Market

Перспективные направления газонефтепоисковых работ на морском шельфе России в ХХI веке

Russian Offshore: Promising Oil & Gas Exploration Areas

Форум RDCR-2019 – место, где встречаются российское бурение и добыча

RDCR 2019: Where the Russian Drilling and Production Industry Meet

Итоги работы Зала «Супервайзинг бурения и нефтегазодобычи» на Круглом Столе RDCR-2019

108

New to RDCR-2019 Supervision Services Hall “Supervision in Drilling and Oil&Gas Production”

8 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Надежная защита это не дорого. Это бесценно! • Безупречная защита буровой колонны и обсадной трубы.

• Повторное нанесение без ограничений и дополнительной обработки.

• Уверенность при использовании. • Простое нанесение - надежная защита! • Положитесь на техническую поддержку от

е! е ш

уч л о к ь л

Хардбендинг Солюшнз.

• Уже защитили более

о т е т й у з ь ол

250 000 труб в России.

п с и ь,

с е т вай

е н ом с е

by POSTLE INDUSTRIES

www.hardbandingsolutions.ru Email: eurasia@hardbandingsolutions.com

Колонка шеф-редактора Добро пожаловать на страницы 58-го выпуска журнала ROGTEC! Мы приближаемся к окончанию долгого жаркого лета, и здесь в Марбелье, и в центральном офисе TMG Worldwide, это может означать только одно – подготовка к форуму KDR -Скважинный Инжиниринг. KDR-2019 – это 5-я по счету ежегодная ведущая площадка казахстанской отрасли бурения и добычи, и организационный комитет данного мероприятия на данный момент обеспечил наилучший состав ключевых выступающих и набор тематических исследований из производственной практики компанийоператоров. Центральной темой форума KDR-2019 станет «Повышение эффективности бурения и добычи через эффективное применение цифровых технологий», и Жакып Марабаев, широко известный и уважаемый представитель нефтегазового сектора Казахстана, обратится с приветственной речью ко всем делегатам форума KDR. Будучи Главным операционным директором компании АО НК «КазМунайГаз», он кратко изложит стратегии и планы Национальной компании, и расскажет о том, как она проводит процесс цифровизации своих операций. Состав участников действительно выдающийся, и если вы не сторонний наблюдатель на этом рынке, то это мероприятие, которое никак нельзя пропустить.

работе всего форума и этот материал стоит прочесть. Другие статьи рассказывают о том, как Газпром нефть лидером по наличию компетенций в проведении повторных многостадийных ГРП , о перспективных, по мнению ВНИИГАЗа, площадях разведки на российском шельфе, а также о применении коммуникационной системы «Светофор» в геонавигации.

Данный выпуск журнала является официальным изданием форума KDR-2019, и у нас есть ряд замечательных статей для вас. Падение добычи является проблемой на разработанных месторождениях по всей России, и наши партнеры из RPI расскажут о том, как эта проблема дала импульс рынку капитального ремонта и ГНКТ. Это хорошая новость для компаний, работающих в данном секторе, и данная тема будет освещена на форуме RDCR-2020 (к вашему сведению, подтверждаю, что он назначен на 23 Апреля, 2020 г., чтобы не теснить календарь праздников Пасхи).

Шеф-редактор info@rogtecmagazine.com

Я также хотел бы поделиться новостью о том, что TMG Worldwide расширяет географию серии нефтегазовых форумов «Скважинный инжиниринг». Мы недавно подтвердили сотрудничество с Национальной нефтяной корпорацией Ганы (GNPC) и Национальной нефтяной комиссией Ганы с целью создания нового форума «Скважинный Инжиниринг – Западная Африка (WAWEF-2020)» в г.Аккре, в Феврале 2020 г. Здорово видеть, что усилия, прилагаемые командой TMG Worldwide, все более и более признаются нефтегазовым рынком по всему миру, и мы с нетерпением ожидаем расширения нашей деятельности по другим рынкам и отраслям, в 2020 году, и далее. Так что, как говорится, следите за событиями. Надеюсь, вам понравится данный выпуск. Дэниел Стивенсон

Раз мы коснулись форума RDCR, следует сказать, что у нас есть отличная статья, дающая краткий обзор дискуссий, состоявшихся в Зале по теме Супервайзинга в нефтегазодобыче на форуме RDCR-2019. Данный зал действительно стал огромным дополнением к

10 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 11

EDITORSNOTES Editors Notes Dear Readers, Welcome to issue 58 of ROGTEC Magazine. We are coming to the end of a long hot summer here on the Costa del Sol and at TMG Worldwide HQ that means only one thing – preparations for the KDR Well Engineering Forum. KDR 2019 is the 5th Anniversary of this industry leading platform and the events team have ensured the best line up of keynote speakers and operator case studies to date. The general theme of KDR 2019 is “Increasing Efficiency in Drilling and Production Operations through the Efficient Use of Digital Technologies” and Zhakyp Marabayev, and widely known and respected figure in the Kazakh oil and gas sector, will make the Keynote welcome address to all KDR delegates. As COO of JSC NC KazMunayGas, he will outline strategies and plans for the National Company and how it is digitalising its operations. The line up is outstanding and if you are involved in this market it really is a must attend.

I would also like to share the news that TMG Worldwide is expanding the global reach of its “Well Engineering Forum” series of oil and gas conferences. We have recently confirmed a partnership with the Ghana National Petroleum Corporation and the Petroleum Commission of Ghana to launch the inaugural West African Well Engineering Forum (WAWEF 2020) in Accra in February. It is great to see that the efforts put in by the team at TMG Worldwide are being recognized in oil and gas markets across the world and we are looking forward to expanding into further markets, and industries, in 2020 and beyond. Watch this space. I hope you enjoy this issue, Daniel Stevenson Editorial Director info@rogtecmagazine.com

This issue is the official publication to KDR 2019 and we have a number of great articles for you to read. Declining well production is an issue across brownfields in Russia, and our partners at RPI talk how this problem will boost the workover and coiled tubing market. Good news for companies in this sector and this is an area that will be covered at RDCR 2020 (confirmed FYI as the 23rd April 2020 to avoid the Easter holidays). On the subject of RDCR, we have a great article outlining discussions from the supervising services hall at RDCR 2019. It really was a great addition to the forum and is well worth a read. Other articles look at how GazpromNeft is a competency leader in Multi-stage Hydraulic Refracturing Operations, VNIIGAS on promising exploration areas offshore Russia as well as the Application of Traffic Light Communication Systems in Geosteering.

12 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

2020

1st West African Well Engineering Forum February 2020, Accra, Ghana Increasing Efficiency and Best Practices During the Well Engineering Cycle in West Africa

www.wawef.com

ГРП

К.В. Кулаков, С.В. Тишкевич, А.Д. Осташук, С.Ю. Баркалов Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

K.V. Kulakov, S.V. Tishkevich, A.D. Ostashuk, S.Y. Barkalov Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

Газпром нефть: лидер по наличию компетенций в проведении повторных многостадийных ГРП Gazprom Neft: the Competency Leader in Multi-stage Hydraulic Refracturing Operations Введение

В компании ПАО «Газпром нефть», начиная с 2011 года, большинство вновь вводимых скважин из бурения являются горизонтальными (ГС) с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП). На текущий момент на месторождениях Компании пробурено порядка 2700 горизонтальных скважин с МГРП, оборудованных «пакернопортовыми» компоновками хвостовиков (нецементируемыми), активируемые путем сброса «шаров-отсекателей», из которых около 800 оборудованы муфтами ГРП многократного действия.

14 ROGTEC

Introduction

Since 2011, most of the newly-commissioned wells delivered by Gazprom Neft’s drilling units have been horizontal wells (HW) with multi-stage hydraulic fracturing (MSHF). To date, about 2,700 horizontal wells with MSHF, equipped with ball-drop-activated “packer-andport” liner assemblies (uncemented), have been drilled in the Company’s fields, out of which about 800 are equipped with reusable frac sleeves. Over time, the productivity of such wells tends to decrease gradually under the influence of various www.rogtecmagazine.com

FRACTURING Ввод новых скважин ГС с МГРП по годам Commissioning of New HWs w/MSHFs by Year

600 500 400

363

300

454

448

2017

2018

384

285

200

189

100 0

548

3 2011

31 2012

2013

2014

2015

2016

2019

6 мес. 6 months

Рис. 1: Динамика ввода горизонтальных скважин с МГРП в ПАО «Газпром нефть» по годам Fig. 1: Changes in the number of horizontal wells w/MSHF commissioned by Gazprom Neft, broken down by year

С течением времени, под действием различных геологических и технологических факторов (вынос мех. примесей, пересыпание горной породой интервалов перфорации, кольматация проппантной набивки («вмятие» в пластичные породы, разрушение под действием стрессов), АСПО, соли и т.д.), происходит постепенное снижение продуктивности таких скважин. И на сегодняшний день, проблема выработки запасов и увеличения КИН, за счет повторной стимуляции горизонтальных скважин с МГРП - один из наиболее актуальных вызовов для специалистов «Газпром нефть». Основными поводами проведения повторных ГРП (рефраков) является: • Снижение продуктивности скважин в процессе эксплуатации (указано ранее); • Полученные преждевременные остановки закачки – «СТОПЫ», случаи преждевременного ПОВТОРНЫЙ МГРП - REPEATED MSHF

geological and technological factors (withdrawal of solids, perforations filling with loose rock fragments, fracture clogging with proppant pack material (due to its embedment into plastic rocks and crushing under stresses), asphaltene deposits, salts, etc.). It is, thus, apparent that one of the most pressing challenges facing Gazprom Neft’s specialists today is how to develop more reserves and increase oil recovery through repeated stimulation of horizontal wells with MSHF. The main reasons for carrying out repeated HF operations (refracs) are: • A decrease in well productivity during the production phase (as indicated earlier); • Instances of premature injection termination (screen out alerts) and other premature work completion scenarios (with deviations from the program); • Stimulation of ports skipped during the initial treatment. Трещины первого МГРП Fractures from the first-time MSHF

Трещины повторного МГРП Fractures from the repeated MSHF

Рис. 2: Схематичное изображение повторного МГРП Fig. 2: Schematic diagram of a refrac operation

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 15

ГРП завершения работ (с отклонением от программы); • Стимуляция портов, пропущенных при первичном подходе. Рекомендуемые критерии подбора кандидата под рефрак: 1. Пластовое давление Pпл не ниже 0,6*Pпл начальное; 2. Процент обводненности продукции не более 80%; 3. Остаточные запасы более 5 тысяч т; 4. Текущий скин-фактор более -3; 5. Глинистые перемычки не менее 15м до газо- и водонасыщенных пропластков; 6. Удаленность от фронта нагнетания воды; 7. Наличие нестимулированного интервала при Технологический вызов заключается в том, что типовая конструкция скважин, получивших широкое распространение («шаровые» компоновки хвостовиков с муфтами МГРП однократного действия), не предусматривают проведение повторных стимуляций, что создает трудности при подборе технологий повторной стимуляции: • Управление портами невозможно; • Отсутствует возможность селективной обработки интервала без применения дополнительных технологий; • Не прогнозируется точка инициации и направление развития вторичной трещины; • Наличие интервалов сужения диаметра компановки хвостовика. Такое положение дел определяет два пути дальнейшего развития: 1. Подбор технологий повторных ГРП на текущих компоновках. 2. Подбор альтернативных методов заканчивания скважин. На сегодняшний день рынок нефтесервисных услуг в области гидроразрыва предлагает достаточно большое количество технологий и подходов к проведению повторных МГРП. Все они, без исключения, заслуживают должного внимания, но все ли они работоспособны и универсальны? Для ответа на этот вопрос и подбора оптимальной технологии проведения рефраков под условия месторождений ПАО «Газпром нефть» начались работы еще в 2014г.(см. статью П.И. Крюков, Гималетдинов Р.А., Доктор С.А., Файзуллин И.Г., Шайкамалов Р.Г. «Оптимизация технологии повторных многостадийных гидроразрывов пласта»// Нефтяное хозяйство. – УДК 622.276.66.02 – 2015. – №12. – С. 64–67).

16 ROGTEC

The following criteria are recommended for refrac candidate selection: 1. Reservoir pressure PR – not lower than 0.6 x PR (initial); 2. Water cut percentage – not more than 80 %; 3. Residual reserves – more than 5,000 tonnes; 4. Current skin factor – higher than -3; 5. Shale barriers at least 15 m thick separating gas- and water-saturated sublayers; 6. Remoteness from the water-injection front; 7. Existence of an interval which has not been stimulated during the first-time frac treatment. The technological challenge lies in the fact that the typical well designs that have become common (“balltype” liner assemblies with non-reusable MSHF sleeves) do not provide for repeated stimulations, which creates the following difficulties in the selection of re-stimulation technologies: • Port control functions are not available; • Selective interval treatment is not possible without the use of additional technologies; • No predictions are made for the secondary fracture initiation point and propagation direction; • Existence of intervals at which the liner assembly diameter narrows. This status quo dictates the following two paths for further development: 1. Selection of refrac technologies that will work on currently-used assemblies; 2. Selection of alternative well completion methods. Today’s market for oilfield services related to hydraulic fracturing offers a fairly large number of technologies and approaches for carrying out repeated MSHF operations. All of them, without ex-ception, deserve due attention, but are they all workable and versatile? Work aimed at answering this question and selecting a refrac technology optimized for the condi-tions specific to Gazprom Neft’s fields began as early as in 2014 (see P. I. Kryukov, R. A. Gimaletdi-nov, S. A. Doktor, I. G. Fayzullin, R. G. Shaykamalov. Optimizing the repeated multi-stage hydraulic fracturing technology // Neftyanoye Khozyaystvo. – UDC 622.276.66.02. – 2015. – No. 12. – pp. 64–67). This line of work is ongoing to this day and is continuously enhanced with new experience, technologies, and solutions for carrying out re-stimulation operations on HWs with MSHF. Pilot tests are being carried out to identify the optimal technology for refrac projects. This work has made it possible to select several solutions that can be used on the producing well stock as well as www.rogtecmagazine.com

Cистемы подвесок хвостовиков

В текущих реалиях индустрии крайне важно улучшить эффективность и надежность конструкции скважины, сохраняя экономическую эффективность. В различных отраслях, включая добычу нефти и газа, горную промышленность, хранение газа и гидроэнергетику, системы подвески хвостовиков способны сэкономить время и деньги, а также обеспечить повышенную эксплуатационную гибкость при заканчивании скважин. Наш полный каталог систем подвески хвостовиков и вспомогательного оборудования предназначен для составления индивидуальных решений по вашим задачам, начиная со сложных, глубоких газовых скважин с высоким пластовым давлением, заканчивая простыми нефтяными скважинами с низким пластовым давлением. Узнайте больше на nov.com/completiontools © 2019 National Oilwell Varco | All Rights Reserved

ГРП Работа в данном направлении ведется и в настоящее время с учетом нового опыта, технологий и решений для проведения повторных стимуляций на скважинах ГС с МГРП. Проведятся опытно-промышленные испытания с целью выявления оптимальной технологии проведения рефраков. В результате подобраны решения, как для скважин действующего фонда, так и для ввода новых.

Технологии проведения повторных МГРП на спущеных («шаровых») компоновках

in new well projects to be commissioned.

Repeated MSHF Technologies Using Run-inHole (“Ball-Type”) Assemblies One of the most important stages in refrac implementation is the preparation of the well, which includes: • Milling the seats and balls (if this work had not been performed before the well was put into production); • Reaming the wellbore; • Cleaning the wellbore using a junk basket; • Flushing the well until the fluid reaching the surface is of the required quality; • Optionally, the wellbore can be cleaned using the jet-flushing technique: it removes the sand and solids present in the tubing (paraffins, asphaltenes, soluble solid impurities, and cement); • Frac projects that involve additional run-in-hole operations require that the liner section of the well be drift-tested using a simulator of the assembly (to verify the diameter and length conformity with a view to avoiding accidents during the run-in-hole/pull-out of-hole (RIH/POOH) operations performed on the dual packer assembly).

Одним из важнейших этапов для реализации повторных ГРП является подготовка скважины, включающая в себя: • Фрезерование седел и шаров (если данные работы не были проведены перед запуском скважины в работу); • Райбирование ствола скважины; • Очистка ствола скважины шламоуловителем; • Промывка скважины до выхода на поверхность раствора требуемого качества; • Опционально, возможна очистка ствола скважины с использованием гидромониторной промывкой: удаление песка, твердых отложений из НКТ (парафинов, асфальтенов, растворимых твердых СБТ 60,3 мм Райбер типа «арбуз» 95 мм отложений и цемента); Steel drill-pipe (SDP), Watermelon-type reamer mill, • В случае спуска в скважину доп. 60.3 mm 95 mm инструмента для проведения ГРП необходимо сделать шаблонировку хвостовика скважины имитатором компоновки (соответствие Рис. 3: Оборудование для проработки ствола скважины диаметра и длины, во избежание Fig. 3: Borehole conditioning equipment аварий при СПО двухпакерной компоновки).

1.Технология с динамическим отклонением Опробована технология проведения повторного ГРП с применением «динамического отклонения». Технология позволяет производить повторную интенсификацию на горизонтальных скважинах МГРП действующего фонда (нецементируемые хвостовики). Ее суть заключается в блокировании существующих, ранее простимулированных трещин, разлагаемым материалом и последовательной селективной закачке ГРП в существующие интервалы. В случае принятия решения о стимуляции новых зон вдоль горизонтального ствола, проводится гидропескоструйная перфорация (ГПП). Работа состава динамического отклонителя:

18 ROGTEC

СБТ (9 м) SDP (9 m)

ФКК FCC unit

1. Dynamic-Diversion Technology One of the refrac technologies that have been tested uses the so-called “dynamic diversion” method. This technology makes it possible to carry out restimulation projects on the existing HW stock with MSHF (uncemented liners). Its key idea is to block the existing, previously stimulated fractures with degradable material and then to start selectively injecting frac fluid into the existing intervals, one by one. If a decision is made to stimulate new zones along the horizontal wellbore, this is achieved using the hydro-sandblasting perforation (HSP) method. The fluid used in the dynamic diversion process works as follows: large particles are blocked at the mouth of the fracture, small particles reduce the permeability of the pill www.rogtecmagazine.com

eckel.com | sales@eckel.com FRACTURING

5½

HS UHT-35

БЕЗОТКАЗНЫЙ, НАДЕЖНЫЙ И ПРОВЕРЕННЫЙ

47453.6Нм

Особенности гидравлического ключа 5½ HS UHT-35 Эккель: Крутящий момент 35000 футо-фунтов (47453.6 Нм) Гибкий выбор значений крутящего момента и скорости вращения при использовании гидравлического мотора с технологией Hydra-Shift в сочетании с механической двухскоростной передачей, четыре диапазона крутящего момента и скорости вращения. Быстрая смена скользящих головок Работает с бурильными трубами Hydra-Shift (гидравлическое переключение частоты вращения и крутящего момента) Гидравлическое стопорное устройство WD Tri-Grip. Радиальный замок дверки

Гидравлические ключи Эккель защищают ваши трубные соединения от дорогостоящих повреждений. Проверено по всему миру. Уже более 60 лет Эккель является мировым лидером в поставке высокопроизводительных гидравлических ключей. Эккель предлагает разнообразные модели гидравлических ключей для работы с бурильными, обсадными и насосно-компрессорными трубами, гидравлические стопорные устройства и силовые гидравлические станции. Предлагается вниманию полный модельный ряд гидравлических ключей для работы с Explorer II - Компьютеризированная трубами от 2-1/16 (52,4 мм) до 36 дюймов (914,4 мм) контроля и регистрации и крутящим моментом до 135000 футо-фунтов (183035 Нм) система крутящего момента и скорости для самых востребованных условий на суше и на море. вращения

Разнообразные типы вкладышей для каждого применения

В чем ваша основная проблема с трубным соединением? Узнайте больше на WWW.ECKEL.COM/RU

eckel.com | sales@eckel.com Эксклюзивный региональный представитель: Коралайна Инжиниринг:

Coralina Engineering: Гидравлические станции дизельные и электрические

www.rogtecmagazine.com

coralina.ru | oil-gas@coralina.ru

ROGTEC 19

ГРП крупные частицы блокируются при входе в трещину, мелкие частицы уменьшают проницаемость пачки для временной изоляции трещины, волокна консолидируют пачку, время разложения блок-пачки зависит от ее объема и пластовой температуры. Типовой порядок проведения работ: • Проведение термометрии для выявления выработанных зон – принимающих интервалов (исследование температурного профиля горизонтального ствола скважины); • Закачка отклонителя и блокирование существующих трещин (принимающих интервалов); • ГПП (опционально); • ГРП; • Проведение термометрии для выявления месторасположения новой трещины ГРП за счет выявления температурных аномалий (исследование температурного профиля горизонтального ствола скважины); • Проведение цикла требуемое количество раз; • Освоение скважины; • Демонтаж и демобилизация флотов ГРП и гибкой насосно – компрессорной трубы (ГНКТ).

material for tempo-rary isolation of the fracture, the fibers consolidate the pill; the time it takes for the blocking pill to decompose depends on its size and on the reservoir temperature. The typical work procedure is as follows: • Carrying out thermometry testing to identify the depleted zones, i. e. recipient intervals (studying the temperature profile of the horizontal wellbore); • Injecting the diverter fluid and blocking the existing fractures (recipient intervals); • HSP (optional); • HF; • Carrying out thermometry testing to identify the location of a new fracture obtained via HF by iden-tifying temperature abnormalities (studying the temperature profile of the horizontal wellbore); • Completing the cycle again as many times as required; • Bringing the well on-line; • Dismantling and demobilizing the frac fleets and coiled tubing (CT). The Company has implemented this technology: • At 3 wells drilled in the Vyngapurovskoye field operated by Gazpromneft-NNG (5, 4, and 4 stages, respectively) – Phase 1;

Жидкость с проппантом Proppant fluid

Химический заполнитель заполняет трещины Chemical filler material is filling the fractures

Трещины первого МГРП Трещины повторного МГРП

Трещины первого МГРП Fractures from the repeated MSHF

Рис. 4: Проведение повторного ГРП с применением «химического отклонителя» Fig. 4: Refrac operations using a “chemical diverter” unit

20 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

FRACTURING Рис.3. Проведение повторного ГРП с применением «химического отклонителя». Технология в Компании была реалзована: • на 3 скважинах Вынгапуровского месторрождения ОАО «Газпромнефть-ННГ» (5, 4 и 4 стадии) - фаза 1; • на 2 сквадинах Южно-Приобского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос» (по 4 стадии) - фаза 2; • наиболее успешный опыт на 3 скважинах в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (3, 2 и 3 стадии). Данная технология подтвердила свою работоспособность, однако, выявлен и ряд ограничений: • присутствие риска развития трещины в интервале размещения блок-пачки; • риск развития трещины в выработанные зоны пласта; • высокая стоимость проведения работ в связи с необходимостью привлечения комплекса ГНКТ для проведения термометрии; • Неоднозначные результаты по добыче требуют пересмотра критериев выбора скважин кандидатов.

2.Технология с применением малогабаритного пакера на НКТ и отсыпки проппантом Проведение повторных стимуляций при помощи малогабаритного пакера на НКТ и отсыпки проппантом. Типовой порядок проведения работ: • Качественная подготовка скважины, проведение шаблонировки для избежания аварий при спуско подъемных операциях (СПО) малогабаритного пакера; • Посадка малогабаритного пакера для отсечения

НКТ 89 мм Tubing, 89 mm

Пакер подвески компоновки Assembly hanger packer

МУФТА – ФРАК-ПОРТ SLEEVE – FRAC PORT

• At 2 wells drilled in the Yuzhno-Priobskoye field operated by Gazpromneft-Khantos (4 stages each) – Phase 2; • The greatest success was achieved at 3 wells operated by Slavneft-Megionneftegaz (3, 2, and 3 stages, respectively). This technology has proven to be a workable solution, but at the same time has demonstrated the following limitations: • Risk of fracture propagation in the interval where the blocking pill is located; • Risk of fracture propagation into the depleted zones of the reservoir; • High cost of work due to the need to use a CT system for thermometry; • Inconsistent production results call for a revision to the candidate well selection criteria.

2. Technology Using a Small Tubing Packer and Proppant Filling Re-stimulation operations using a small tubing packer and proppant filling. The typical work procedure is as follows: • High-quality well preparation, drift testing to avoid accidents during the RIH/POOH operations per-formed on the small packer; • Setting the small packer to cut off the upstream frac ports that are open; • Carrying out the “substitution” operation, determining the injection capacity; • Injecting the minifrac fluid; • Carrying out the main frac treatment with proppant under-flushing (at the final stages, the concen-tration should be quite high – 2000 kg/m3); • Waiting for the fracture to close and compacting the proppant pack;

ПАКЕР многоразовый механический Reusable mechanical PACKER

МУФТА – ФРАК-ПОРТ SLEEVE – FRAC PORT

ПРОПАНТНАЯ ПРОБКА PROPPANT PLUG

НКТ 50,8 мм Tubing, 50.8 mm

ПАКЕР КОМПОНОВКИ ASSEMBLY PACKER

ХВОСТОВИК НКТ 114 мм TUBING LINER, 114 mm

Рис. 5: Проведение повторного ГРП с использованием малогабаритного пакера на НКТ и отсыпки проппантом Fig. 5: Refrac operations using a small tubing packer and proppant filling

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 21

ГРП • • • • • •

открытых фрак-портов, расположенных выше; Проведение операции «замещение», определение приемистости; Закачка Мини ГРП; Выполнение основного ГРП с недопродавкой проппанта (последние стадии с высокой концентрацией - 2000кг/м3); Ожидание закрытия трещины и уплотнение проппантной отсыпки; Перепосадка пакера (бригадой капитального ремонта скважин – КРС) в следующий интервал, Повторение цикла требуемое количество раз.

Несмотря кажущуюся простоту и использование «стандартного» оборудования, данная технология имеет ряд существенных ограничений. • Высокие требования к качеству подготовки ствола скважины (фрезерование седел и шаров); • Риск прихвата и повреждения малогабаритного пакера, износ эластомера при проведении спуско подъемных операций (СПО); • Дополнительные затраты на работу ГНКТ и СПО КРС. При этом нет гарантированной изоляции стадий (возможны утечки в ранее простимулированные интервалы, риск получения «СТОПа»).

3.Технология проведения ГРП с применением двухпакерной компоновки Использованием двухпакерной компоновки. Инструмент представляет собой компоновку многоразового действия, верхний пакер чашечного типа, оснащен форсунками для ГПП (опция), и проведения неограниченного количества стадий. Типовой порядок проведения работ: • Подготовка ствола скважины; • Спуск инструмента в требуемый интервал, позиционирование; • Пакеровка инструмента; • Проведение ГПП; • Активация чашечного пакера; • Тест на приемистось; • Проведение основного ГРП; • Распакеровка, перевод инструмента в транспортное положение; • Подъем к следующему интервалу. • Посадка пакера; • Повторение цикла требуемое количество раз. Благодаря наличию двухпакерной системы, позволяющей изолировать нужный интервал, данный инструмент можно использовать для проведения рефраков на имеющих «шаровых» компоновках. Такие работы были успешно реализованы на

22 ROGTEC

• Resetting the packer (by the well workover crew, WWO) to the next interval, • Repeating the cycle as many times as required; Despite the apparent simplicity and the use of “standard” equipment, this technology has a number of significant limitations. • High requirements for the wellbore preparation quality (milling of seats and balls); • Risk that the small packer will get stuck and damaged; wear and tear of the elastomer material used in the RIH/POOH operations; • Additional costs associated with the use of coiled tubing and RIH/POOH operations by the WWO crew. At the same time, there is no guarantee that any stage will be properly isolated (leaks into the previously-stimulated intervals are possible, screen-out risk is a concern).

3. Frac Technology Using a Dual-Packer Assembly Using a dual-packer assembly. The tool is a reusable assembly, the upper packer is a cup-type device equipped with nozzles for HSP operations (optional), suitable for handling an unlimited number of stages. The typical work procedure is as follows: • Preparing the wellbore; • Running the tool into the required interval, positioning; • Sealing the tool; • Carrying out HSP; • Activating the cup-type packer; • Testing for injection capacity; • Conducting the main frac treatment; • Unsealing the tool and switching it to the transport position; • Going up to the next interval. • Setting the packer; • Repeating the cycle as many times as required. Thanks to to the availability of a dual-packer system making it possible to isolate the desired in-terval, this tool can be used to carry out refrac operations on existing “ball-type” assemblies. Such work was successfully implemented at three wells drilled in the fields operated by Slavneft-Megionneftegas: • 1 well – 3 frac stages preceded by HSP operations, 25 tonnes of proppant each (114 mm cemented liner of constant cross-section). • 1 well – 3 frac stages using existing ports, 25 tonnes of proppant each (114 mm, uncemented liner, drilling through “ball couplings” was required); • 1 well – 3 frac stages using existing ports, 15 tonnes of proppant each. A sidetracked well (102 mm, uncemented liner, drilling through “ball couplings” was required). www.rogtecmagazine.com

FRACTURING Разъединительный переводник Safety joint

Верхний чашечный пакер Upper cup-type packer

Механический локатор муфт Mechanical sleeve locator

Удлинительный патрубок Extension piper

Центратор нижний Lower centralizer

Пакер EZ-Trieve EZ-Trieve packer

Порт ГРП Frac port

Центратор верхний Upper centralizer

Рис. 6: Схема двухпакерной компоновки

Fig. 6: Dual-packer assembly schematic

трех скважинах месторождений «Славнефть – Мегионнефтегаз»: • 1 скважина - 3 стадии ГРП после ГПП по 25т проппанта каждая (114мм равнопроходной цементированный хвостовик). • 1 скважина - 3 стадии ГРП в существующие порты по 25 т проппанта (114мм, нецементированный хвостовик, потребовалось разбуривание «шаровых муфт»); • 1 скважина - 3 стадии ГРП в существующие порты по 15 т проппанта. Скважина с боковым стволом - 102мм., нецементированный хвостовик, потребовалось разбуривание «шаровых муфт»). В «Славнефть – Мегионнефтегазе» аналогичная компоновка была успешно использована при проведении первичного ГРП в равнопроходных хвостовиках, оборудованных муфтами ГРП «разрывного» типа (срабатывание муфты и открытие перфорационных отверстий происходит при создании определенного давления) на трех скважинах по 8 стадий (5-7т проппанта на стадию). Также имеется опыт повторной стимуляции двухпакерной компоновкой на двух скважинах ООО «Газпромнефть-Ямал», конструкция хвостовика в которых представлена секциями заколонных пакеров и фильтров. Работы по спуско-подъемным операциям (СПО) инструмента осуществлялись силами КРС: скважина предварително подготавливалась (райбирование, с проработкой интервалов позиционирования чаш и посадок самой компоновки, шаблонирование горизонтальной части ствола скважины, промывка гидромониторной насадкой противопесочных фильторв и удаление кольматационного экрана в ПЗП). Далее, перед началом работ компоновка распологается выше всех фильтров в части «глухой www.rogtecmagazine.com

Slavneft-Megionneftegas successfully used a similar assembly during the initial frac treatment in constantcross-section liners equipped with “burst” frac sleeves (the sleeve is activated and the perforation holes open when a certain pressure is created) at three wells, 8 stages each (5–7 tonnes of proppant per stage). Dual-packer assemblies have also been used for restimulation projects at wells operated by Gaz-promneftYamal, whose liner designs comprised sections of annular casing packers and filters. The tool run-in-hole and pull-out-of-hole (RIH/POOH) operations were carried out by the WWO crew: the wellbore was prepared in advance (reaming and conditioning of the intervals where it was planned to position the cups and to set the assembly itself, drifttesting of the horizontal por-tion of the wellbore, flushing the sand screen using a jet-flushing nozzle, and removing the wall packing layer in the bottom-hole zone of the formation). Next, before the commencement of the work, the assembly is located above all the filters in the “dead string” section (to prevent any cross-flow through annular casing packers), and its cups are pressure tested. If the pressure test is successful, the assembly is then lowered to the required interval, its cups are positioned between the filter sections, and the frac operation is carried out. This experimental project was unique in how the assembly was put together in such a way that the distance between the cups was equal to the length of the filter section (which, in this case, matched the length of the perforation interval for hydraulic fracturing) – i. e. 140 and 170 m. RIH/POOH operations for the dual-packer assembly can be performed on both conventional and coiled tubing. The use of this technology is associated with a high risk of the assembly getting stuck and damaged; also, the elastomer material used in the RIH/POOH operations is

ROGTEC 23

ГРП трубы» (для исключения возможности перетока по заколонным пакерам) и проводится опрессовка чашек - «кап». В случае успешной опрессовке производится спуск компоновки в требуемый интервал, лоцирование «кап» в промежутках между фильтровыми секциями и проведение ГРП. Уникальность данных опытно- промышленных работ заключалась в сборке компоновке таким образом, что расстояние между «капами» было равно длине фильтровой части (что в данном случае являлось интервалом перфорации для ГРП) – это 140 и 170м. Работа по СПО с двухпакерной компоновкой, возможны, как на НКТ, так и на ГНКТ Применение данной технологии сопряжено с высоким риском прихвата и повреждения компоновки, износ эластомера при проведении СПО. В случае получения «СТОПа»- высокие риски, связанные с распакеровкой двухпакерной системы и вымывом проппанта.

exposed to high wear and tear. Where a screen-out alert has been received, there are high risks associated with possible unsealing of the dual-packer system and the proppant being washed out.

4.Технология проведения повторных стимуляций в «шаровых» компоновках с муфтами МГРП многоразового действия

A well previously subjected to a 7-stage MSHF treatment (1 hydraulic port and 6 frac ports) was prepared, the seat pockets (for the balls) were milled, the borehole was cleaned and drift-tested.

При полномасштабном тиражировании технологии проведения МГРП с «шаровыми компоновками», в ответ на наши переживания касаемо предстоящих работ по повторным стимуляциям скважин с «шаровыми» фрак-портами однократного действия, часть производителей оперативно отреагировали и сработали на опрежение. Около 30% поставленных и спущенных по Компании компоновок, после 2015г. оказались с возможностью повторного закрытия/ открытия. По истечению трех лет работы в ООО «Газпромнефть-Хантос»» пришло время повторных ГРП на данных скважинах ГС с МГРП, и такие работы начались в 2018 году. Была подготовлена скважина с 7ми стадийным МГРП (1 гидропорт и 6 фрак-портов), отфрезерованы посадочные седла (для шаров), очищен и отшаблонирован ствол. Изначально планировалось закрытие всех муфт, проверка герметичности, далее по очередное открытие, проведение повторного ГРП и закрытие муфт: 1, 3, 5 и 7. Первая попытка закрытия муфт осуществлялась специальной однопакерной компоновкой на ГНКТ. Не смотря на качественную подготовку скважины, в ходе ведения работ не однократно были получены затяжки и прихваты, также в работе компоновки

24 ROGTEC

4. Re-stimulation Technology Involving “BallType” Assemblies with Reusable MSHF Sleeves With the full-scale rollout of the MSHF technology using “ball-type assemblies,” as we voiced our concerns about the upcoming work involving the re-stimulation of wells with non-reusable “ball-type” frac ports, some of the manufacturers promptly responded and went proactive. About 30 % of the assemblies delivered and distributed down the Company’s supply chain after 2015 turned out to be equipped with reclosing/reopening functionality. After three years of work at Gazpromneft-Khantos, the time has come to refrac these HWs with MSHF, and such work began in 2018.

The initial plan was to close all the sleeves, test them for leak-tightness, then to open them one by one, carry out the refrac operation, and then close the sleeves in the following order: 1, 3, 5, and 7. The first attempt to close the sleeves was carried out using a special CT-deployed single-packer assembly. Despite the high-quality preparation of the wellbore, work progress was hindered mul-tiple times due to dragging and sticking problems; also, the assembly demonstrated numerous operational abnormalities associated with inadequate leak-tightness of the reusable packer. Out of the 6 frac ports, it was found possible to close only 2: 7 and 6. Next, an attempt was made to replace the assembly with a special impact-action hydraulic wrench capable of delivering large loads to the port and producing shock action. However, these attempts also proved unsuccessful. According to the manufacturer, the reason why the wrenches have failed to produce the desired action on the frack ports was most likely that this equipment is quite sensitive to the presence of proppant and foreign objects (various fragments that emerged during the milling of the assembly and exploitation of the well) in the wellbore. Yet another factor that may have contributed to the failure is a design defect in the reusable sleeves themselves (jamming of the sleeve cylinder). www.rogtecmagazine.com

FRACTURING наблюдались многочисленные проблемы в виде негерметичности пакера многоразового действия. Из 6ти фрак-портов закрыть удалось только: 7 и 6. Далее была предпринята попытка смены компоновки на специальный ключ с гидромолотом, позволяющий передавать на порт большие нагрузки и создавать ударное воздействие. Однако, и эти попытки не увенчались успехом. По заявлению производителя, вероятной причиной неудач при работе ключей с фрак-портами – высокая чувствительность к наличию в стволе скважины проппанта, а также посторонних предметов (различные фрагменты от фрезерования компоновки и эксплуатации скважины). Также к возможным причинам можно отнести недоработку самих многоразовых муфт (заклинивание цилиндра муфты). По скважине было принято решение продолжить работу по повторным стимуляциям с использованием мостовых пробок для отсечения открытых нижних интервало. На текущий момент работы по скважине продолжаются и это только первый опыт проведения подобных работ, по этой причине ставить точку и делать выводы о работоспособности шаровых многоразовых фрак-портов еще рано.

Технологии МГРП при альтернативных методах заканчивания

Таким образом, накопленный опыт работ по рефракам на скважинах действующиего фонда позволил сделать вывод, что необходимо изменить сам подход к строительству скважин, а именно: переход на равнопроходные цементированные хвостовики с муфтами ГРП многократного действия. Практически одновременно с первыми попытками проведения рефраков на «шаровых» компоновках, начиная с 2014г. в ПАО «Газпром нефть» стартовали работы по строительству горизонтальных скважин нового поколения, которые могут снять основные существующие ограничения при проведении рефраков.

Бесшаровая технология проведения МГРП с равнопроходными муфтами многоразового действия Одним из примеров нового подхода является строительство горизонтальных скважин, оборудованных равнопроходными цементированными хвостовиками с муфтами МГРП многоразового действия. Управление муфтами осуществляется специальным ключом на ГНКТ. www.rogtecmagazine.com

The decision made regarding this well was to continue the re-stimulation work using bridge plugs to cut off the lower intervals that were open. Work on this project is currently still in progress, and these are just the first steps in doing this kind of work, so it is too early now to call it a day and draw any conclusions about the functional capability of reusable ball-type frac ports.

MSHF Technologies Applicable for Alternative Completion Configurations In view of the foregoing, it can be concluded that the lessons learned from the refrac operations carried out on the producing well stock have made it clear that we need to change our very ap-proach to well construction, namely, to switch to cemented liners of constant crosssection with reusable frac sleeves. As early as in 2014, at almost the same time that the first attempts were made to carry out refrac operations on “ball-type” assemblies, Gazprom Neft pioneered the construction of next-generation horizontal wells which can eliminate the main restrictions that are currently in the way of refrac projects.

Ball-Free MSHF Technology with Reusable Sleeves of Constant Cross-Section One example of the new approach is the construction of horizontal wells equipped with cemented liners of constant cross-section with reusable MSHF sleeves. The sleeves are controlled via a special CT-deployed wrench. The typical work procedure is as follows: • Closing all the ports in the course of one RIH/POOH operation; • Opening the required frac sleeve; • Raising the CT or lowering it below the stimulated interval; • Conducting the frac treatment; • Closing the sleeve; • Switching to the next sleeve and repeating the work cycle. The main advantages of this approach are as follows: • The number of stages is conditionally “unlimited” (if there is a risk that the fracture will break into closely located gas- or water-bearing zones, the developer can reduce the tonnage and increase the number of stages to achieve the planned production parameters);

ROGTEC 25

ГРП 1) Позиционирование и гидравлическя активация ключа под муфтой 1) Positioning the wrench under the sleeve and hydrau-lically activating it

2) Открытие муфты движением компоновки вверх 2) Opening the sleeve by moving the assembly upward

3) Расцепление ключа с муфтой после полного от-крытия 3) Disengaging the wrench from the sleeve when the latter is fully open

4) Активация пакера при движении вниз 4) Activating the packer while moving downward

5) Проведение ГРП. Пакер препятствует воздействию на нижележащие зоны 5) Conducting the frac treatment. The packer prevents exposure to underlying zones

6) Снятие пакера движением вверх. Переход на вы-шележащую зону 6) Releasing the packer by moving it upward. Switching to the overlying zone

Рис. 7: Проведение ГРП с использованием муфт ГРП многоразового действия (ключ+профиль муфты) Fig. 7: Frac operation involving reusable frac sleeves (wrench + sleeve section)

Типовой порядок проведения работ: • Закрытие всех портов за одну СПО; • Открытие требуемой муфты ГРП; • Подъем ГНКТ или спуск ниже стимулируемого интервала; • Проведение ГРП; • Закрытие муфты; • Переход к следующей муфте и повтор цикла работ. Рис.6. Проведение ГРП с использованием муфт ГРП многоразового действия (ключ+профиль муфты). Главные достоинства данного подхода: • Условно «неограниченное» количество стадий (в случае риска прорыва в близко расположенные газо- или водоносные горизонты существует возможность снижения тоннажа и увеличения количества стадий для достижения запланированных добычных параметров); • Наличие равнопроходного ствола (снижение риска аварий, прихватов, возможность

26 ROGTEC

• A wellbore of constant cross-section (reducing the risk of accidents and sticking problems, the abil-ity to analyze the functioning of the frac ports); • Because the liner is cemented, the fracture will be initiated opposite the frac sleeve within a predetermined interval (no cross-flow behind casing); • Selective stimulation of the required interval is possible; • Well control (closing the reusable sleeves) is possible if there is a water or gas breakthrough; • No restrictions on the frac design (concentration, flow rate, tonnage, etc.). The following risks exist: • Possible sticking problems during CT operations; • High costs associated with the use of CT. The technology was implemented at four wells operated by Gazpromneft-Yamal: • 2 wells, 27 and 30 MSHF stages, respectively; • 2 wells, 8 MSHF stages each; www.rogtecmagazine.com

FRACTURING • •

проведения исследований работы фрак-портов); Благодаря цементированному хвостовику инициация трещины ГРП происходит напротив муфты ГРП в заданном интервале (отсутствие заколонных перетоков); Возможность селективной стимуляции требуемого интервала;

• Возможность управления скважиной (закрытие многоразовых муфт) в случае прорыва воды или газа; • Отсутствие ограничений по дизайну ГРП (концентрация, расход, тоннаж и т.д.). Существующие риски: • Возможный прихват при выполнении операций на ГНКТ; • Высокие затраты на работу ГНКТ. Технология была реализована в ООО «Газпромнефть-Ямал» на четырех скважинах: • 2 скважины по 27 и 30 стадий МГРП; • 2 скважины по 8 стадий МГРП 8 скважин (по 8, 12 и 21 стадий) в ожидании проведения ГРП. В ближайшее время по данной технологии запланировано проведение повторных ГРП. Не смотря на то, что результаты успешного рерфака на многоразовых портах в Компании отсутствуют, на текущий момент – это один из самых перспективных подходов к строительству скважин и проведению ГРП, что подтверждается, как технологической, так и экономической эффективностью.

Выводы На сегодняшний день поиски инструмента для проведения рефраков на текущих компоновках ГС с МГРП не завершены. На текущий момент вопрос работоспособности многоразовых муфт МГРП при повторном ГРП через 3- 5 лет остается открытым. Проведение ОПИ «рефрак на многоразовых портах» ожидается в ближайшее время. Сравнение экономической эффективности от реализации повторных МГРП, также, показывает превосходства бесшаровых технологий за счет исключения необходимости высокоаварийных работ по разбуриванию оснастки хвостовика и www.rogtecmagazine.com

8 wells (8, 12, and 21 stages) are awaiting frac treatment. A number of refrac projects using this technology have been planned for the near future. Despite the fact that the Company has no history of successful refrac implementations with reusable ports, this technique is currently one of the most promising approaches to well construction and hydraulic fracturing, which is confirmed by its technological as well as economic efficiency.

Conclusions The search for a refrac tool that can work on assemblies currently used in HSs with MSHF is in progress to this day. The question of whether reusable MSHF sleeves can reliably be used in refrac operations, 3–5 years later, is still open. Pilot testing of a refrac technology involving reusable ports is expected in the near future. A comparative analysis of economic efficiencies derived from the implementation of repeated MSHF operations has also demonstrated the superiority of ball-free technologies inasmuch as they obviate the need for accident-prone work required to drill through the liner accessories and to normalize the bottom-hole environment using a CT system. For the existing HW stock with MSHF, the technology we can highlight as one of the sensible solutions on the market is: the MSHF technology using a CT-deployed dualpacker assembly. An analysis of technologies that can be used on newly-commissioned HWs with MSHF has shown that the most promising avenues for the implementation of repeated MSHF operations on HWs are the construction of cemented liners of constant crosssection equipped with reusable slider-type sleeves as well as the transition to ball-free technologies and assemblies based on soluble elements, which suggests a revision to the current well completion approaches.

Bibliography: 1. Методический документ ПАО «Газпром нефть»: Методические указания на проведение работ по многостадийному(многозонному) ГРП на месторождениях Компании. М-01.05.07-03 [Guidance document of Gazprom Neft: Guidelines for carrying out multi-stage (multi-zone) hydraulic fracturing at the Company’s fields. М-01.05.07-03]

ROGTEC 27

ГРП нормализации забоя с применением комплекса ГНКТ. Для скважин ГС с МГРП действующего фонда из представленных технологий можно выделить: технологию МГРП с использованием двухпакерной компоновки на НКТ. Для ввода новых скважин ГС с МГРП анализ технологий показал, что наиболее перспективным направлением для реализации повторных МГРП на ГС является строительство равнопроходных цементированных хвостовиков, оборудованных многоразовыми сдвижными муфтами, переход на бесшаровые технологии, компоновки с растворимыми элементами, что предполагает пересмотр подходов заканчивания скважин. Список используемой литературы: 1 Методический документ ПАО «Газпром нефть»: Методические указания на проведение работ по многостадийному(многозонному) ГРП на месторождениях Компании. М-01.05.07-03 2 П.И. Крюков, Гималетдинов Р.А., Доктор С.А., Файзуллин И.Г., Шайкамалов Р.Г. «Оптимизация технологии повторных многостадийных гидроразрывов пласта»//Нефтяное хозяйство. – УДК 622.276.66.02 – 2015. – №12. – С. 64–67). 3 Принадлежность рисунков: 1-2 – ПАО «Газпром нефеть»; 3 – Schlumberger + ООО «Газпромнефеть-НТЦ»; 4 – «Сибнефтемаш» + ООО «Газпромнефеть-НТЦ»; 5 – Halliburton; 6 – Schlumberger.

Авторы статьи: Кулаков Константин Владимирович - Директор по развитию функции «Бурение и внутрискважинные работы» ООО «Газпромнефть НТЦ».

2. Крюков sП. И., Гималетдинов Р. А., Доктор С. А., Файзуллин И. Г., Шайкамалов Р. Г. «Оптимизация технологии повторных многостадийных гидроразрывов пласта» // Нефтяное хозяйство. – УДК 622.276.66.0. – 2015. – № 12. – С. 64–67 [P. I. Kryukov, R. A. Gima-letdinov, S. A. Doktor, I. G. Fayzullin, R. G. Shaykamalov. Optimizing the repeated multistage hy-draulic fracturing technology // Neftyanoye Khozyaystvo. – UDC 622.276.66.02. – 2015. – No. 12. – pp. 64–67]. 3. Images owned by: 1 & 2 – Gazprom Neft; 3 – Schlumberger + Gazpromneft-STC; 4 – Sibneftemash + Gazpromneft-STC; 5 – Halliburton; 6 – Schlumberger.

Article Authored By: Konstantin Vladimirovich Kulakov Chief Development Officer, Drilling and Downhole Operations Function, Gazpromneft STC. Sergey Viktorovich Tishkevich Head of Downhole Operations Department, Gazpromneft STC. Anatoly Dmitrievich Ostashuk Area Manager, Downhole Operations Department, Gazpromneft STC. Stanislav Yuryevich Barkalov Chief Specialist, Downhole Operations Department, Gazpromneft STC. Published with thanks to Gazprom Neft & PROneft Magazine Материал любезно предоставлен компанией ПАО «Газпром нефть» и журналом «PROнефть»

Тишкевич Сергей Викторович - Начальник Управления внутрискважинных работ ООО «Газпромнефть НТЦ». Осташук Анатолий Дмитриевич – Руководитель направления управления внутрискважинных работ ООО «Газпромнефть НТЦ». Баркалов Станислав Юрьевич – Главный специалист управления внутрискважинных работ ООО «Газпромнефть НТЦ».

28 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

FRACTURING

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 29

БУРЕНИЕ

Петр Прзыбыло

Piotr Przybylo

Процесс навигации скважины Применение системы связи «Светофор» и методов смены целей в геонавигации

Well Navigation Process: Application of Traffic Light Communication System and Target Changing Methods in Geosteering Тандем геонавигатора и оператора наклоннонаправленного бурения (ННБ) Как ни рассматривай геонавигацию, там всегда будет присутствовать ограниченный набор точной информации, элементы которой разбросаны по всей траектории скважины. Когда востребована геонавигация, ничем нельзя заменить геологическое и техническое понимание участка, на котором ведется бурение, а также крайне важна способность, достаточно хорошо приближаться к реальности, и принимать информированные решения по навигационному управлению. Поэтому, никогда нельзя игнорировать или недооценивать человеческий фактор в геонавигации. Несмотря на то, что в геонавигации применяется наиболее продвинутое оборудование, ответ на основной и наиболее важный вопрос «двигаться дальше вверх

30 ROGTEC

Geosteerer – Directional Driller Duo

For all geosteering approaches, what is precisely known is limited and sporadically located along the wellbore trajectory. When geosteering is required, there is no substitute for geologic and engineering knowledge of the area being drilled, the critical ability to approximate reality sufficiently well and to make informed directional steering decisions. Therefore, the human aspect of geosteering should never be forgotten or underestimated. Regardless of the most advanced tools used for geosteering, the ultimate and most crucial question whether “to steer up or steer down?» will always be answered only by a geosteerer and executed by a directional driller. The relationship between the geosteerer and directional driller is the most crucial and imperative of all for the ultimate success of the geosteering process. www.rogtecmagazine.com

DRILLING или вниз?» всегда сможет дать только инженергеонавигатор, а выполнить маневр сможет лишь оператор ННБ. Отношения между геонавигатором и оператором ННБ являются наиболее важным элементом из всего, что способствует успеху в процессе геонавигации. Данная статья подробно описывает наиболее важные аспекты процесса коммуникации между геонавигатором и оператором ННБ; частоту передачи инструкций (сигналов), тип информации, а также конкретные обстоятельства, при которых информацию следует передавать.

Коммуникация с оператором наклоннонаправленного бурения (ННБ)

This article describes in detail the most critical aspects of the communication process between the geosteerer and the directional driller; frequency of the commands, type of information as well as particular circumstances in which the information should be conveyed.

Communication with the Directional Driller

A geosteerer is a person who through real-time data analysis and interpretation owns all the information needed to guide the well within a thin laterally distributed target. Yet it is the directional driller who can physically steer the well towards the right direction. A well-established relationship between a geosteerer and directional driller often determines the final success of the operation.

Геонавигатор - это человек, который посредством анализа данных в реальном времени и их интерпретации, обладает всей полнотой информации, необходимой для направления скважины в пределах узкой горизонтально расположенной цели. Однако, именно оператор ННБ сможет физически провести скважину в правильном направлении. Хорошие отношения между геонавигатором и оператором ННБ зачастую определяют конечный успех всей операции.

The time spent to improve the geosteerer – directional driller relationship should be prioritized and included in the overall cost of any geosteering operations. It is recommended that the geosteering team, the geosteerer and directional driller, should spend value-creating time before drilling, dedicated to verifying expectations on both sides and confirming mutual objectives of the geosteering. Understanding the geosteerer’s intentions will allow the directional driller to respond more accurately.

Времени, потраченному на улучшение отношений между геонавигатором и оператором ННБ следует уделять первоочередное внимание, и включать его в полную стоимость любых операций по геонавигации. Рекомендуется, чтобы команда по геонавигации, т.е. геонавигатор и оператор ННБ, до начала бурения проводили некоторое ценное время в общении, создающем определенную стоимость, и посвященном проверке позиций друг друга, подтверждающем взаимопонимание поставленных задач геонавигации. Понимание намерений геонавигатора позволит оператору ННБ более адекватно реагировать на его команды.

It is also paramount to create communication in both directions. Directional drillers possess better comprehension of the BHA capabilities and its reactions to the directional changes when properly exploited. This will benefit the overall steering operation, with manoeuvres being executed effectively and efficiently. Hence, both sides are equally responsible for developing a strong relationship.

Также очень важно выстраивать процесс коммуникации в обоих направлениях. Операторы ННБ обладают наиболее лучшим пониманием особенностей работы КНБК и ее реакций на переориентирование, когда она эксплуатируется надлежащим образом. Это пойдет на благо всей операции управления, и будет способствовать более эффективному и действенному выполнению маневров. Отсюда следует, что обе стороны равноответственны за развитие крепких отношений.

Ключевая информация, необходимая для навигации горизонтальной скважины Одной из наиболее важных задач геонавигатора является передача оператору ННБ сигналов относительно направления движения. Чтобы обеспечить адекватное направление движения, www.rogtecmagazine.com

The Key Information Needed to Navigate a Horizontal Well

One of the geosteerer’s most important tasks is to communicate steering directions to the directional driller. To establish adequate steering direction, the geosteerer needs to establish four key data portions: 1) Position of the bit in the three-dimensional space One way to display a position of the bit in the threedimensional subsurface is by using X, Y, Z coordinates (figure 1). If geological targets are defined by X, Y, Z coordinates, a three-dimensional distance between the bit and the geometrical target can be measured. The coordinates, however, do not provide information about the bit position in relation to the actual reservoir location. They also do not specify the actual position of the target in relation to the actual reservoir location. 2) The stratigraphic position of the bit The stratigraphic position indicates the position of the bit in relation to the reservoir target (e.g. particular

ROGTEC 31

БУРЕНИЕ геонавигатору требуются четыре блока данных: 1) Положение долота в трехмерном пространстве Одним из способов показать положение долота в трехмерном подземном пространстве является использование координат X, Y, Z (рисунок 1). Если геологические цели определены координатами X, Y, Z, трехмерное расстоянием между долотом и геометрической целью можно измерить. Координаты, однако, не дают информации о положении долота относительно фактического положения пласта. Они также не уточняют фактическое положение цели в отношении того же текущего положения пласта. 2) Стратиграфическое положение долота

X, Y, Z Положение долота в трехмерном пространстве X, Y, Z position of the bit in threedimensional space

Рис 1: Ключевая информация номер 1, необходимая для навигации горизонтальной скважины – Положение долота в трехмерном пространстве. Fig 1: First key information needed to navigate a horizontal well Position of the bit in the three-dimensional space

Стратиграфическое положение означает положение долота относительно целевого продуктивного пласта (напр., конкретного стратиграфического элемента продуктивного пласта – см. также рисунок stratigraphic subunit of the reservoir – see figure 2) It 2). Оно определяет вертикальное и горизонтальное determines the vertical and horizontal distance (e.g. in feet) расстояние (напр., в футах) до цели (при нахождении to the target (if outside the target) and a relative distance снаружи) и относительное расстояние до фундамента to the bottom and top of the target (if in the target.) и кровли цели (при нахождении внутри). Knowledge of the bit’s stratigraphic position allows Знание стратиграфического положения долота дает specifying the geometrical boundaries of the targeted возможность уточнить геометрические границы reservoir at a given position of the borehole; and целевого продуктивного пласта на данном отрезке determines the amount of room above and below the bit ствола скважины; а также определить количество in case a change of drilling direction is required (as long as свободного пространства над и под долотом, в the vertical and lateral dimensions of the targeted reservoir случае, если потребуется изменить направление are known.) This is partially resolved by the TVDSS бурения (при условии, что известны вертикальные measurement from the survey measurement as the bit и горизонтальные размеры целевого пласта). Эта position can be concluded from the anticipated thickness задача частично решается измерением абсолютной глубины посредством маркшейдерских замеров, поскольку о положении долота X, Y, Z Положение долота можно судить, беря в учет предполагаемую в трехмерном толщину целевого пласта. Однако, пространстве X, Y, Z следует также учесть, что толщина цели position of the bit in threeСтратиграфическое по горизонтали может значительно dimensional space положение долота варьироваться на протяжении всей (напр., Экофиск) траектории ствола скважины. Stratigraphic position of 3) Наклон пласта Чтобы должным образом корректировать угол наклона траектории и удерживать проходку в пределах целевой зоны, нужно оценить угол наклона пласта (см. рисунок 3). Постоянный расчет наклона пласта усиливает потенциал интерпретации структурных данных и обеспечивает информацией о вариациях стратиграфической толщины пласта в горизонтальном направлении.

32 ROGTEC

the bit (eg Ecofisk)

Рис 2: Ключевая информация номер 2, необходимая для навигации горизонтальной скважины – стратиграфическое положение долота Fig 2: Second key information needed to navigate a horizontal well – The stratigraphic position of the bit

www.rogtecmagazine.com

DRILLING Очень важно различать видимый наклон и истинное падение пласта, поскольку это два разных геометрических свойства целевого пласта. Наиболее точное измерение наклона пласта обеспечивает азимутальный каротаж ствола. Следует отметить, что в случае если ствол бурится перпендикулярно направлению плоскости наклона пласта, будет невозможно оценить значение его фактического наклона.

X, Y, Z Положение долота в трехмерном пространстве

Стратиграфическое положение долота (напр., Экофиск) Stratigraphic position of

X, Y, Z position of the bit in threedimensional space

Видимый угол наклона пласта Apparent form dip

the bit (eg Ecofisk)

Рисунок 3. 4) Факторы, которые невозможно учесть до начала бурения

Рис 3: Ключевая информация номер 3, необходимая для навигации горизонтальной скважины – видимый наклон пласта Fig 3: Third key information needed to navigate a horizontal well – Formation dip

Сюда могут относиться разломы, либо любые иные препятствия, которые нельзя предвидеть до начала бурения (см. рисунок 4). Расположение мелких тектонических нарушений, которые сложно определить сейсмически (со сбросом менее 30 футов, что является средним пределом сейсмического обнаружения), обычно невозможно предвидеть. Хотя до начала бурения возможно наличие общего знания зон с преобладанием сейсмически незначительных разломов, такие малые

www.rogtecmagazine.com

of the targeted reservoir. It should be taken into account however, that the horizontal thickness of the target may vary significantly along the well path. 3) Formation dip In order to adjust a trajectory inclination accordingly and maintain a borehole within the target zone, a formation dip

ROGTEC 33

БУРЕНИЕ разломы имеют тенденцию развиваться на очень ограниченное расстояние. Обычно, также не хватает и контрольных скважин, чтобы иметь информацию об точном расположении таких разломов. Практически, единственной возможностью здесь является попытка определять их вдоль участка бурения и немедленно реагировать на любой неожиданный выход траектории за пределы нужной целевой зоны.

X, Y, Z Положение долота в трехмерном пространстве X, Y, Z position of the bit in threedimensional space Стратиграфическое положение долота (напр., Экофиск) Stratigraphic position of the bit (eg Ecofisk)

Видимый угол наклона пласта Apparent form dip

Другое привычное препятствие, которое Иные факторы, невозможно смягчить до начала которые невозможно учесть до начала бурения, это горизонты, насыщенные бурения Other impediments that кремнистым сланцем, которые особенно cannot be anticipated prior to drilling присутствуют в известняковых пластах. Данная очень твердая порода, состоящая Рис 4: Ключевая информация номер 4, необходимая для навигации из кремнезема (также известного как горизонтальной скважины – факторы, которые невозможно учесть до начала кремень) обычно вызывает повреждения бурения КНБК, и значительно препятствует Fig 4: Fourth key information needed to navigate a horizontal well – Impediments that возможностям управления КНБК. cannot be anticipated prior to drilling В случаях захвата ниже или выше needs to be estimated (figure 3). Continuous formation насыщенных кремнием горизонтов, dip calculation enhances the structural interpretation and твердая кремневая порода приводит к сильной provides lateral differences in the stratigraphic thickness of отдаче на долото или его деформации, что приводит the reservoir. к необходимости периодической перенастройки направления бурения. Хотя практически невозможно It is important to differentiate between apparent and true прогнозировать горизонты, насыщенные кремнием, dip as these two represent different geometrical features вдоль траектории бурения скважины, все же of the formation being targeted. The most accurate возможно осуществлять разбуривание кремниевых measurement of the formation dip is provided by the пород, применяя достаточный угол атаки. borehole azimuthal images. Геонавигатор должен исполнять свои обязанности It should be noted that in the event the borehole is drilled таким образом, чтобы все четыре ключевых блока along the strike of the formation bed, it would not be информации были известны в любой момент possible to estimate the actual formation dip value (neither операции бурения, на любой точке траектории apparent nor true formation dip). скважины.

S.M.A.R.T.-коммуникация

Получив данные по всем четырем блокам информации, в любой определенной точке траектории бурения, геонавигатор должен определить наиболее оптимальное направление бурения, и сообщить его оператору наклонно-направленного бурения (ННБ). Информация о направлении бурения должна соответствовать следующим принципам: • Она должна быть оформлена ясным и логичным языком, и легко восприниматься, невзирая на любые обстоятельства (напр., состояние стресса); • Она должна быть передана оператору ННБ независимо от количества времени, доступного для общения (напр., в случае спешки); • Она должна быть совместима с любым

34 ROGTEC

4) Impediments that cannot be anticipated prior to drilling This may include faults or any other unforeseen prior to drilling obstacles (figure 4). The location of sub-seismic faults (with a throw smaller than 30 feet which is on average seismic detection limit) is usually impossible to foresee. Although general knowledge of the areas with sub- seismic faults prevalence might exist prior to drilling, such small faults tend to propagate to limited distances. Usually, there are also no control wells to provide information about their accurate position. Virtually, the only option is to try to identify them along the drilled section and respond immediately to any sudden trajectory placement outside of the desired target zone. Another common obstacle impossible to fully mitigate before drilling can be chert rich horizons which are abundant www.rogtecmagazine.com

LWD FULL-WAVE SONIC TOOL

G4 PULSER

ПРИБОР АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА

ПУЛЬСАТОР НОВОГО ПОКОЛЕНИЯ

ROTARY STEERABLE

RESISTIVITY TOOLS

РОТОРНО-УПРАВЛЯЕМАЯ СИСТЕМА

РЕЗИСТИВИМЕТР

Rugged, Highly Engineered MWD & LWD Systems for the harshest condition Houston, TX, USA ⎪ Dubai, UAE ⎪ Oktyabrsky, Russia ⎪ Guanghan, China ⎪ Korla, China ⎪ Calgary, Canada

GLOBAL HEADQUARTERS

7 Laser Lane Wallingford, CT 06492 USA Tel: +1 860.613.4450

www.aps-tech.com

Fax: +1 203.284.7428

БУРЕНИЕ оборудованием связи, доступным геонавигатору и оператору ННБ (напр., общение по телефону, письменное сообщение, мессенджер, очная беседа). Другими словами, сообщение должно быть живым и умным (по-английски S.M.A.R.T – мнемоническая аббревиатура, использованная Джорджем Дюраном, в 1981 г., т.е. сообщение должно быть Specific (Конкретным), Measurable (измеряемым), Attainable (достижимым), Relevant (адекватным), Time-based (контролируемым по времени): 1) Конкретность (Specific) Должно присутстовать ясное понимание значения на каротажной диаграмме, и должно предприниматься соответствующее реагирование. Указания по размещению скважины довольно часто даются необдуманно, на основе изначально неверной интерпретации сигналов с каротажных приборов и датчиков. Единственная причина изменения угла наклона скважины это изменение геологической обстановки. Кроме того, все решения по направлению бурения должны учитывать всю имеющуюся в наличии геологическую и техническую информацию, а не только отдельные ее части. 2) Измеряемость (Measurable) Требуемые изменения траектории скважины должны выражаться в цифрах, определяющих необходимый угол наклона скважины, глубину по вертикали, и глубину по стволу. В дополнение, количественно выраженная поправка должна уточнять значение глубины по вертикали и угла наклона скважины, при данном имеющемся значении глубины по стволу. Использование описательных инструкций здесь исключается. 3) Выполнимость (Attainable) Запрос к оператору ННБ осуществить невозможный маневр не будет умным. (Здесь игра слов, мнемоника S.M.A.R.T и “smart” (по англ., умный), прим. пер.). У каждой КНБК различные возможности по управлению и ограничения, которые следует учитывать. Данные возможности и ограничения должны быть ясными и общеизвестными. Нет смысла просить осуществить определенный угол набора кривизны на определенном интервале, если КНБК не в состоянии его выполнить. 4) Адекватность (Relevant) По умолчанию, изменение направления бурения должно происходить, только если возникают очевидные предпосылки к этому, а не просто на

36 ROGTEC

especially in chalky reservoirs. This very hard rock made of silicon oxide (also called flint) often causes damage to BHAs and significantly impedes steering capabilities of any bottom hole assembly. When trapped below/above a chert rich horizon, the hardness of the cherty rock causes the bit to be pushed away or deflected, resulting in a recurrent need for readjustment of the drilling direction. Although it is nearly impossible to predict the cherty horizons along the drilled well, it is still achievable to successfully drill through the cherts with the application of a sufficient angle of attack. A Geosteerer must perform his/her duties in such a way that all the four key data portions are known at every moment of the drilling operation for every point on the well trajectory.

S.M.A.R.T. Communication

Having acquired the knowledge of all four key information portions at any given point of the drilled trajectory, the geosteerer needs to deduct the most optimal steering direction and communicate it to the directional driller. The steering direction message must fulfil certain objectives: • It must be shaped in a clear and logic fashion, easily comprehended despite the circumstances (e.g. under stress); • It must be passed to directional driller regardless of the amount of time available for communication (e.g. in a rush); • It must be suitable for any communication equipment used between the geosteerer and directional driller (e.g. phone, text, messenger, face to face chat.) In other words, the message needs to be agile and S.M.A.R.T. (S.M.A.R.T. acronym as per George T. Duran, 1981; – Specific, Measurable, Attainable, Relevant and Time-based): 1) Specific There should be a clear understanding of the meaning of the log response and the appropriate course of action to be taken. Premature well placement instructions are too often given because of the initial misinterpretation of tool and sensor’s responses. The only reason to change the inclination of a well path is because of the change in geology. Additionally, all steering decisions should utilize and follow all the available geologic and engineering data, not only selective parts of them. 2) Measurable Requested changes to the well path should be stated using numbers to define the required well inclination, TVD, and MD. Additionally, a quantitative adjustment should specify the TVD and well inclination needed at a given MD. www.rogtecmagazine.com

5th KDR - Well Engineering Forum 12th September 2019 The Palace of Independence, Nur-Sultan

Held in conjunction with our General Partner and Platinum Sponsor - JSC NC KazMunayGas

The forum will address important issues including: • Drilling • Drilling fluids • Wellbore stability • Well completions • Cementing • Multistage hydraulic fracturing • Work over • Production • EOR • Occupational health and safety at drilling rigs Event partners

+34 951 388 667 www.kazdr.kz

БУРЕНИЕ основании какого-либо предчувствия, что «что-то может пойти не так». Корректировка управления должна быть также адекватной обстоятельствам. Дополнение к углу наклона, которое потребует превышения значения в 3 градуса может быть оправдано лишь в случае аварийно опасной ситуации, когда может случиться выход за пределы целевого продуктивного пласта.

Using descriptive commands is not an option here. 3) Attainable

5) Контролируемость по времени (Time-based), а еще точнее, по глубине ствола

Requesting an impossible manoeuvre from the directional driller is not “S.M.A.R.T.”. Each BHA has different steering capabilities and limitations that should be considered. These capabilities and limitations should be clearly communicated and commonly known. There is no point asking for a given dogleg across a certain interval which the BHA is unable to deliver.

Никогда недостаточно запроса информации по глубине по вертикали (ГВ), без предварительного

4) Relevant By default, a change of steering direction should occur

TRAFFIC LIGHT

STEERING CONSIDERATIONS

DOWNLINKING CONSIDERATIONS

This is a normal non-urgent adjustment to the trajectory. Required azimuth changes should be followed equaly as the inclination changes***.

Downlinks can be sent while drilling ahead at normal ROPs. There is no requirement to reduce the target ROP.

This is a change to the vertical placement of the well only. The correction is focused on vertical placement. Azimuth corrections can be ignored until this adjustment is completed***.

Downlinks can be sent while drilling however consideration should be given to reducing the ROP in order to ensure the commands are recieved on the current stand.

This is an urgent request to move the well vertically within the shortest distance possibly***. Failure to execute this trajectory change could result in exiting the reservoir.

No footage should be drilled with the tools in their current settings. Downlinks should be made with immediate effect. You should pick up off bottom.

DOGLEG CONSIDERATIONS

STEERING RATIO LIMIT*

Standard DLS of 3 deg/100 ft is the acceptable upper limit. The target DLS should be no more than 2 ½ deg/100 ft. This is selected to give a cushion from the upper limit. The DLS can be made with a combination of build rate and turn rate. Lower dog legs are desired.

50% is typically used here.

3 deg/100 ft is the desired DLS upper limit. The target DLS should be no more than 2 ½ deg/100 ft. This is selected to give a cushion from the upper limit. This should be build or drop rate only (no turn rate).

Consultation with the the company representative and geosteerer is required. The maxium DLS will be a function of the proximity of the hazard and the current depth of the well. Typically this will be way over 3 deg/100 ft as remaining in the reservoir is more important than DLS limit.**

70% is typically used here.

The directional driller will have freedom to select the most appropriate settings for the tool. Additional downlink might be required. Typically 100% steering ratio is used here.

Fig 5: Traffic Light System with steering ratio, downlinks, doglegs considerations and limits

* Please note: The steering ratio limits advised here are only for guidance only, the DD will adjust these setting based on the response of the BHA and any underlying tendencies. The objective is to limit the severity of the dogleg during these manoeuvres and not to specify a strict steering ratio **Please note: The exact DLS values for the red manoeuvre will be a result of specific circumstances and conditions for each trajectory adjustment and BHA steering capabilities. ***Please note: In some extreme conditions, three-dimensional well trajectories are designed which require changes of inclination as well as of azimuth while drilling. In such trajectories changes of azimuth will restrict possibilities of inclination build/drop and vice versa. A balance between these parameters should be maintained all the time as they will inter-affect each other. In three-dimensional trajectories, dogleg severity will equal a sum of build rate and turn rate. In three-dimensional drilling, the geosteerer is typically responsible for inclination changes while the directional driller will accommodate the inclination changes as well as the azimuthal adjustments. Especially during the red manoeuvre, the vertical inclination changes take precedence over the azimuthal changes.

38 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

БУРЕНИЕ уточнения того, на какой глубине по стволу будет находиться требуемая точка ГВ. Это расстояние также позволит определить и требуемый угол наклона (а также интенсивность отклонения), чтобы осуществить маневр. Заметьте, пожалуйста, что одно и то же значение глубины по вертикали, которое требуется получить в пределах двух разных расстояний глубины по стволу, даст в результате два различных значения угла наклона, необходимого для выполнения маневра.

СВЕТОФОР

only when an evident prerequisite arises and not based on a premonition that something might occur. The steering adjustment must also be adequate to the circumstances. A drop of inclination that requires exceeding a dogleg limitation of 3 degrees can be only justified in a hazardous situation with the potential of exceeding a targeted reservoir. 5) Time-based (or better MD based) It is never sufficient to request a change in TVD without specifying in what MD distance the requested TVD should

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СВЯЗИ

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ИНТЕНСИВНОСТИ ОТКЛОНЕНИЯ (ИО)

Это нормальная, неспешная корректировка траектории. Необходимые изменения по азимуту следует проводить одновременно с изменением вертикального угла наклона

Передачу сигналов можно проводить в процесс бурения при нормальной скорости проходки. Нет необходимости снижать скорость проходки.

Обычная ИО в 3 градуса на 100 футов - приемлемый верхний предел. Целевое значение ИО не должно превышать 2,5 градусов на 100 футов. Это обеспечивает необходимую подушку по верхнему пределу. ИО может складываться из степени набора кривизны и угловой скорости вращения (является их функцией). Желательно добиваться более низких значений ИО.

Здесь лишь корректировка вертикального расположения скважины. Корректировка нацелена на вертикальное положение. Поправками по азимуту можно пренебречь, пока данная корректировка не будет закончена***.

Передача сигналов возможна в процессе бурения, однако следует рассмотреть возможное снижение скорости проходки, чтобы обеспечить их своевременный прием.

3 градуса на 100 футов желательный предел ИО. Целевое значение - не более 2,5 градусов на 100 футов. Значение выбрано, чтобы обеспечить подушку по верхнему пределу. Здесь следует использовать только степень набора или сброса кривизны (без угловой скорости вращения).

Здесь обычно используется предел в 70%

Здесь срочный сигнал сдвинуть скважину по вертикали в пределах как можно более короткого расстояния***. Невыполнение данного изменения траектории чревато выходом из пласта.

Следует остановить проходку в данном положении оборудования. Необходима срочная передача и прием сигналов на оборудование. Следует выйти из забоя.

Необходимы срочные консультации с представителями компании и геонавигатором. Максимальный угол будет рассчитан по степени предрасположенности к аварии и текущей глубине скважины. Обычно принимается угол намного выше 3 градусов на 100 футов, поскольку нахождение в пласте предпочтительней соблюдения предельного значения ИО.

Бурильщик волен выбирать наиболее приемлемые параметры работы оборудования. Возможно, потребуется более интенсивная передача сигналов. Обычно коэффициент управления здесь 100%.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО УПРАВЛЕНИЮ

КОЭФФИЦИЕНТ УПРАВЛЕНИЯ

Здесь обычно используется предел в 50%

Рис 5: Система «Светофор» с параметрами (сигналами) коэффициента управления, нисходящей связи (передачи сигналов на оборудование), рекомендациями по углу набора кривизны, и его пределам * Заметьте, пожалуйста: Ограничения по коэффициенту управления ННБ здесь носят рекомендательный характер. Оператор ННБ должен корректировать эти значения, исходя из реакции КНБК, и иных предопределяющих ее процессов. Цель здесь – ограничить интенсивность угла отклонения во время этих маневров, поэтому точное значение ИО здесь не определяется. **Заметьте, пожалуйста: Конкретные значения ИО для маневров под красным сигналом будут результатом конкретных обстоятельств и условий для каждой корректировки траектории, а также степени управляемости КНБК. ***Заметьте, пожалуйста: В некоторых чрезвычайных обстоятельствах, проекция траектории скважины осуществляется в трехмерном пространстве, что требует изменения угла наклона, а также азимута в процессе бурения. В таких траекториях изменения по азимуту будут ограничивать возможности наращивания/понижения угла наклона, и наоборот. Следует постоянно сохранять баланс между этими параметрами, т.к. они взаимно влияют друг на друга. В трехмерных траекториях интенсивность отклонения (ИО) будет равна сумме степени набора кривизны и угловой скорости вращения. В трехмерном бурении геонавигатор обычно отвечает за корректировку угла наклона, в то время как оператор ННБ подстраивает эти значения в соответствии с корректировками по азимуту. Особенно для случаев маневров под красным сигналом изменения угла наклона имеют приоритет над корректировками по азимуту.

40 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING

Host Organisation:

SPE Annual Caspian Technical Conference Digital Transformation: Enabling the Future

16-18 October 2019

Fairmont Baku, Flame Towers Baku, Azerbaijan

go.spe.org/2019caspian

6th Annual Event

Bringing together the largest gathering of local, regional, and international oil and gas professionals to explore the key issues faced by the Caspian region.

In Participation with:

Advancing the World of Petroleum Geosciences

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 41

БУРЕНИЕ

TRAFFIC LIGHT

GEOSTEERING OBJECTIVE

INITIAL ACTION

Geosteerer is chasing the most optimal reservoir parameters.

Drilling ahead without any ROP limits e.g. 150 ft/hr. Downlinks sent while on botttom.

The program specifies a minimum distance to the top of the reservoir target (e.g. 10 ft TVD). While the well is being drilled, the distance to bed has dropped (e.g. below 10 ft TVD) and requires an immediate correction in order to remain within the targeted reservoir.

Approaching quickly top of the reservoir or thrown up by a fault. The distance to the top of the reservoir is below planned 10 ft TVD, decreasing fast or the well drilled out of the reservoir. An immediate action is critical for saving the well.

Drilling ahead with reduced ROP e.g. to 75 ft/hr. Downlinks sent as soon as possible while drilling.

GRAPHIC

DOGLEG CONSIDERATION

Steering towards the target after sending the downlinks. Doglegs between 1-2 deg/100 ft

Minimum planned distance

Stop drilling and pick up off bottom. Agree with company representative and directional driller on forward plan for steering. Downlinks sent accordingly.

3 deg/100 ft is the desired upper limit of the DLS.

Consult with the the company representative and directional driller. The maxium DLS will be a function of the proximity of the hazard and the current depth of the well. Typically this will be way over 3 deg/100 ft.

Fig 6: Descriptions and examples of how the Traffic Light System should be used for communication while drilling

Система связи «Светофор»

Одним из наиболее живых и подвижных методов коммуникации между геонавигатором и оператором ННБ является система «Светофор». Эта система – эффективный и действенный метод быстрой коммуникации, исключающей ненужные недоразумения. Геонавигатор, определяя цвет маневра (зеленый, желтый или красный), и сообщая его оператору ННБ, устанавливает уровень срочности действия, и определяет способ, которым данная корректировка будет исполнена. Это, разумеется, будет зависеть от ситуации и обстоятельств. Определенный уровень критичности позволяет оператору ННБ немедленно оценить необходимую скорость маневра, какой коэффициент управления должен быть выбран в приложении к инструменту, и какие значения интенсивности отклонения и скорости проходки потребуются для данной корректировки. Система «Светофор» не только позволяет передавать сообщения, но и «описывает» окружающую обстановку вокруг КНБК, с которой приходится иметь

42 ROGTEC

be achieved. This distance will also determine the required inclination (and the DLS) to perform the manoeuvre. Please note that the same TVD value requested to be achieved within two different MD distances will result in two different inclination values required for the manoeuvre.

Traffic Light Communication System

One of the most agile communication methods used between the geosteerer and the directional driller is called the Traffic Light System. The system is an effective and efficient way to communicate quickly and without unnecessary misunderstandings. The geosteerer by defining the colour of the manoeuvre (green, yellow or red) and communicating it the directional driller sets the urgency and establishes a fashion in which the adjustment will be performed. This obviously will depend on the situation and circumstances. Identified criticality will allow the directional driller to immediately estimate how fast the manoeuvre needs to be performed, what steering ratio he/she should apply to the tool and what values of DLS and ROPs are required for a given adjustment. The Traffic Light System not only allows www.rogtecmagazine.com

DRILLING Host Organisation

SPE Symposium: Caspian Health, Safety, Security, Environment and Social Responsibility 24-25 September 2019

Nur-Sultan, Kazakhstan

go.spe.org/caspianHSE

Save the Date! Gathering local, regional and global experts and practitioners from the upstream, midstream and downstream sectors to share best practice, progressive approaches and innovative applications to enhance HSE performance. • Expand your professional network through excellent networking opportunities • Hear insights from influential industry leaders • Experience the latest technologies, products and solutions

Visit the website for more information – go.spe.org/caspianHSE

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 43

БУРЕНИЕ

ЦЕЛИ ГЕОНАВИГАЦИИ

ПЕРВИЧНЫЕ ДЕЙСТВИЯ

Оператор направленного бурения рассчитывает на оптимальные параметры пласта.

Бурение без ограничений по скорости проходки, т.е. 150 футов в час. Передача нисходящих сигналов производится, когда достигнут забой.

СВЕТОФОР

Программа уточняет минимальное расстояние до кровли пласта (напр, 10 футов фактической глубины по вертикали). По мере бурения скважины, расстояние до пласта падает (т.е. менее 10 футов фактической глубины по вертикали) и требует незамедлительной поправки, чтобы оставаться внутри целевого пласта.

Быстрое приближение к кровле пласта или сброс из-за разлома. Расстояние до кровли пласта ниже запланированных 10 футов фактической глубины по вертикали, быстро уменьшается либо проходка вышла за пределы пласта. Требуется немедленное реагирование для спасения скважины.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО УГЛУ НАБОРА КРИВИЗНЫ

ГРАФИКА

Бурение с ограничением по скорости проходки, т.е. до 75 футов в час. Нисходящие сигналы передаются в процессе

Навигация к цели после отсылки нисходящего сигнала на оборудование. Угол набора кривизны 1-2 градуса на 100 футов.

Минимальное расчетное расстояние

бурения как можно чаще, насколько это возможно.

Остановить бурение и поднять колонну с забоя. Согласовать план дальнейшей навигации с представителем компании и оператором направленного бурения. Соответственно этому осуществляется нисходящая передача сигналов.

Проконсультируйтесь с представителем компании и оператором направленного бурения. Максимальный угол набора кривизны будет складываться из предрасположенности к аварии и текущей глубины скважины. Как правило, это бывает более 3 градусов на 100 футов.

Рис 6: Описания и примеры того, как система «Светофор» используется для коммуникации в процессе бурения

дело. Более подробную информацию можно найти на рисунках 5 и 6. Система связи «Светофор» включает в себя: • Green command Нормальный, неспешный маневр внутри целевого пласта. Типичное значение интенсивности отклонения (ИО) варьируется от 2 до 2,5 градусов на 100 футов (либо используются иные значения ИО, обговоренные до бурения), скорость проходки не ограничивается, сигналы на оборудование посылаются в процессе бурения и коэффициент управления ННБ устанавливается в пределах 50%. Азимут и угол наклона можно корректировать одновременно. • Желтый сигнал Требуется срочный маневр и значительное изменение направления бурения, когда траектория скважины либо приближается, либо уже достигла кровли пласта. Типичное значение ИО все еще в пределах

44 ROGTEC

the message to be conveyed, but also “describes” the surroundings the BHA will have to deal with. Please see figures 5 and 6 for more details. The Traffic Light Communication System includes: • Green command A normal, non-urgent manoeuvre within the targeted reservoir. Typical DLS ranges up to 2 - 2 ½ degrees per 100 feet (or any other DLS agreed pre-drill), the ROP is non-restricted, downlinks are sent while drilling and the steering ratio is set at around 50%. Azimuth and inclination can be adjusted simultaneously. • Yellow command Serious urgent manoeuvre when a well is approaching or has already reached the top or the bottom of the reservoir and a significant change of steering direction is required. Typical DLS still ranges up to 3 degrees per 100 feet, the ROP is restricted to allow downlinks to be received before a substantial distance is drilled. The steering ratio has www.rogtecmagazine.com

DRILLING

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 45

БУРЕНИЕ

1a) Текущая точка

1b) Параметр (сигнал) изменения траектории Требуемое положение скважины с определенными значениями глубины по стволу, глубины по вертикали, и угла наклона скважины

Фактическое положение пробуренной скважины с определенными значениями глубины по стволу, глубины по вертикали, и углу наклона скважины*.

1c) Выполнение маневра Требуемое положение скважины с определенными значениями глубины по стволу, глубины по вертикали, и угла наклона скважины

Требуемое положение скважины с определенными значениями глубины по стволу, глубины по вертикали, и угла наклона скважины

Фактическое положение пробуренной скважины с определенными значениями глубины по стволу, глубины по вертикали, и углу наклона скважины*

Требуемое значение угла наклона и глубины по вертикали по достижении новой цели

Требуемый угол наклона и глубина по вертикали по достижении новой цели

Рис 7: Один из методов смены целей навигации (подробнее также см. Рис.9) а) Геонавигатор определяет новую цель навигации. б) Геонавигатору необходимо сообщить оператору направленного бурения требуемый зенитный угол целевого объекта и фактическую глубину по вертикали на текущей глубине по стволу. Это будут фактическая глубина по стволу и зенитный угол (угол наклона), по которым скважина будет буриться, после того, как будет достигнут новый объект). Угол наклона нового объекта не уточняется, и оставляется на усмотрение бурильщика. Корректировка данной траектории управляется только одним параметром (сигналом светофора). в) Оператор бурения направляет инструмент к целевому объекту в пределах обозначенных ограничений по интенсивности отклонения, и наиболее оптимально использует возможности управления движением КНБК. Пока данный маневр выполняется, геонавигатор может сосредоточиться на анализе данных. Пожалуйста, не забывайте о том, что по достижении нового объекта (цели) скважина будет буриться уже с новым углом наклона, который будет определен геонавигатором.

1a) Current location

1b) Trajectory adjustment command Desired drilled well position with a defined MD, TVD and inclination*

Desired drilled well position with a defined MD, TVD and inclination*

Actual drilled well position with a defined MD, TVD and inclination*

1c) Execution

Actual drilled well position with a defined MD, TVD and inclination*

Desired drilled well position with a defined MD, TVD and inclination*

Actual drilled well position with a defined MD, TVD and inclination* Desired target inclination and TVD after reaching the new target

Desired target inclination and TVD after reaching the new target

Fig 7: One of the target changing methods (see also figure 9 for further explanation) a) The new target ahead is defined by the geosteerer. b) The geosteerer needs to communicate to the directional driller a desired target inclination and TVD at the given MD. This will be the TVD and inclination with which the well will be drilled after reaching the new target.) The new target inclination is not specified and left to the directional driller’s discretion. This trajectory adjustment requires only one command. c) The directional driller steers to the target within the specified dogleg limitations and using the BHA steering capabilities most optimally. While the manoeuvre is being performed, the geosteerer can focus on data analysis. Please note that after reaching the new target the well is drilled ahead with the new target inclination specified by the geosteerer.

до 3 градусов на 100 футов, скорость проходки ограничивается, чтобы не позволить сигналам запаздывать к процессу бурения. Коэффициент

46 ROGTEC

increased to approximately 70%. Vertical adjustment takes precedence over the azimuthal changes.

www.rogtecmagazine.com

DRILLING управления ННБ увеличивается до 70%. Корректировки по вертикали выполняются прежде чем вносятся изменения по азимуту. • Красный сигнал Маневр в условиях аварийной ситуации - если его не выполнить правильно, возможна потеря скважины. Ситуация красного сигнала может возникнуть когда, например, траектория бурения вышла за пределы продуктивного пласта в перекрывающие породы. Точные значения ИО для маневра по красному сигналу определяются конкретными обстоятельствами, и условиями для каждой корректировки траектории и управляемостью КНБК. Обычно, они могут достигать значений намного выше 3 градусов на 100 футов. Бурение следует остановить, и посылать сигналы на оборудование в условиях остановленной проходки. Необходимы консультации и согласования между всеми сторонами. Обычно, в таких ситуациях, бурильщик ННБ использует 100%-ный коэффициент управления оборудованием ННБ.

Методы смены целей

После того, как конкретный уровень срочности маневра определен, и передан оператору ННБ, также важно передать оператору новую цель для нового направления бурения. Это достигается двумя способами: 1) Уточнением угла наклона и глубины по вертикали, на определенном расстоянии глубины по стволу, в пределах которого нужно достичь требуемой глубины по вертикали Здесь геонавигатор принимает решение по новой цели, лежащей впереди (с координатами XYZ) и углу наклона скважины в точке новой цели (точнее – по углу наклона, который будет у скважины в точке новой цели). Геонавигатор не уточняет значение угла наклона, которое понадобится бурильщику ННБ, чтобы достичь новой цели, оставляя решение, как выполнять этот маневр, за ним самим. Заметьте, пожалуйста, что в данной ситуации оператор ННБ свободен осуществлять корректировку угла наклона и коэффициента управления ННБ по своему усмотрению. 2) Уточнением угла наклона новой цели Здесь геонавигатор производит расчет и решает сам, какой угол наклона потребуется, чтобы выполнить задачу бурения скважины на «х» футов глубины www.rogtecmagazine.com

• Red command Critical emergency manoeuvre which if not executed properly may result in losing the well. The red command situation may arise when e.g. a well has drilled out of the reservoir into the overburden. The exact DLS values for the red manoeuvre will be a result of specific circumstances and conditions for each trajectory adjustment and BHA steering capabilities. Usually, they can reach way above 3 degrees per 100 feet. The drilling should be ceased, and the downlinks should be sent without any additional footage drilled. Consultation and agreement between all parties are required. Usually, in such circumstances, the directional driller will use full 100% steering ratio tool capabilities.

Target Changing Methods

Once a specific urgency of the manoeuvre has been established and communicated to the directional driller, it is important to also convey a new target for the new steering direction. This can be obtained in two ways: 1) By specifying inclination and TVD at the MD distance within which the required TVD should be achieved Here the geosteerer decides on the new target ahead (with XYZ coordinates) and the inclination of the well at the new target (more specifically - inclination from the new target onwards). The geosteerer does not specify the inclination which the directional driller needs to use to reach the new target and leaves in his/her hands the decision of how to perform the manoeuvre. Please note that in this situation the directional driller has the freedom to perform the adjustment with the inclination and steering ratio of his choice. 2) By specifying a new target inclination Here the geosteerer calculates and decides on his/her own what inclination will be required for achieving an objective of moving the well by x feet TVD and within x feet MD distance. The directional driller executes the manoeuvre by setting the required build or drop rate of the tool. Please note that in this situation the directional driller is not aware of the new target nor of the inclination required at the new target (the XYZ coordinates of the new target and the inclination at the new target are not specified.) Typically, through the usage of this type of target changing method (with changing the inclination only and not specifying the actual new target ahead), the well will continue traversing through the stratigraphy indefinitely (inclination lower /higher than formation dip.) It is common to mistakenly assume that this way the more optimal zone

ROGTEC 47

БУРЕНИЕ

2a) Текущая точка

2b) Параметр (сигнал) изменения траектории

Требуемое положение пробуренной скважины

Фактическое положение пробуренной скважины с определенными значениями глубины по стволу, глубины по вертикали, и угла наклона скважины*

2c) Выполнение маневра

Требуемое положение пробуренной скважины

Точки изменения требуемого угла наклона

Требуемое положение пробуренной скважины

Точки изменения требуемого угла наклона

Рис 8: Один из методов смены целей навигации (подробнее также см. Рис. 10) а) Геонавигатор определяет новый угол наклона цели, лежащей впереди. б) Геонавигатор сообщает требуемые значения угла наклона и на основании данных анализа, проводимого в процессе бурения, сам производит необходимые поправки траектории. Требуемые значения глубины по вертикали и глубины по стволу (новой цели) не определены еще ни в какой точке. Данное изменение траектории требует как минимум двух параметров (сигналов светофора) (а зачастую, и больше). в) Оператор ННБ делает поправки угла наклона (и требуемого значения ИО) в каждой точке, где должен меняться угол наклона, и дополнительно корректирует выбранное значение, если величина интенсивности отклонения оказывается выше допустимых пределов.

2a) Current location

2b) Trajectory adjustment command

Desired drilled well position

Actual drilled well position with a defined MD, TVD and inclination*

2c) Execution

Desired drilled well position

Actual drilled well position with a defined MD, TVD and inclination*

Desired drilled well position

Actual drilled well position with a defined MD, TVD and inclination* Desired target inclination change points

Desired target inclination change points

Fig 8: One of the target changing methods (see also figure 10 for further explanation) a) New inclination ahead is defined by the geosteerer. b) The geosteerer communicates the desired target inclination and based on data analysis along the drilled hole conducts the trajectory adjustments on his/her own. Desired TVD or MD (the new target) is not specified at any point. This trajectory adjustment requires a minimum of two commands (and usually more). c) The directional driller will adjust inclination (and the DLS required) at every inclination change point and will challenge the request if the dog leg value is in excess of the agreed limits.

по вертикали и в пределах «х» футов расстояния глубины по стволу. Оператор ННБ выполняет маневр, устанавливая требуемый темп набора или сброса кривизны. Заметьте, пожалуйста, что в данной ситуации оператор ННБ не знает ни о новой цели, ни о требуемой величине углу наклона, необходимого на новой цели (координаты XYZ новой цели и угол

48 ROGTEC

will be searched and found. This flawed belief is very risky and should not be accepted. Usually, the type two manoeuvre produces much steeper inclinations (see red circles) as well as higher DLS. The trajectory shape also has more sinusoidal shape. The inclination at the new target is also not specified (more www.rogtecmagazine.com

DRILLING наклона на новой цели еще не определены). Обычно, посредством данного вида смены целей (изменяя угол наклона только, без уточнения фактической новой цели, лежащей впереди), траектория скважины будет идти стратиграфически неопределенно (угол наклона ниже/выше угла наклона пласта). Зачастую, ошибочно допускается, что данным способом можно отыскать наиболее оптимальную зону. Это сомнительное утверждение довольно рискованно, и не должно приниматься на веру. Обычно, маневр второго типа достигает более крутого угла наклона (отмечены красными кругами на рисунке), а также более высокого значение ИО. Форма данной траектории более похожа на синусоиду. Угол наклона в точке новой цели также не определен (точнее говоря, угол наклона, который будет у скважины после достижения новой цели). Оператор ННБ также не знает о цели геонавигатора, и поэтому не может соответственно корректировать коэффициент управления ННБ, и определять точку начала набора/сброса кривизны. Это не оптимальный вариант. По возможности, следует определить для новой цели глубину по вертикали, и угол наклона на данной глубине по стволу (см. также рисунок 10 с более подробной информацией). Вышеупомянутые примеры представляют собой наиболее уместные способы смены целей в геонавигации. Зачастую непросто объяснить разницу между фактическими результатами применения одного метода, либо другого, и это остается на усмотрение широкой публики (а еще чаще, для суждения в среде самих геонавигаторов).

Target 1 Цель 1 -

Target 2 Цель 2 -

Рис 9: Векторный метод геонавигации обеспечивает максимальное воздействие на пласт, предотвращает ненужные отклонения в движении, делая траекторию более плавной Fig 9: Geosteering by the vector targeting method provides maximum reservoir exposure and prevents unnecessary directional changes creating smoother trajectories

specifically - inclination from the new target onwards.) The directional driller is also unaware of the geosteerer’s objective and therefore she/he is unable to adjust the steering ratio accordingly or the most optimal point of drop/build commencement. This is not the preferred case. Whenever possible, a target TVD and inclination at a given MD should be specified (see also figure 10 for further explanation.) The above mentioned examples are the most common ways of target changing while geosteering. Often the actual consequences of using one method over the other one are not easily explained and expounded to the general public (and especially to the geosteering teams.) They can be summarised and systematized as follows: 1) Vector targeting method (also called “drilling on a line”) This method assumes that a target is a line with a given dip. The vector targeting method creates smooth transitions between the targets and gives sufficient flexibility to the directional driller to land on a target (on a

Их можно классифицировать и систематизировать следующим образом:

Цель 2 - Target 2 Цель 4 - Target 4

1) Векторный метод (также именуемый «бурением по линии») Данный метод предполагает, что цель находится на линии с данным углом падения. Метод векторного прицеливания создает плавные переходы между целями и предоставляет достаточную свободу оператору ННБ устанавливать цель (на линии). В случае, если геологическое окружение вынуждает выбрать другую цель, оператору ННБ предоставляется новая линия на цель – определенный угол наклона с определенными допусками по горизонту – и, он устанавливает новую цель. www.rogtecmagazine.com

Цель 1 - Target 1 Цель 3 - Target 3

Рис 10: Геонавигация точечным методом, при котором траектория достигает целевой объект через пересечение всех обозначенных целевых точек, но при этом ухудшается степень воздействия на пласт Fig 10: Geosteering by point in space method where trajectory fulfilled the objective of intersecting all the indicated targets but has a compromised reservoir target exposure

ROGTEC 49

БУРЕНИЕ

параллельное положение пласта (зона с низким риском) bed parallel (low risk section)

участок перехода (зона повышенного риска) transport section (higher risk section)

параллельное положение пласта (зона с низким риском) bed parallel (low risk section)

участок перехода (зона повышенного риска) transport section (higher risk section)

Рис 11: Начальное положение ствола параллельно наклону целевого пласта. Любое иное положение (иные углы наклона ствола скважины) рассматриваются как зоны повышенного риска, которых, по возможности, следует избегать, или сокращать до минимума. Зеленые интервалы обозначают параллельное положение пласта относительно ствола скважины. Красные интервалы относятся к переходам через стратиграфические зоны Fig 11: The primary position of the wellbore is parallel to the dip of the targeted formation bed. Any other position (any other well path inclination) is considered a higher risk position and should be avoided if possible or reduced to a necessary minimum. The green intervals mark the bed parallel position of the well path. The red intervals indicate traversing through the stratigraphy

Рис 12: Система связи «Светофор» в приложении к примерной траектории. Заметьте, пожалуйста, что зеленые сигналы светофора используются только на интервалах параллельных пласту (зоны низкого риска), тогда как желтые и красные сигналы светофора используются для интервалов повышенного риска и предрасположенности к аварийной обстановке Fig 12: Traffic Light Communication System applied to the exemplary trajectory. Please note that the green commands are used only throughout the bed parallel intervals (low risk sections) whereas yellow and red commands are applied for higher risk and emergency intervals

2) Точечный метод (также именуемый «бурением по точкам»). Точечный метод навигации горизонтальных скважин основывается на выборе геонавигатором угла наклона новой цели, под которым скважина будет буриться. Геонавигатор полагается только на собственные навыки расчета угла наклона, необходимого для пересечения целевой точки глубины по вертикали в определенной точке горизонтального отрезка (на определенной глубине

50 ROGTEC

line). In the event the geological surroundings push for a target change, a new target line - a certain inclination with certain horizontal tolerances - is given to the directional driller so a well can be landed on a new target. 2) The point in space method (also called “drilling on a point”). The point in space method for steering horizontal wells relies on a geosteerer deciding on the new target inclination that a well path will be drilled. The geosteerer relies only on her/his skills of calculating the inclination required to intersect a TVD target at a certain point of a horizontal section (at certain MD of the well). Although this method often allows intersecting all the indicated new targets, at the same time it provides very little control over the inclination of the wellbore between the target points since the directional driller is not involved in the selecting inclination values process. This approach regularly creates “over-shooting” of the targets with necessary corrections of the well path immediately after reaching the target. Consequently, this reduces flexibility for directional drillers and generates more work for the entire geosteering team. The method also usually involves a higher number of commands. In some cases, the undulating shape of a trajectory can cause losing the well. The figure below represents a trajectory that intersected all the required targets but still exhibits compromised reservoir exposure. Note that all the targets can also be intersected with a much smoother trajectory.

Conclusions and Recommendations

The geosteerer must endeavour to select the safest position of the wellbore at all times, a position which allows the fastest reaction to the change in geology and the shortest wellbore path that refrains from misplacement of the trajectory outside of the targeted reservoir. The primary position of the wellbore is parallel to the dip of the targeted formation bed. Any other position (any other wellbore path inclination) is considered a higher risk position and should be avoided if possible or reduced to a necessary minimum (figure 11). The higher risk position is also called a transport section of the well path. Bearing in mind the low and high risk sections (marked on figure 11 by green and red intervals), it is recommended to use green commands during the bed parallel sections and www.rogtecmagazine.com

DRILLING

БУРЕНИЕ ПО ТОЧКАМ DRILL ON A POINT

БУРЕНИЕ ПО ЛИНИИ DRILL ON A LINE

while traversing through the stratigraphy or outside of the targeted reservoir – yellow and red commands. БУРЕНИЕ ПО ТОЧКАМ DRILL ON A POINT

БУРЕНИЕ ПО ТОЧКАМ DRILL ON A POINT БУРЕНИЕ ПО ЛИНИИ DRILL ON A LINE

Рис 13: Методы смены целей, в приложении к примерной траектории. Заметьте, пожалуйста, что бурение по точкам (точечный метод навигации) приемлем в интервалах параллельного положения пласта (зоны пониженного риска), тогда как бурение по линии (векторный метод навигации) настоятельно рекомендуется к применению в зонах повышенного риска и предрасположенности к аварийным ситуациям Fig 13: Target changing methods applied to the exemplary trajectory. Please note that the drill on a point method (point in space method) is acceptable only along the bed parallel interval (low risk sections) whereas drill on a line (vector targeting method) is highly advisable for higher risk and emergency intervals

скважины по стволу). Хотя данный метод обычно позволяет пересекать все обозначенные новые цели, в то же самое время, он предоставляет минимальный контроль над выбором угла наклона ствола скважины между целевыми точками, поскольку оператор ННБ не участвует в процессе выбора значений угла наклона. Данный подход постоянно создает ситуации «мимо цели», когда требуется немедленная корректировка траектории скважины после того, как цель пройдена. Соответственно, это ограничивает подвижность оператора ННБ в работе, и создает больший объем работы для всей команды геонавигации. Данный метод также характерен большим числом сигналов. В некоторых случаях, волнообразная форма траектории может приводить к потере скважины. Рисунок ниже представляет траекторию, которая пересекла все необходимые цели, однако показывает довольно испорченную картину воздействия на пласт. Заметьте, пожалуйста, что все цели можно было пересечь намного более плавной траекторией.

Выводы и рекомендации

Геонавигатор должен всегда стремиться выбирать наиболее безопасное положение для скважины, положение, способствующее более быстрой реакции на изменяющуюся геологию, и наиболее короткую траекторию скважины, не допускающую выхода траектории скважины за пределы целевого продуктивного пласта. www.rogtecmagazine.com

Similarly, it is recommended to use the drill on a point method (point in space method) only within the low risk sections (see green intervals in the figure 11). The drill on a point method is acceptable here as the well is being drilling parallel to the dip of the targeted formation bed and the trajectory requires only minimal adjustments of the inclination. As soon as the well starts traversing through the stratigraphy, reaches hazardous position in relation to the reservoir boundaries or exits the targeted reservoir, the drill on a line method (vector targeting method) should be applied.

Первичное положение ствола скважины параллельно углу падения целевого пласта. Любая другая позиция (любой другой угол наклона скважины) рассматривается в качестве более рискованной, которой по возможности следует избегать, либо сводить к необходимому минимуму (рисунок 11). Позиция повышенного риска также называется транспортной секцией траектории скважины. Принимая во внимание отрезки с низкими и высокими рисками (отмеченными на рисунке 11 зелеными и красным интервалами), рекомендуется проводить маневры с зеленым сигналом при прохождении отрезков параллельных пласту, а под желтым и красными сигналами «Светофора» осуществлять маневры при переходе через стратиграфические зоны, и при выходе за пределы пласта. Равным образом, рекомендуется пользоваться точечным методом (метод точечного пространства) только при прохождении отрезков с низким риском (см. зеленые интервалы на рисунке 11). Здесь приемлем метод бурения по точкам, поскольку скважину бурится параллельно наклону целевого пласта, и траектория нуждается в минимальных поправках угла наклона. Но как только скважина начинает переход через стратиграфическую зону, достигает опасного положения относительно границ пласта, либо выходит за пределы пласта, следует применить метод бурения по линии (метод векторного определения целей).

ROGTEC 51

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

Вадим Кравец, ведущий аналитик RPI Research&Consulting

Vadim Kravets, lead analyst of RPI Research&Consulting

RPI: Старение фонда скважин поддержит рынок операций КРС и колтюбинга RPI Reports: Declining Well Production Will Boost the Workover and Coiled Tubing Market

се последние годы рынок операций капитального ремонта скважин (КРС) неуклонно рос, несмотря на периодически переживаемые нефтесервисным рынком, да и всей нефтегазовой отраслью кризисы. Для этого была веская причина – старение фонда скважин обуславливала необходимость их капитального ремонта во все больших масштабах. Этот фактор не потерял актуальности как в 2018 году, так и в среднесрочной перспективе. Наряду с простым увеличением числа операций КРС следует ожидать их технологического совершенствования, в частности, роста количества операций колтюбинга при КРС. Так что на будущее этих двух взаимосвязанных рынков – КРС и колтюбинга следует смотреть со сдержанным оптимизмом. Начиная с 2009 года, число операций капитального ремонта скважин в России неуклонно возрастало. Всего за этот период времени, оно увеличилось на 107,1% с 33,9 тыс. в 2009 году до 70,1 тыс. единиц в 2018 году. Годовые темпы прироста числа операций КРС на этом временном интервале также

52 ROGTEC

ver the last few years, the well workover market has been growing steadily, despite periodic crises in the oilfield service market and oil and gas industry. There was a strong reason for this - deterioration of the well stock forced the market to increase the number of workover operations. This factor remained relevant in 2018 and it will still be important in the mid-term. In addition to the increase in the number of workover operations, we should expect technological improvements, in particular, an increase in the number of coiled tubing workover operations. The future of these two interconnected markets - workover and coiled tubing - should be viewed with cautious optimism. The number of workover operations in Russia has been increasing steadily since 2009. In total, over this period it increased by 107.1% from 33,900 operations in 2009 up to 70,000 operations in 2018. The annual growth rate of the number of workover operations over this period also increased (from -3.7% in 2009 to 14.4% in 2017), with an average annual growth rate of 8.5% (Diagram 1). www.rogtecmagazine.com

WELL WORKOVER 80 70

тыс. операций Thousands of operations

16%

Источник: ЦДУ ТЭК, анализ RPI Central Control Administration of the Fuel and Energy Complex, RPI analysis

14% 12%

10% 8%

0% -2%

10 0

-4% 2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Число операций КРС, тыс. единиц Number of workover operations, thousands

2016

2017

2018

-6%

Темп прироста, % Growth rates, %

Диаграмма 1: Количество операций КРС и темпы их роста в России в 2007-2018 гг., тыс. операций и % Diagram 1: Number of workover operations and growth rates in Russia in 2007-2018, thousands of operations and %

увеличивались (с -3,7% в 2009 году до 14,4% в 2017 году), при этом среднегодовой темп прироста составил 8,5% (см. Диаграмму 1).

The number of workover operations in all oil-producing regions continued to grow during this period. However, only two regions were the main drivers of this growth: Western Siberia and Volga-Ural region. Of the total increase in the number of workover operations in 20092018 (+36.2 thousand operations), 25.1 thousand operations were performed in Western Siberia and 6.3 thousand operations - in Volga-Ural region (see Diagram 2).

В этот период времени продолжался рост числа операций КРС по всем нефтедобывающим регионам, однако основную динамику роста задавали два из них: Западная Сибирь и Волго-Урал. Из всего суммарного прироста числа операций КРС в 200980 70

тыс. операций Total, workover operations

Источник: ЦДУ ТЭК, анализ RPI Source: Central Control Administration of the Fuel and Energy Complex, RPI analysis

70.1 64.1

50 40 30

53.7

53.3

35.1

35.2

33.9

11.4

11.1

9.5

2007

2008

2009

37.7

39.3

39.6

11.5

11.8

12.4

2010

2011

2012

47.6

43.7

15.3

15.6

2015

2016

15.8 16.3

14.9

13.4

20 10 0

Западная Сибирь Western Siberia

Волго-Урал Volgo-Urals

Тимано-Печора Timano-Pechora

2013

2014

Восточная Сибирь Eastern Siberia

Прочие регионы Other regions

2017

2018

Итого операций КРС Total, workover operations

Диаграмма 2: Динамика количества операций КРС в России в 2007-2018 гг. в разрезе регионов нефтедобычи, тыс. операций Diagram 2: The number of workover operations in Russia in 2007-2018 in different oil production regions plotted against time, th. operations

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 53

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН 2018 гг. (+36,2 тыс. операций) Западная Сибирь обеспечила увеличение на 25,1 тыс., а Волго-Урал – на 6,3 тыс. операций (см. Диаграмму 2). В 2018 году рост числа операций КРС по сравнению с предыдущим годом составил 14,1%, в результате чего было проведено на 8,7 тыс. операций больше чем в 2017 году, а их общее число достигло примерно 70,1 тыс. единиц. Как было указано выше, ключевую роль в увеличении рынка КРС в 2018 году сыграла Западная Сибирь, обеспечив 80% общего роста. Он был обеспечен прежде всего дочерними обществами «Роснефти»: «РНЮганскнефтегазом» (+8060 операций, +126% к уровню 2017 года), «Сахалинморнефтегазом» (+1647 операций, +706%) и «РН-Пурнефтегазом» (+907 операций, +48%). В общей структуре рынка КРС в 2018 году Западная Сибирь и Волго-Урал суммарно имели 90%-ную долю рынка, занимая сегменты в 68% и 22% соответственно. Доли этих двух регионов в общем объеме операций КРС во многом обусловлены их значительным удельным весом в суммарном фонде нефтяных скважин: в Западной Сибири и Волго-Урале расположено 94% всех нефтяных скважин России, дающих продукцию. В расчете на одну скважину, дающую продукцию, в 2018 году число операций КРС было максимальным в Восточной Сибири и Тимано-Печоре – 0,89 и 0,66 операций на скважину соответственно, а 180 160

operations in 2018 increased by 14.1%. That resulted in an increase of the number of workover operations by 8.7 thousand as compared to 2017, and the total number reached approximately 70.1 thousand workover operations. As mentioned above, Western Siberia played a key role in the workover market growth in 2018, providing 80% of the total growth. It was provided primarily by Rosneft subsidiaries: RN-Yuganskneftegaz (+8060 operations, +126% as compared to 2017), Sakhalinmorneftegaz (+1647 operations, +706%) and RN-Purneftegaz (+907 operations, +48%). In 2018, Western Siberia and the Volga-Ural regions had a share of 90% of the total workover market with 68% and 22% shares respectively. The high market share of these two regions in comparison to the total volume of workover operations is primarily due to a significant proportion in the total well stock: 94% of all oil production wells in Russia are located in Western Siberia and Volga-Ural regions. The number of workover operations per well was the highest in Eastern Siberia and Timan-Pechora regions in 2018 with 0.89 and 0.66 operations per well, respectively, and the lowest in Volga-Ural region with 0.28 operations per well. In monetary terms, the workover market in 2009-2018 demonstrated steady growth, increasing by 181% over this period with an average annual growth rate of about 12%. As a result, in 2018 the workover market reached the level

млрд рублей billion rubles

25%

Источник: ЦДУ ТЭК, анализ RPI Source: Central Control Administration of the Fuel and Energy Complex, RPI analysis

20%

140 120

15%

100 80

10%

60 40

20 0

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Объем рынка КРС, млрд рублей Workover market volume, billion rubles

2014

2015

2016

2017

2018

Темп прироста, % Growth rate, %

Диаграмма 3: Объем рынка КРС в денежном выражении и темпы его роста в России в 2007-2018 гг., млрд руб. и % Diagram 3: The workover market size in monetary terms and its growth rate in Russia in 2007-2018, billion rubles and %

54 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

WELL WORKOVER минимальным – в Волго-Урале – 0,28 операций на скважину. В денежном выражении рынок КРС в 2009-2018 гг. показывал постоянный рост, увеличившись за этот период времени на 181%, со среднегодовым темпом прироста около 12%. В результате в 2018 году он достиг уровня в 161 млрд руб. В прошлом году, в частности, рынок КРС вырос на 22,8 млрд руб., продемонстрировав годовой темп роста в 16,4% (см. Диаграмму 3). Средняя стоимость одной операции КРС в России в 2018 году достигла уровня 2,3 млн руб. за одну операцию, увеличившись за год на 2%. Также, как и в 2017 году, рост объема российского рынка КРС в 2018, составивший 22,8 млрд руб., в наибольшей степени был обусловлен увеличением количества операций КРС (+20,0 млрд руб.) и в меньшей степени – ростом стоимости одной операции (+2,8 млрд руб.). В общей структуре рынка КРС в денежном выражении в 2018 году Западная Сибирь и Волго-

www.rogtecmagazine.com

of 161 billion rubles. Last year the workover market grew by 22.8 billion rubles, demonstrating an annual growth rate of 16.4% (Diagram 3). The average cost of one workover operation in 2018 in Russia increased by 2% and reached 2.3 million rubles for a single operation. As in 2017, the growth of the Russian workover market in 2018 accounted for 22.8 billion rubles, which was primarily due to an increase in the number of workover operations (+20.0 billion rubles) and, to a lesser extent, due to an increase in the cost of one operation (+2.8 billion rubles). In 2018, Western Siberia and the Volga-Ural region in total accounted for 88% of the market in money terms with 74% and 14% market shares, respectively (Diagram 4). In 2018, Western and Eastern Siberia were the regions where Russian workover market grew by 17.3 billion rubles and 3.6 billion rubles, respectively. Other regions (including Caspian, North Caucasian, Okhotomorskaya and other petroleum provinces) made the least contribution to the growth of the workover market, reducing the volume of operations by 0.2 billion rubles.

ROGTEC 55

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН Урал суммарно обеспечивали 88% рынка, занимая доли 74% и 14% соответственно (см. Диаграмму 4). В 2018 году Западная и Восточная Сибирь в наибольшей степени способствовали финансовому росту российского рынка КРС, в этих регионах рынок увеличился на 17,3 млрд и 3,6 млрд рублей соответственно. Наименьший вклад в рост рынка КРС внесли прочие регионы (среди которых присутствуют такие нефтегазоносные провинции как Прикаспийская, СевероКавказская, Охотоморская и др.), сократив объем операций на 0,2 млрд рублей. Рост региональных сегментов российского рынка КРС происходил преимущественно под воздействием одного параметра – увеличения количества операций, за исключением Волго-Урала, где рост рынка был вызван увеличением стоимости операции КРС.

Восточная Сибир Eastern Siberia Тимано-Печора Timano-Pechora

Прочие регионы Other regions

Волго-Урал Volgo-Urals

15%

100%=161,3 млрд рублей

Источник: ЦДУ ТЭК, анализ RPI Source: Central Control Administration of the Fuel and Energy Complex, RPI analysis

Западная Сибирь Western Siberia

74%

Диаграмма 4: Доли отдельных регионов нефтедобычи в общем рынке

Стоимость операции КРС в прошлом году КРС в денежном выражении в России в 2018 году, % достигла 3,14 млн руб. за операцию в Diagram 4: Share of individual oil production regions in the total workover Тимано-Печоре, 2,52 млн руб. в Западной market in monetary terms in Russia in 2018, % Сибири, 2,37 млн руб. в Восточной Сибири, The growth of regional sectors of Russian workover market 1,48 млн руб. в Волго-Урале и 2,26 млн руб. was mainly driven by one parameter - an increase in the в прочих регионах. Изменение средней стоимости number of operations, except for the Volga-Urals where операции КРС было разнонаправленным: от снижения на 27,9% в Восточной Сибири до роста на the market growth was due to an increase in the cost of workover operations. 9,2% в Волго-Урале. В Волго-Урале увеличение средней стоимости операции КРС главным образом было обусловлено ростом стоимости операций у «Оренбургнефти», «Самаранефтегаза» и «Белкамнефти». Так как доля «Оренбургнефти» на рынке Волго-Урала в 2018 году составила 10% в физическом и 15% - в денежном выражении, а рост стоимости КРС у этой компании составил 48,5%, то именно «Оренбургнефть» внесла ключевой вклад в рост средней стоимости операции КРС в Волго-Урале. В Восточной Сибири снижение стоимости операции КРС «Сахалинморнефтегазом», оперирующим разработкой шельфового месторождения нефти и газа Одопту-море Северный купол, оказало существенное влияние на среднюю стоимость КРС в регионе. Являясь одной из наиболее значимых компаний региона (39% регионального рынка в физическом и 65% в денежном выражении), компания снизила среднюю стоимость одной операции на 33%, что нашло свое отражение в итоговых данных по региону.

56 ROGTEC

Last year the cost of workover operations reached 3.14 million rubles per operation in Timano-Pechora, 2.52 million rubles in Western Siberia, 2.37 million rubles in Eastern Siberia, 1.48 million rubles in the Volga-Ural region and 2.26 million rubles in other regions. The change in the average cost of a workover operation was different in each region: from a 27.9% decline in Eastern Siberia to a 9.2% increase in the Volga-Ural region. In the Volga-Ural region, the increase in the average cost of a workover operation was mainly due to an increase in the cost of operations at Orenburgneft, Samaraneftegaz and Belkamneft. Orenburgneft’s share in Volga-Ural market in 2018 was 10% in physical terms and 15% in monetary terms, and the growth in the cost of workover operation in this company was 48.5%. Thus, Orenburgneft made a key contribution to the growth of the average cost of workover operations in the Volga-Ural region. In Eastern Siberia, the decline in the cost of workover operation at Sakhalinmorneftegaz, which operates the Odoptu-more (North Dome) offshore oil and gas field, had www.rogtecmagazine.com

WELL WORKOVER Значительное снижение временных и финансовых затрат Инновационный подход

ДВОЙНОЙ БАРЬЕР: РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ Применение извлекаемых высокорасширяемых мостовых пробок HEX в сочетании с системой контроля барьеров BVS компании Interwell позволяет безопасно возобновить использование обсаженных буровых скважин. Жесткие требования североевропейского клиента к целостности скважин и параметры пласта месторождения делают невозможным традиционный подход к работе. Interwell принял вызов увеличить жизненный цикл скважины. Требуемая установка с обратной связью оказалась возможной благодаря запуску двух глубинных пробок Interwell HEX (ISO 14310:2008 V0) совместно с системой контроля барьера BVS, обеспечивающей прямые и непрерывные замеры давления и температуры через установленные пробки и барьеры. Инновационное решение Interwell было принято вовлеченными сторонами, сэкономило заказчику несколько месяцев рабочего времени и позволило провести необходимые работы вместо заглушения скважины.

HEX • Малый наружный диаметр и высокая расширяемость извлекаемых пробок • Идеальное решение для следущих применений: барьеры, пакеры для инъекционных клапанов и т.д. • Доступны различные размеры

BVS • Mониторинг давления и температуры над и под пробкой • Прямой контроль целостности барьера • Беспроводная передача данных • Доступны различные размеры

www.interwell.com

YOUR GLOBAL PARTNER www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 57

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

Заказчики и подрядчики

a significant impact on the average workover cost in the region. As one of the most relevant companies in the region (39% of the regional market in physical terms and 65% in monetary terms), the company reduced the average cost per operation by 33%, which impacted the total region performance.

В расчете на одну скважину, дающую продукцию, максимальное число операций КРС в 2018 году зафиксировано у «Роснефти» – 0,83 операций на скважину, «Газпром нефти» – 0,50 и «Славнефти» – 0,46 операций на скважину, а минимальное – у «Татнефти» и прочих компаний – 0,15 и 0,27 операций на скважину соответственно. Различия по компаниям связаны главным образом со степенью выработанности месторождений.

Customers and Contractors

В прошлом году в общей структуре рынка КРС «Роснефть», «Сургутнефтегаз» и «ЛУКОЙЛ» суммарно обеспечивали 75% рынка КРС в физическом выражении, занимая доли 51%, 12% и 12% соответственно.

В денежном выражении рынок КРС в 2018 году вырос на 22,8 млрд руб. Наибольший вклад в рост рынка обеспечили «Роснефть» (+18,7 млрд руб.), «Сургутнефтегаз» (+5,1 млрд руб.) и «ЛУКОЙЛ» (+3,2 млрд руб.). Изменение стоимости операций КРС и их объемов оказывало различное влияние на изменение объемов рынка КРС по заказчикам. Так, существенный вклад в рост по «Сургутнефтегазу» и «ЛУКОЙЛу» оказало увеличение стоимости операций, а по «Роснефти» – увеличение количества операций. Если брать структуру рынка заказчиков в денежном выражении, то картина получается качественно похожая. «Роснефть», «Сургутнефтегаз» и «ЛУКОЙЛ» суммарно обеспечивали 84% рынка КРС, занимая доли 37%, 33% и 14% соответственно. В целом на рынке продолжал наблюдаться процесс концентрации: по сравнению с 2017 годом в 2018-м ведущие три заказчика увеличили свою суммарную долю с 70% до 75% в физическом, и c 78% до 84% операций в денежном выражении. Особенностью рынка подрядчиков КРС в России является наличие на нем значительного количества мелких компаний, которые состоят из нескольких бригад. Такие компании работают по договорам субподряда с более крупными сервисными компаниями, зачастую по демпинговым расценкам и находятся вследствие этого под угрозой банкротства и ликвидации. Процесс ротации компаний в данном сегменте происходит на регулярной основе, перерегистрация ликвидированных организаций является общепринятой практикой. На российском рынке независимые компании небольшого размера выполняют порядка 24%

58 ROGTEC

Last year, Rosneft, Surgutneftegas and LUKOIL provided 75% of the total workover market in physical terms with shares 51%, 12% and 12%, respectively. Calculations of the ratio of the number of workover operations to the number of production wells showed that the maximum ratio in 2018 was 0.83 for Rosneft, 0.50 for Gazprom Neft and 0.46 for Slavneft while the minimum ratio was demonstrated by Tatneft and other companies with ratios 0.15 and 0.27 respectively. Differences between companies are primarily associated with the field depletion coefficient. In monetary terms, in 2018 the workover market grew by 22.8 billion rubles. Rosneft (+18.7 billion rubles), Surgutneftegaz (+5.1 billion rubles) and LUKOIL (+3.2 billion rubles) made the largest contribution to the market growth. Changes in the cost and volumes of workover operation had a different impact on changes in the workover market volume for different customers. For example, the growth of Surgutneftegaz and LUKOIL was driven by an increase in the cost of operations, and that of Rosneft - by an increase in the number of operations. In monetary terms customer market profile is similar. In total, Rosneft, Surgutneftegas and LUKOIL provided 84% of the workover market with shares 37%, 33% and 14% respectively. In general, it was observed that the process of market concentration is still in progress: as compared to 2017, the top three customers increased their total share in 2018 from 70% to 75% in physical terms, and from 78% to 84% in monetary terms. One of the specific features of the Russian workover market is the presence of a significant number of small companies with few workover teams. These companies work under subcontracts with larger service companies, often at dumping rates, and are therefore at risk of bankruptcy and liquidation. Regular rotation of companies is one of the features of this market sector. Re-registration of liquidated companies is a common practice. In the Russian market, small independent companies perform approximately 24% of all workover operations annually in physical terms (in 2018, the share of other www.rogtecmagazine.com

WELL WORKOVER операций КРС ежегодно в физическом выражении (в 2018 году доля прочих компаний снизилась в том числе за счет отражения большего количества игроков по сравнению с предыдущими периодами). Снижение их доли на 1-3% ежегодно во многом связано с централизацией рынка нефтесервисных услуг и укрупнением подразделений сервисных компаний, входящих в структуры ВИНК. Более двух третей операций КРС в России проводится крупными финансово устойчивыми компаниями. В 2018 году доля «РН-Сервис» на рынке КРС увеличилась с 23% до 28%, что обусловлено ростом количества капитальных ремонтов на месторождениях в Западной Сибири. Объем КРС, выполненных этой компанией, увеличился на 38% до 19,6 тыс. операций. «Сургутнефтегаз» хотя и увеличил объем выполняемых работ, но с темпами ниже общерыночных, что отразилось на снижении их доли с 15% до 13%. В целом, по большинству основных подрядчиков в 2018 году отмечался рост числа выполняемых операций. В 2018 году на рынке продолжилась тенденция усиления позиций сервисных компаний ВИНК. Во многом это связано с тем, что увеличилась доля ведущих нефтегазовых компаний в качестве заказчиков услуг. В случае, когда в составе компании есть сервисные подрядчики, основной объем работ стараются передать своим дочерним подразделениям, если это представляется технически обоснованным. Однако это не отменяет факта привлечения независимых организаций для выполнения работ. Если сравнить данные динамики КРС в части заказчиков и подрядчиков, можно заметить, что, например, доля «Роснефти» в качестве заказчика увеличилась на 8% по сравнению с 2017 годом, в то время в качестве исполнителя доля «РН-Сервис» выросла только на 5%. Данный факт свидетельствует о широкой практике привлечения работ сторонних независимых компаний для выполнения капитальных ремонтов. «Сургутнефтегаз» выполняет практически весь объем работ компании силами собственных подразделений. Другие недропользователи («ЛУКОЙЛ», «Газпром нефть» и др.) более открыты к привлечению сторонних исполнителей.

Что с рынком колтюбинга?

При оценке фактического объема рынка колтюбинга учитывались следующие показатели: • количество операций гидроразрыва пласта (ГРП) и многостадийного ГРП (МГРП) на новых скважинах и www.rogtecmagazine.com

companies decreased due to, among other things, a larger number of market players as compared to previous periods). The decrease in the share of small companies by 1-3% annually is largely due to the centralization of the oilfield services market and the consolidation of service companies’ subdivisions within vertically integrated oil companies. More than two thirds of workover operations in Russia are performed by large, financially stable companies. In 2018, RN-Servis’s share of the workover market increased from 23% to 28% due to an increase in the number of workover operations in Western Siberia. The volume of workover operations performed by this company increased by 38% up to 19.6 thousand operations. Surgutneftegas increased the volume of operations but this increase was at a rate lower than the average market rate, which resulted in the decrease in its share from 15% to 13%. In general, in 2018 most of major contractors experienced an increase in the number of operations. In 2018, the market continued the trend of strengthening of the service companies positions within vertically integrated oil companies. This is primarily due to the fact that the share of leading oil and gas customers has increased. When service contractors are the part of the company, most of the work is to be transferred to its subsidiaries in case it is technically feasible to do so. However, this does not change the fact that independent companies are still involved. The comparison of the data on workover market development in terms of customers and contractors indicates that, for example, the share of Rosneft as a customer increased by 8% as compared to 2017, while the share of RN-Servis as a contractor increased by only 5%. This fact demonstrates a common practice of involving third-party independent companies for performing workover operations. Surgutneftegas performs almost all operations through its own divisions. Other operators (LUKOIL, Gazprom Neft, etc.) are more open to third-party contractors.

What is the State of Coiled Tubing Market?

Evaluation of the actual volume of the coiled tubing market was carried out based on the following indicators: • the number of hydraulic fracturing and multistage fracturing operations in new and existing wells; • number of workover operations by the type; • expert estimates of the development of coiled tubing application in fracturing operations by oil and gas regions; • expert estimates of CT utilization by CT operation type and by oil and gas region; • rate of horizontal wells commissioning and increase in the share of horizontal wells in the total well stock; • actual and estimated cost of coiled tubing operations

ROGTEC 59

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН на переходящем фонде; • количество операций КРС по видам операций; • экспертные оценки динамики использования ГНКТ при проведении операций ГРП/МГРП в разрезе нефтегазовых регионов; • экспертные оценки динамики использования ГНКТ по видам операций КРС в разрезе нефтегазовых регионов; • динамика ввода горизонтальных скважин и рост их доли в общем фонде скважин; • фактическая и оценочная стоимость операций с ГНКТ при ГРП и МГРП, при КРС в разрезе видов КРС, при бурении и зарезки боковых стволов (ЗБС). В результате проведенного RPI исследования было установлено, что рынок колтюбинга является одним из наиболее динамичных сегментов рынка нефтепромыслового сервиса. Отражением этого факта является, в частности, рост количества установок ГНКТ за последние 11 лет примерно в три раза, сопровождавшийся возрастанием числа операций в 2,5 раза. В настоящее время применение колтюбинга на российском рынке в первую очередь сфокусировано на проведении: • ГРП и МГРП на новых скважинах; • КРС, в том числе при обработке призабойной зоны (ОПЗ), • подготовки скважин к ГРП и ЗБС; • освоения скважин после ГРП и ЗБС; • вводе в эксплуатацию и ремонте нагнетательных 25

for hydraulic fracturing, workover purposes, drilling and sidetracking. As a result of RPI research, it was found that the coiled tubing market is one of the most dynamic segments of the oilfield services market. This fact is evidenced by the increase in the number of coiled tubing units over the last 11 years by approximately three times, accompanied by a 2.5-fold increase in the number of operations. At present, the use of coiled tubing in the Russian market is primarily focused on the following operations: • fracturing and multistage fracturing in new wells; • workover operations including bottom-hole treatment; • preparation of wells for hydraulic fracturing and sidetracking; • well stimulation after hydraulic fracturing and sidetracking; • commissioning and workover operations in injection wells (stimulation of new wells); • other workover operations. The use of coiled tubing in other segments (drilling and sidetracking) is rather limited (except for Surgutneftegas), which is particularly noticeable in comparison with international experience, especially in the USA and Canada. The coiled tubing market in Russia began to develop in 1998. However, rapid quantitative and qualitative growth was indicated only in 2007-2018, when the number of operations increased by 153.9%, from 8.6 thousand in 2007 up to 21.9 thousand in 2018 (Diagram 5). 18%

Источник: ЦДУ ТЭК, анализ RPI Source: Central Control Administration of the Fuel and Energy Complex, RPI analysis

тыс. операций billion rubles

16%

14% 12% 10%

8% 6%

4% 2%

0% 0

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Годовой объем операций, тыс. операций Annual volume of operations, thousand ea.

2015

2016

2017

2018

-2%

Темп прироста, % Growth rate, %

Диаграмма 5: Годовой объем операций колтюбинга в России, 2007-2018 гг., тыс. ед. Diagram 5: Annual volume of coiled tubing operations in Russia, 2007-2018, thousand ea.

60 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

1–4 ОКТЯБРЯ 2019

WELL WORKOVER

ПРИЗНАННАЯ ПЛОЩАДКА ДЛЯ ДИСКУССИИ О РАЗВИТИИ МИРОВОЙ ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ

ПРИ ПОДДЕРЖКЕ

ПРИ УЧАСТИИ

КОНГРЕССНО-ВЫСТАВОЧНЫЙ ЦЕНТР

ЭКСПОФОРУМ

ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПАРТНЁР

ПАРТНЁРЫ

ГЕНЕРАЛЬНЫЙ МЕЖДУНАРОДНЫЙ ПАРТНЁР

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ ПЕТЕРБУРГСКОЕ ШОССЕ, 64/1

+7 (812) 240 40 40 (ДОБ. 2168, 2122) GF@EXPOFORUM.RU

18+

GAS-FORUM.RU

КОНГРЕССНО-ВЫСТАВОЧНЫЙ ЦЕНТР

ЭКСПОФОРУМ www.rogtecmagazine.com

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ ПЕТЕРБУРГСКОЕ ШОССЕ, 64/1

+7 (812) 240 40 40 (ДОБ. 2168, 2122) GF@EXPOFORUM.RU

18+

GAS-FORUM.RU ROGTEC 61

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН скважин (освоение вновь пробуренных скважин); • других видов КРС. Использование ГНКТ в других сегментах (бурение и ЗБС) является достаточно ограниченным (за исключением «Сургутнефтегаза»), что особенно заметно в сравнении с международным опытом, в первую очередь в США и Канаде. Рынок колтюбинга в России начал развиваться с 1998 года, но особенно быстро он прогрессировал качественно и количественно в 2007-2018 гг., в течение которых количество операций выросло на 153,9%, с 8,6 тыс. в 2007 году до 21,9 тыс. в 2018 году (см. Диаграмму 5). В настоящее время объем использования колтюбинга в нефтегазодобывающих компаниях значительно отличается, что связано прежде всего с подходом нефтегазовых компаний к сервису: одни компании внедрили и применяют колтюбинг на всех стадиях строительства, освоения и капитального ремонта скважин, другие используют колтюбинг ограниченно, только для проведения определенных сервисных операций. В целом по стране до 2010 года использование колтюбинга было следствием увеличения числа КРС, проводимых с помощью ГНКТ, а начиная с 2011 года дополнительный импульс росту числа операций колтюбинга был придан расширением спектра нефтесервисных услуг с использованием ГНКТ, в частности операциями при многостадийном гидроразрыве пласта и при вводе в эксплуатацию горизонтальных скважин. Если брать ситуацию на рынке в прошлом году, то она выглядит следующим образом. В 2018 году число операций колтюбинга выросло по сравнению с 2017 годом на 2,6 тыс. единиц (+12,8%) до уровня 21,9 тыс. операций. Основной рост пришелся на сегменты ОПЗ, ГРП и МГРП, а также на прочие виды работ КРС. Наибольшие доли в общем числе операций колтюбинга в 2018 году приходились на сегмент обработки призабойной зоны и вызова притока (без учета ГРП) – 41,2%, а также на сегмент операций при ГРП и МГРП – 26,8%. По состоянию на 2018 год ключевыми регионами в области применения колтюбинга являлись Западная Сибирь (78,8% от всех операций в России) и ВолгаУрал. Это обусловлено растущим количеством скважин на месторождениях на поздних стадиях эксплуатации, на которых в большей степени проводятся операции ГРП, КРС и осуществляется бурение боковых стволов.

62 ROGTEC

At present, the usage of coiled tubing differs significantly by oil and gas company, which is primarily due to the approach of oil and gas companies to service: some companies introduce and apply coiled tubing technologies at all stages of drilling, stimulation and workover, while others use coiled tubing only for certain service operations. For the whole country the use of coiled tubing until 2010 was a consequence of the increase in the number of workover operations with coiled tubing, and starting in 2011, the growth of coiled tubing operations was further boosted by the expansion of oilfield services through the use of coiled tubing, in particular for multistage fracturing operations and for commissioning of horizontal wells. The market situation last year is described as follows. In 2018, the number of coiled tubing operations increased by 2.6 thousand units (+12.8%) up to the level of 21.9 thousand operations as compared to 2017. The main growth was concentrated in bottomhole treatment, hydraulic fracturing and multistage fracturing segments and other workover operations. The largest share in the total number of coiled tubing operations in 2018 was for bottom-hole treatment and well stimulation (excluding hydraulic fracturing) segments - 41.2%, and for fracturing and multistage fracturing segments - 26.8%. As of 2018, the key regions of coiled tubing application were Western Siberia (78.8% of all operations in Russia) and the Volga-Ural region. This is due to the growing number of wells at the fields in late stages of development which is characterized by the increase in the volume of hydraulic fracturing, workover and sidetracking operations. The change in the number of coiled tubing operations by oil production region in 2007-2018 was mainly caused by the increase in the number of workover and fracturing/ multistage fracturing operations using coiled tubing. Drilling and sidetracking with coiled tubing are only drivers for Western and Eastern Siberia. From 2007 to 2018, the cost of CT operations in Russia had been increasing annually, and the whole coiled tubing market had been growing in monetary terms. The average annual growth rate for this period was 22.6%. In 2018, the coiled tubing market in monetary terms amounted to 79.4 billion rubles (Diagram 6), the annual growth of the market volume in monetary terms was 20.2% as compared to 2017. In terms of market segments, the highest growth rate over the period from 2007 to 2018 was demonstrated by fracturing and multistage fracturing segments (+46.0 billion rubles), which provided 64.9% of the coiled tubing market growth over this period. www.rogtecmagazine.com

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН Изменение числа операций колтюбинга по регионам нефтедобычи в 2007-2018 гг. в основном было вызвано ростом количества операций КРС и ГРП/ МГРП с использованием ГНКТ. Бурение и ЗБС с ГНКТ являются драйверами только для Западной и Восточной Сибири. В 2007-2018 гг. стоимость работ с применением ГНКТ в России ежегодно увеличивалась, рос и сам рынок колтюбинга в денежном выражении. Среднегодовые темпы роста за данный период составили 22,6%. В частности, в 2018 году объем рынка колтюбинговых услуг в денежном выражении составил 79,4 млрд руб. (см. Диаграмму 6), годовой прирост объема рынка в денежном выражении был равен 20,2% по отношению к 2017 году. В разрезе по сегментам наибольший рост в 20072018 гг. продемонстрировал сегмент операций при ГРП и МГРП (+46,0 млрд. руб.), обеспечивший 64,9% роста рынка колтюбинга за этот период. Самый дорогой и объемный в денежном выражении сегмент операций с ГНКТ – операции ГРП, включая МГРП на новых скважинах, объем которого в 2018 году составил 48,3 млрд руб. (60,8%). Совокупный объем операций с ГНКТ при КРС составил 27,9 млрд руб. (35,2%). На долю колтюбинга при бурении и ЗБС в сумме пришлось 4,1% или 3,2 млрд руб. Крупнейшими сегментами колтюбинга при КРС в денежном выражении в 2018 году являлись: 90 80

The most expensive segment of CT operations in monetary terms is fracturing, including multistage fracturing in new wells, which amounted to 48.3 billion rubles in 2018 (60,8%). The total volume of CT workover operations was 27.9 billion rubles (35,2%). Coiled tubing operations for drilling and sidetracking accounted for 4.1% or 3.2 billion rubles. The largest coiled tubing workover segments in monetary terms in 2018 were: • Bottomhole treatment - 10.8 billion rubles (13.7% of the total coiled tubing market); • preparation and stimulation after hydraulic fracturing - 9.1 billion rubles (11,4%); • preparation and stimulation after sidetracking - 2.8 billion rubles (11,4%); • commissioning and workover operations in injection wells (stimulation of new wells) – 3.0 billion rubles (3,7%). It should be noted that the largest share of the coiled tubing market in physical terms was represented by workover operations - 71.2%, while in monetary terms it was only 35.2%. The opposite is true for the fracturing and multistage fracturing segments - in physical terms its share in 2018 was 26.8%, while in monetary terms this segment was the largest in terms of the number of operations 60.8%. The main customers of coiled tubing services in Russia are vertically integrated companies. In 2018, over 80% of coiled tubing operations were carried out for Rosneft, Surgutneftegaz, LUKOIL, Gazprom Neft and Slavneft. 30%

млрд рублей billion rubles

25%

70 60

20%

15%

40 30

10%

10 0

2007

2008

2009

2010

2011

Годовой объем операций, тыс. операций Annual volume of operations, thousand ea.

2012

2013

2014

2015

Темп прироста, % Growth rate, %

2016

2017

2018

Источник: ЦДУ ТЭК, анализ RPI Source: Central Control Administration of the Fuel and Energy Complex, RPI analysis

Диаграмма 6: Годовой объем операций колтюбинга в денежном выражении в 2007-2018 гг., млрд руб. Diagram 6: Annual volume of coiled tubing operations in monetary terms in 2007-2018, billion rubles

64 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН • ОПЗ – 10,8 млрд руб. (13,7% от общего рынка колтюбинга); • подготовка и освоение после ГРП – 9,1 млрд руб. (11,4%); • подготовка и освоение после ЗБС – 2,8 млрд руб. (3,5%); • ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин (освоение вновь пробуренных скважин) – 3,0 млрд руб. (3,7%). Примечательно, что наибольшую долю рынка колтюбинга в физическом выражении составляли операции при КРС – 71,2%, при этом в денежном выражении она была равна всего 35,2%. Обратная картина наблюдается в сегменте ГРП и МГРП – в физическом выражении их доля в 2018 году равнялась 26,8%, тогда как в денежном выражении этот сегмент занимал первое место по объему – 60,8%. Основными заказчиками услуг колтюбинга в России являются вертикально-интегрированные компании. В 2018 году более 80% операций колтюбинга пришлось на «Роснефть», «Сургутнефтегаз», «ЛУКОЙЛ», «Газпром нефть» и «Славнефть». Ухудшающаяся ресурсная база вынуждает крупнейшие ВИНК вкладывать все больше средств в интенсификацию добычи и методы по увеличению нефтеотдачи, что влечет за собой рост объемов бурения, ЗБС, ГРП и КРС, которые являются основными драйверами колтюбинговых операций в России.

Deteriorating resource base is forcing the largest vertically integrated oil companies to invest more and more in production intensification and enhanced oil recovery methods, which results in the increased number of drilling, sidetracking, hydraulic fracturing and workover operations, which are the main drivers of coiled tubing operations in Russia. As for customers, operators’ shares were distributed primarily in accordance with the work scope of horizontal drilling, as well as the number of sidetracking operations. However, technology-wise, there is a noticeable difference in the application of coiled tubing in different companies. Rosneft has the highest demand for CT operations. Since 2015, Rosneft has been pursuing a policy of acquisition of independent oilfield service companies in order to increase its own oilfield service segment. Currently, Rosneft owns seven coiled tubing fleets as part of RN-GRP. In addition to its own fleets, Rosneft engages third-party contractors. One of the largest CT projects is the Vankor field development and new projects in Yamal. Surgutneftegas performs 14.8% of the total number of coiled tubing operations in the country. The largest share of CT operations in Surgutneftegaz is represented by workover operations - 54.1% of all coiled tubing operations in this company, hydraulic fracturing and multistage fracturing in new wells - 24.6%. Surgutneftegas is the largest company that uses coiled tubing drilling technology.

С точки зрения пула заказчиков, их доли распределились прежде всего в соответствии с объемами горизонтального бурения, а также количеством операций ЗБС. Однако в технологическом плане различия в применении колтюбинга в разных компаниях заметны.

LUKOIL performs 10.1% of the total number of coiled tubing operations in the country. The largest share of CT operations in LUKOIL is represented by workover operations - 69.4% of all coiled tubing operations in this company, hydraulic fracturing and multistage fracturing in new wells - 24.6%.

«Роснефть» предъявляет наибольший спрос на операции с ГНКТ. С 2015 года компания проводит политику поглощения независимых нефтесервисных компаний с целью увеличения собственного нефтесервисного сегмента. В настоящее время она владеет семью единицами флота ГНКТ, которые находятся в составе «РН-ГРП». Кроме собственных мощностей, «Роснефть» привлекает сторонних подрядчиков. Одним из крупнейших проектов, где проводятся операции с применением ГНКТ, является проект освоения Ванкорского месторождения, а также новые проекты на Ямале.

The structure of the coiled tubing contractors’ market changed in the past year. For example, due to the ongoing anti-Russian sanctions, several foreign CT service players left the Russian market and were replaced by new domestic companies, which are pursuing a policy of price dumping in a highly competitive market.

«Сургутнефтегаз» выполняет 14,8% от общего количества операций колтюбинга по стране. Наибольшая доля операций с ГНКТ в компании приходится на КРС – 54,1% от всех операций

66 ROGTEC

Along with new oilfield services companies, drilling companies started to purchase coiled tubing units in order to enter the coiled tubing market. This will allow these companies to occupy a promising niche of coiled tubing drilling in the future. Experts estimate that the ratio of domestic and foreign companies in the coiled tubing market is 80:20. American companies remained the largest share among the foreign players in the Russian market. However, CT service is often not a key product line in their business in Russia. www.rogtecmagazine.com

WELL WORKOVER колтюбинга данной компании, ГРП и МГРП на новых скважинах – 24,6%. «Сургутнефтегаз» является крупнейшей компанией, использующей ГНКТ при бурении. «ЛУКОЙЛ» выполняет 10,1% от общего количества операций колтюбинга по стране. Наибольшая доля операций с ГНКТ в компании приходится на КРС – 69,4% от всех операций колтюбинга данной компании, ГРП и МГРП на новых скважинах – 24,6%. Прошлый год внес свои коррективы в структуру рынка колтюбинговых подрядчиков. Так в связи с продолжающимися антироссийскими санкциями ряд нефтесервисных зарубежных игроков, оказывающих услуги с использованием ГНКТ, покинул российский рынок, и им на смену пришли новые отечественные компании, которые в условиях жесткой конкуренции проводят политику ценового демпинга. Наряду с новыми нефтесервисными компаниями на рынок колтюбинга стали выходить буровые компании, приобретающие установки ГНКТ, что в дальнейшем позволит им занять перспективную нишу колтюбингового бурения. По оценкам экспертов, соотношение отечественных и иностранных компаний на рынке колтюбинга составляет 80:20. Из зарубежных игроков на российском рынке остались преимущественно американские компании, причем сервис ГНТК чаще всего не является ключевым в объеме их бизнеса на территории России. У компаний-заказчиков возрастают требования к техническому оснащению флотов ГНКТ, такие, как длина и диаметр труб (длина до 5 тыс. м, диаметр до 44 мм). В связи с повышением требований с их стороны компаниям-подрядчикам необходимо не только модернизировать оснащение собственных флотов для повышения конкурентоспособности на рынке, но и оптимизировать себестоимость колтюбинговых работ, чтобы сегмент операций с использованием ГНКТ мог конкурировать на нефтесервисном рынке с традиционными КРС. Данная оптимизация необходима, в первую очередь, для сохранения ниши компаний-подрядчиков колтюбинговых работ в силу прихода новых игроков, к примеру, буровых компаний, в составе которых появляются установки ГНКТ. Нынешняя геополитическая и экономическая обстановка стимулируют развитие собственного производства комплектующих для колтюбинга. Например, в связи с введением секторальных антироссийских санкций, повлекших проведение политики импортозамещения, компания «ФракДжетВолга» запустила трубный завод, выпускающий трубы www.rogtecmagazine.com

Customers’ requirements to technical equipment of coiled tubing fleets, such as length and diameter of pipes (length up to 5 thousand meters, diameter up to 1.75 inches) are becoming more demanding. For this reason contractors need to upgrade fleet equipment to improve competitiveness in the market, and also optimize the cost of coiled tubing operations so that the CT operations segment can compete in the oilfield services market with traditional workover operations. The emergence of new market players, for example, drilling companies with CT units, makes this optimization necessary in order to stay in the niche of coiled tubing contractors. The current geopolitical and economic environment stimulates the development of domestic manufacturing of coiled tubing equipment. The imposition of sector-specific anti-Russian sanctions resulted in the policy of import substitution. For example, FrakJet-Volga launched a pipe plant that manufactures pipes with diameters ranging from 25.4 to 88.9 mm and lengths up to 9,000 mm with full compliance with the API 5ST standard in Russia. In the mid-term, companies that develop their own manufacturing will occupy a stronger position in the coiled tubing market, as they will be able to reduce the cost of operations and compete on the price. As a result of different tendencies, the balance of power in the market is as follows. The following companies carried out the largest number of coiled tubing operations last year: • Surgutneftegas -13.9%; • Packer Servis - 8.8%; • RN-GRP - 8.6%; • Schlumberger - 8.3%. We believe that the future development of coiled tubing market will be supported by long-term drivers. These drivers will include: • increase in the number of fracturing and multistage fracturing operations in new wells and subsequent coiled tubing operations; • increase in the number of coiled tubing workover operations, in particular: bottomhole treatment, commissioning of injection wells, preparation for hydraulic fracturing, sidetracking and stimulation after fracturing and sidetracking; • increase in the number of sidetracking operations, primarily for drilling horizontal wellbores; • commissioning of new wells, primarily horizontal wells.

Market Profile in Money Terms

The development of the coiled tubing market is described as follows. The main driver of the coiled tubing operations growth in monetary terms in 2007-2018 in Russia is hydraulic fracturing, primarily multistage fracturing in new wells.

ROGTEC 67

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН диаметром от 25,4 до 88,9 мм и длиной до 9 тыс. м, соответствующие стандарту API 5ST в России. Компании, развивающие собственное производство комплектующих, в среднесрочной перспективе будут в более выигрышном положении на рынке колтюбинга, поскольку смогут снижать стоимость работ и конкурировать по цене. В итоге наложения различных тенденций соотношение сил на рынке оказалось следующим. Наибольшее количество операций колтюбинга в прошлом году было проведено следующими компаниями: • «Сургутнефтегаз» – 13,9%; • «Пакер сервис» – 8,8%; • «РН-ГРП» – 8,6%; • Schlumberger – 8,3%. В дальнейшем мы полагаем, что колтюбинговый рынок будет развиваться вследствие наличия долговременно действующих драйверов. Ими будут являться: • рост количества операций МГРП и ГРП на новых скважинах и применение колтюбинга на них; • возрастание числа операций КРС с использованием ГНКТ, в частности ОПЗ, ввод в эксплуатацию нагнетательных скважин, подготовка к ГРП, ЗБС и освоение скважины после ГРП и ЗБС; • увеличение числа ЗБС, прежде всего при строительстве горизонтальных стволов; • ввод новых, прежде всего горизонтальных, скважин.

Картина рынка в денежном выражении

Динамика колтюбингового рынка при этом выглядит следующим образом. Главным драйвером роста колтюбинговых операций в России в денежном выражении в 2007-2018 гг. были операции ГРП, в первую очередь операции многостадийного ГРП на новых скважинах. Операции с применением ГНКТ при одностадийных ГРП в 2007-2018 гг. выросли в 8,5 раз с 2,3 млрд руб. в 2007 году до 19,5 млрд руб. в 2018 году. Однако в 2018 году по сравнению с 2017 годом рынок колтюбинга при одностадийных ГРП снизился на 2,5% (с 20,0 млрд руб. до 19,5 млрд руб.), что обусловлено сокращением количества проводимых операций одностадийного ГРП вследствие диверсификации спроса на операции многостадийного ГРП по рынку нефтесервисных услуг в целом. В прошлом году операции с ГНКТ при МГРП доминировали в денежном выражении в сегменте колтюбинга при ГРП, их доля составила 59,5%,

68 ROGTEC

Coiled tubing operations for a single stage hydraulic fracturing in 2007-2018 grew 8.5-fold from 2.3 billion rubles in 2007 up to 19.5 billion rubles in 2018. However, in 2018, the coiled tubing market for a single-stage fracturing decreased by 2.5% (from 20.0 billion rubles in 2010 to 19.5 billion rubles in 2011). This was due to the reduction in the number of single-stage fracturing operations caused by the diversification of demand for multistage fracturing operations in the oilfield services market as a whole. Last year, coiled tubing operations for multistage fracturing dominated in the coiled tubing fracturing segment in monetary terms, accounting for 59.5%, which is equivalent to 28.7 billion rubles. As compared to 2011, when this technology was introduced to the oilfield services market, this segment grew more than 15 times. Positive growth of the number of CT operations is also observed in the workover segment, primarily in bottomhole treatment, preparation for hydraulic fracturing and sidetracking, commissioning and workover of injection wells (stimulation of new wells) - the total share of these operations in the total coiled tubing market in monetary terms in 2018 amounted to 35.1%. Despite the mid-term growth in demand for drilling and coiled tubing market, the total share of coiled tubing operations in the coiled tubing market will not exceed 5% in physical terms. This is due to the high cost, technical difficulties (length and diameter of coiled tubing) and labor costs. The coiled tubing market has the greatest prospects for development in oilfield segments where stable growth is forecasted (growth of the number of fracturing and multistage fracturing operations, workover operations, horizontal wells, including lateral horizontal wellbores; sidetracking).

Forecasts

When forecasting the number of workover operations in 2019-2030 we have considered the following factors: • forecast of oil production in Russia in 2019-2030; • well stock production period; • dynamics of the share of idle production wells; • dynamics of workover complexity; • dynamics of changes in the structure of operations by the type of repairs; • possible impact of sanctions restrictions on the workover market. The need to maintain the oil production level in 2019-2030 will force companies to use workover teams to keep wells in good working condition. There will be two more factors to stimulate the demand for workover operations during this period: well stock growth and deterioration, especially www.rogtecmagazine.com

WELL WORKOVER что эквивалентно 28,7 млрд руб. В сравнении с 2011 годом, когда данный сервис вышел на нефтесервисный рынок, этот сегмент вырос более, чем в 15 раз. Положительный рост операций с ГНКТ также наблюдается в сегменте КРС, в первую очередь при ОПЗ, проведении подготовки к ГРП и ЗБС, вводе в эксплуатацию и ремонте нагнетательных скважин (освоении вновь пробуренных скважин) – совокупная доля этих операций в общем объеме рынка колтюбинга в денежном выражении в 2018 году составила 35,1%. Несмотря на рост спроса на бурение и ЗБС с ГНКТ в среднесрочной перспективе, суммарная доля таких операций с использованием колтюбинга в совокупном объеме рынке колтюбинга не превысит 5% в физическом выражении. Это связано с их высокой стоимостью, техническими сложностями (длина и диаметр труб) и трудозатратами. Наибольшие перспективы развития рынок колтюбинга имеет в тех сегментах нефтесервиса, где прогнозируется устойчивый рост (рост операций ГРП и МГРП, КРС, горизонтальный фонд, включая боковые горизонтальные стволы; ЗБС).

Прогнозы

При построении прогноза числа операций КРС в 2019-2030 гг. нами были учтены следующие факторы: • прогноз добычи нефти в России в 2019-2030 гг.; • возрастной состав эксплуатационных фондов скважин; • динамика доли бездействующих фондов эксплуатационных скважин компаний; • динамика сложности КРС; • динамика изменения структуры операций по видам ремонтов; • возможное влияние санкционных ограничений на рынок КРС. В связи с необходимостью поддерживать уровень добычи нефти компании в 2019-2030 гг. будут вынуждены использовать КРС для поддержания скважин в работоспособном состоянии. На этот период придутся еще два фактора, стимулирующих спрос на проведение операций КРС: увеличение фонда скважин и их старение, особенно в традиционных регионах добычи. Все это повлияет на частоту применения операций, связанных с повышением нефтеотдачи пластов (ПНП) и интенсификацией добычи. Как следствие, в 2019-2030 гг. годовое количество операций КРС будет продолжать расти. В 2030 году www.rogtecmagazine.com

in conventional production regions. All of this will affect the frequency of application of enhanced oil recovery methods. As a result, in 2019-2030 the annual number of workover operations will continue to grow. In 2030, this value will reach the level of 116.9 thousand operations, which is 67% more than that in 2018. Decrease in the growth rate of the number of workover operations is due to the decrease in the number of drilling operations, as well as sidetracking and hydraulic fracturing. By 2025, it is expected that many large mature deposits will be depleted, and operators will concentrate on smaller deposits, which will affect the growth rate of the workover market. The number of workover operations will grow faster than the number of wells. The number of producing wells will increase by 20% to 184,000 wells along with a 67% increase in the number of workover operations in 2018-2030. Thus, the number of workover operations per oil producing well will increase from 0.46 in 2018 to 0.64 in 2030. Regionally, Western Siberia (66.4% of the country’s total number of operations) and the Volga-Ural region (19.3%) will continue to account for the largest number of workover operations in 2030. Increase in the number of workover operations by 46.8 thousand in 2018-2030 will be primarily supported by a quantitative growth in Western Siberia (+30 thousand operations), the Volga-Ural region (+6.8 thousand) and Eastern Siberia (+5.8 thousand). In 2030, Western Siberia and the Volga-Ural region will account for 85% in the overall structure of the workover market, with its share in the Russian oil well stock at the level of 92% (62% and 30%, respectively). The number of workover operations per production well will still be the highest in Eastern Siberia - 1.37 per well, and the lowest in the Volga-Ural region - 0.41 per well. This differentiation is due to the different age of the producing fields. In Eastern Siberia workover operations are carried out for changing the type of existing wells and stimulation of new wells. In the Volga-Ural region the oldest wells are liquidated. In monetary terms, by 2030, the workover market will grow by 171% up to 436.6 billion rubles. The forecast of workover market volume takes into account inflation in 2019-2030, which, according to the forecasts from the Ministry of Economic Development, will be within 4% per year. In this regard, the growth of the workover market in 2019-2030 in the amount of 275.3 billion rubles will

ROGTEC 69

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН этот показатель достигнет уровня в 116,9 тыс. единиц, что на 67% больше, чем в 2018 году. Сокращение темпов роста объемов КРС обусловлено снижением объемов бурения, а также зарезки боковых стволов и ГРП. К 2025 году ожидается, что многие крупные зрелые месторождения будут выработаны, и операторы будут сконцентрированы на более мелких залежах, что скажется на темпах прироста рынка КРС. Число проводимых операций КРС будет расти быстрее увеличения числа скважин. Так при увеличении количества операций КРС в 2018-2030 годах на 67% число скважин, дающих продукцию, увеличится на 20%, до 184 тыс. единиц. Таким образом число операций КРС в расчете на одну нефтяную скважину, дающую продукцию, возрастет с 0,46 в 2018 году до 0,64 в 2030 году. В региональном разрезе наибольшее число операций КРС в 2030 году по-прежнему будет приходиться на Западную Сибирь (66,4% от общего числа операций в стране) и Волго-Урал (19,3%). Увеличение числа операций КРС на 46,8 тыс. единиц в 2018-2030 гг. в наибольшей степени будет обеспечено за счет их количественного роста в Западной Сибири (+30 тыс. операций), Волго-Урале (+6,8 тыс.) и Восточной Сибири (+5,8 тыс.). В общей структуре рынка КРС в 2030 году Западная Сибирь и Волго-Урал суммарно обеспечат 85% рынка, при их доле в российском фонде нефтяных скважин в 92% (62% и 30% соответственно). В расчете на одну скважину, дающую продукцию, число операций КРС по-прежнему будет максимальным в Восточной Сибири – 1,37 операций на скважину, а минимальным – в Волго-Урале – 0,41 операций на скважину. Такая дифференциация обусловлена разным возрастом эксплуатируемых месторождений – на разбуриваемых залежах в Восточной Сибири необходимо проводить операции КРС для перевода скважин на использование по другому назначению и для освоения вновь пробуренных скважин, а в Волго-Урале наиболее старые скважины ликвидируются. В денежном выражении рынок КРС к 2030 году вырастет на 171% до 436,6 млрд руб. В прогнозе объема рынка КРС учтена инфляция в 20192030 гг., которая окажется, согласно прогнозам Минэкономразвития, в пределах 4% в год. В связи с этим, рост объема рынка КРС в 2019-2030 гг. в объеме 275,3 млрд руб. преимущественно обусловлен

70 ROGTEC

primarily be due to the increase in the number of operations (by 174.7 billion rubles). The increase in the cost of workover makes a slightly less significant contribution to the growth of the workover market – by 100.5 billion rubles. In regional terms, all regional segments of the market will continue to grow, while the dominating positions of West Siberia (72%) and Volga-Ural region (12%) segments will remain unchanged. In 2019-2030, Western Siberia will make the greatest contribution to the growth of the Russian workover market, increasing the volume of this regional segment by 193.7 billion rubles. The growth of regional segments of the Russian workover market will occur mainly due to the increase in the number of operations, rather than due to the increase in the cost of services. In regional terms, in 2030, the cost of workover operation will reach 3.75 million rubles on average in Russia. The average increase in the cost of workover operations in 2018-2030 will be 62.3%. The development of the coiled tubing market is presented as follows. The following factors and indicators were taken into account when making the forecast of coiled tubing market forecast: • fracturing and multistage fracturing market forecast in r egional terms; • workover market forecast by workover type in regional terms; • drilling market forecast; • sidetracking market forecast; • expert estimates of CT utilization in fracturing/multistage fracturing operations; • expert estimates of CT utilization by CT operation type and by oil and gas region; • dynamics of total and specific effects of fracturing and sidetracking; • forecast dynamics of the specific share of horizontal drilling in the total drilling volume; • evaluation of production rates of horizontal wells; • evaluation of the length of horizontal sections; • the impact of sanctions on equipment availability in service companies and the financial status of coiled tubing customers; • estimated cost of coiled tubing operations in various oilfield service segments; • official government forecasts of social and economic development of Russia in the mid-term; • forecasts from industry experts regarding technological development of the coiled tubing market. RPI’s research has shown that in the mid-term the demand for coiled tubing services in Russia will continue to grow due to the increasing rate of commissioning of horizontal wells and the increasing use of fracturing, multistage fracturing and workover operations. A stable demand for www.rogtecmagazine.com

WELL WORKOVER увеличением роста числа операций (на 174,7 млрд руб.). Рост стоимости КРС дает чуть менее существенный вклад в рост рынка КРС – на 100,5 млрд руб. В региональном разрезе продолжится увеличение всех региональных сегментов рынка при сохранении доминирующего положения сегментов Западной Сибири (72%) и Волго-Урала (12%). В 2019-2030 гг. Западная Сибирь внесет наибольший вклад в рост российского рынка КРС, увеличив объем этого регионального сегмента на 193,7 млрд руб. Рост региональных сегментов российского рынка КРС произойдет в основном по причине увеличения количества операций, нежели благодаря росту стоимости услуг. В региональном разрезе в 2030 году стоимость операции КРС достигнет 3,75 млн руб. в среднем по России. Средний прирост стоимости операции КРС в 2018-2030 гг. составит 62,3%. Развитие рынка колтюбинговых операций представляется следующим образом. При составлении прогноза операций колтюбинга учитывались следующие факторы и показатели: • прогноз рынка ГРП и МГРП в разрезе регионов; • прогноз рынка КРС по видам КРС в разрезе регионов; • прогноз рынка бурения; • прогноз рынка ЗБС; • экспертные оценки динамики использования ГНКТ при проведении операций ГРП/МГРП; • экспертные оценки динамики использования ГНКТ по видам операций КРС в разрезе нефтегазовых регионов; • динамика суммарных и удельных эффектов от ГРП и ЗБС; • прогнозная динамика удельной доли горизонтального бурения в общем объеме бурения; • оценки дебитов горизонтальных скважин; • оценки по длине горизонтальных участков скважин; • влияние санкций на технологическую оснащенность сервисных компаний и финансовое состояние заказчиков колтюбинговых работ; • оценочная стоимость операций с ГНКТ в различных нефтесервисных сегментах; • официальные правительственные прогнозы социально-экономического развития России на среднесрочный период; • прогнозы отраслевых экспертов, касающиеся технологического развития рынка колтюбинга. Как показало проведенное RPI исследование, в среднесрочной перспективе спрос на услуги колтюбинга в России продолжит возрастать, что www.rogtecmagazine.com

coiled tubing operations will be supported by the obvious advantages: • reduced workover time due to the fact that coiled tubing operation is performed without killing the well; • reduced negative impact on the reservoir; • improved well control; • ability for underbalanced drilling. As a result, by 2030, the number of coiled tubing operations will increase by 166% to 58.2 thousand operations. The increase in the number of operations up to 2025 at an average annual rate of 7.6% will be due to the commissioning of large fields in the Bolshekhetskaya basin, Evenkiya region and in the south of the Yamal Peninsula. Over the period from 2025 to 2030, the number of coiled tubing operations will increase by 10.1% annually. This is due to deterioration of the production well stock, where more workovers and other methods of enhanced oil recovery using coiled tubing will be carried out to increase and maintain production rates. There will be an increase in the number of sidetracking operations. As for stimulation of new vertical and directional wells, there will be less demand for coiled tubing operations due to a higher demand for horizontal drilling as compared to vertical drilling. In the mid-term, there will be significant changes in the coiled tubing market structure. High-cost market growth is expected due to the growth of the number of CT drilling operations (sidetracking and pay zone penetration), multistage fracturing, etc. Increase in horizontal drilling volume will lead to an increase in the number of well stimulation and coiled tubing logging operations. This will also lead to the application of new CT-conveyed EOR technologies. In 2019-2030, the largest growth of coiled tubing operations will be observed in Western Siberia and the Volga-Ural region, primarily for well stimulation after fracturing, multistage fracturing, bottomhole treatment, drilling of horizontal wells and sidetracking. CT operations during drilling will be most in-demand in Eastern Siberia. The coiled tubing market has significant potential for growth by 2030: by 248% in money terms. The average annual growth rate in money terms will be 11.0%. This is due to the increase in the number and cost of certain operations caused by the increase in technological complexity. We expect that the emergence of coiled tubing manufacturing in Russia will prevent the cost of coiled tubing operations (primarily coiled tubing workover) from rising, which will make coiled tubing workover operations more competitive than conventional coiled tubing operations. The most expensive operations will be fracturing and multistage fracturing using coiled tubing. In some cases,

ROGTEC 71

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН связано с увеличением ввода горизонтальных скважин, ростом использования ГРП и МГРП, а также операций КРС. Постоянный спрос на операции с ГНКТ поддержится за счет очевидных преимуществ в использовании ГНКТ: • сокращения времени проведения операций КРС в связи с тем, что колтюбинг выполняется без глушения скважины; • снижения негативного воздействия на пласт; • улучшенного контроля скважин; • возможности бурения на депрессии. В результате к 2030 году количество операций колтюбинга вырастет на 166% до 58,2 тыс. единиц. Рост количества операций со среднегодовым темпом на уровне 7,6% до 2025 года окажется связанным с вводом крупных месторождений в Большехетской впадине, Эвенкии и на юге полуострова Ямал. В период 2025-2030 гг. количество операций колтюбинга ежегодно будет возрастать на 10,1%. Это обусловлено устареванием фонда действующих скважин, для повышения и поддержания дебитов на которых будет проводится большее количество ремонтных работ (КРС) и иных методов повышения нефтеотдачи пласта с применением ГНКТ, в частности увеличение числа операций ЗБС. В меньшей степени операции колтюбинга будут востребованы при освоении новых вертикальных и наклонно-направленных скважин. Это обусловлено более высокой потребностью компаний в горизонтальном бурении в сравнении с вертикальным. В среднесрочной перспективе произойдут значительные изменения структуры рынка колтюбинга. Ожидается рост «high-cost» сегмента, что будет связано с ростом операций бурения с ГНКТ (бурение боковых стволов и вскрытие продуктивного пласта), сопровождением многостадийных ГРП и пр. Увеличение объемов горизонтального бурения повлечет за собой рост числа операций при освоении скважин, геофизических исследований на колтюбинге, а также применение новых технологий ПНП, проведение которых обязательно сопровождается использованием «гибкой трубы». В 2019-2030 гг. наибольший рост операций колтюбинга будет наблюдаться в Западной Сибири и Волга-Урале, в основном при освоении скважин после ГРП, проведении МГРП, ОПЗ, строительстве горизонтальных скважин и ЗБС. В Восточной Сибири более востребованы окажутся операции с

72 ROGTEC

the cost of coiled tubing service will exceed 20 million rubles per operation. Coiled tubing drilling and sidetracking operations in total will account for 11.2% of the coiled tubing market by 2030 due to the small number of these operations and high costs. However, there is another driver that can further stimulate the market. This is the presence of more than 20,000 of temporarily abandoned wells that require workover. However, commissioning of these wells is possible only in case of changes in the tax system that will make it profitable. The advantage of using CT in the above-mentioned case is the ability to penetrate reservoir by underbalanced drilling using a preventor, which will have a positive effect on the efficiency of operations. Changes in the tax system until 2030 will give the coiled tubing market an additional growth potential, both in physical and monetary terms, in the range of 5-9% of its total volume in physical terms, which can be implemented by commissioning of temporarily abandoned wells. In this case, this segment will become a large promising niche for coiled tubing. However, since there is a great deal of dependence on government policy and a large set of uncertainties, this scenario is considered as an addition to the market forecast. Analytical reports «Russian Well Workover Market» and «Russian Coiled Tubing Market» are issued by RPI. If you have questions related to the article and the report, please contact us by phone: +7(495) 5025433, +7 (495)7789332, e-mail: research@rpi-research.com www.rpi-consult.ru ГНКТ при проведении буровых работ. Рынок колтюбинга обладает значительным потенциалом роста к 2030 году: на 248% в денежном выражении, при этом среднегодовой темп роста рынка в денежном выражении составит 11,0%. Он обусловлен увеличением количества операций, себестоимости отдельных операций в связи с повышением технологической сложности. В связи с появлением российского производства гибких труб, мы ожидаем сдерживания стоимости операций, в первую очередь КРС с ГНКТ, что позволит сделать колтюбинг при КРС более конкурентоспособным в сравнении с традиционными операциями КРС.

www.rogtecmagazine.com

WELL WORKOVER Самые дорогие операции – МГРП и ГРП с использованием ГНКТ, где стоимость сервиса ГНКТ в отдельных случаях превысят 20 млн руб. за операцию. Бурение и ЗБС с использованием ГНКТ будут занимать суммарно 11,2% рынка колтюбинга к 2030 году из-за небольшого количества данных операций и высокой стоимости. Но есть еще момент, который сможет дополнительно стимулировать динамику рынка. Это наличие более, чем 20 тыс. законсервированных скважин, требующих КРС. Однако их ввод в эксплуатацию возможен лишь в случае изменений налоговой системы, которые сделают их рентабельными. Преимущество применения ГНКТ в вышеуказанном случае заключается в возможности вскрытия пласта на депрессии при встроенном превенторе, что положительно повлияет на эффективность операций.

его общего объема в физическом выражении, который может быть реализован за счет вывода из консервации скважин эксплуатационного фонда. При рассмотренном сценарии соответствующий сегмент станет большой перспективной нишей для колтюбинга. Но поскольку существует большая зависимость от государственной политики и большого набора неопределенных факторов, его мы выделяем как дополнение к прогнозному рынку операций. Аналитические отчёты «Российский рынок капитального ремонта скважин» и «Российский рынок колтюбинга» выпущены компанией RPI. По вопросам, связанным со статьёй и отчётом, обращайтесь по телефонам: +7(495) 5025433, +7 (495)7789332, e-mail: research@rpi-research.com. www.rpi-consult.ru

В случае изменения налоговой системы в период до 2030 года рынок колтюбинга имеет дополнительный потенциал роста, как в физическом, так и в денежном выражении в диапазоне 5-9% от

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 73

РАЗВЕДКА

Д.А. Астафьев, А.В. Толстиков, Л.А. Наумова, М.Ю. Кабалин ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1

D. A. Astafyev, A. V. Tolstikov, L. A. Naumova, M. Yu. Kabalin Gazprom VNIIGAZ LLC, Proyektiruyemyy pr-d # 5537, vl. 15, str. 1, s/p Razvilkovskoye, pos. Razvilka, Leninsky District, 142717, Moscow Oblast, Russian Federation

Перспективные направления газонефтепоисковых работ на морском шельфе России в ХХI веке Russian Offshore Promising Oil & Gas Exploration Areas

есмотря на ускоряющееся развитие технологий использования различных альтернативных источников энергии, в мире в настоящее время наблюдается рост потребности в углеводородном (УВ) сырье [1, 2], что влечет за собой необходимость расширенного восполнения его запасов. В России это осуществимо в течение следующих двухчетырех десятилетий (на протяжении 2020-2060-х гг.) [3], но только за счет эффективного освоения ресурсов УВ как на суше, так и на шельфе, прежде всего в наиболее перспективных арктических и дальневосточных морях [4, 5]. Согласно уточненным результатам количественной оценки ресурсов УВ в 2012 г. установлено, что на шельфах морей России сосредоточены запасы природного газа, конденсата, нефти и растворенного газа в объеме более 122 млрд т у.т.1 (извл.) (табл. 1). 1

Здесь и далее у.т. – «условного топлива»

74 ROGTEC

espite the accelerating technological developments enabling the use of various alternative energy sources, the world is currently facing an increased demand for hydrocarbon (HC) supplies [1, 2], hence the need for reserve replacement. This is certainly possible in Russia over the next two to four decades (2020–2060s) [3], but only by leveraging the efficiency of HC resource development in onshore as well as offshore areas, primarily in the most promising Arctic and Far-Eastern waters [4, 5]. According to the updated results of HC resources performed in 2012, it was established that the natural gas, condensate, oil, and dissolved gas reserves concentrated along the continental shelf of Russia amount to more than 122 GtC1 (recoverable) (Table 1). The HC resources found in offshore areas, except for those located in the Baltic Sea and, possibly, the Black 1

Both here and below, “tce” means tonne(s) of coal equivalent.

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION В УВ-ресурсах морских акваторий, за исключением Балтийского и, возможно, Черного морей, преобладает газ. В настоящее время в ведении ПАО «Газпром» находятся морские лицензионные участки (ЛУ) на шельфе в акваториях Баренцева (включая печорский шельф), Карского (в том числе Обская и Тазовская губы), Охотского, Восточно-Сибирского, Каспийского и Азовского морей. По состоянию на 01.09.2017 Группе «Газпром» принадлежат лицензии на 41 участок, среди которых: • 26 участков оформлены непосредственно на ПАО «Газпром», в том числе в Баренцевом море – 7; Карском море – 13; Тазовской губе – 2 и на шельфе о. Сахалин в Охотском море – 4; • 6 участков оформлены на дочерние (100%-ные) общества ПАО «Газпром», в том числе пять в Обской и Тазовской губах – Северо Каменномысский, Каменномысское-море, Чугорьяхинский, Обский, Семаковский (ООО «Газпром добыча Ямбург», в настоящее время последний участок принадлежит ООО «РусГазАльянс»), а также Бейсугский участок в Азовском море (ООО «Газпром добыча Краснодар»); Море Sea

Sea, are predominantly gas. At present, Gazprom PJSC controls offshore license blocks (LB) located on and off the shelf of the Barents (including Pechora shelf), Kara (including the Gulf of Ob and the Taz Estuary), Okhotsk, East Siberian, Caspian, and Azov seas. As of September 1, 2017, Gazprom Group holds licenses for 41 blocks, out of which: • 26 blocks were registered directly under Gazprom PJSC, including 7 in the Barents Sea; 13 in the Kara Sea; 2 in the Taz Estuary, and 4 on the shelf of Sakhalin in the Sea of Okhotsk; • 6 blocks were registered under subsidiaries (wholly owned companies) of Gazprom PJSC, including five in the Gulf of Ob and the Taz Estuary – Severo Kamennomysskiy, Kamennomysskoye-more, Chugoryakhinskiy, Obskiy, Semakovskiy (Gazprom Dobycha Yamburg LLC, the last one of the five currently belonging to RusGazAlyans LLC) – plus the Beysugskiy block in the Sea of Azov (Gazprom Dobycha Krasnodar LLC); • 6 blocks belong to Gazprom Neft PJSC, including the Kheysovskiy block in the Barents Sea (Gazpromneft Sakhalin LLC), Severo-Zapadnyy block on the Pechora

Запасы газа / запасы нефти Ожидаемое и конденсата (извл.) соотношение фаз Gas reserves / oil reserves УВ (газ:жидкость) Expected HC phase Q + НСР, % кат. A+B+C1 кат. B2+C2 ratio (gas:liquid) Q + Cat. A + B + C1 Cat. B2 + C2

Карское с губами Kara Sea with its bays Баренцево с печорским шельфом Barents Sea with the Pechora shelf Лаптевых Laptev Sea Восточно-Сибирское East Siberian Sea Чукотское Chukchi Sea Охотское Sea of Okhotsk Берингово Bering Sea Японское Sea of Japan Каспийское Caspian Sea Черное Black Sea Азовское Sea of Azov Балтийское Baltic Sea

НСР газа / НСР нефти и конденсата (извл.) Gas ITR / Oil and condensate ITR (recov.)

Разведанность / НСР, % Exploration maturity / ITR, %

8:1

3118,0 / 25,0

2496,0 / 166,0

54914,0 / 7483,0

5,6 / 0,3

7:1

4196,0 / 184,0

613,0 / 323,0

33442,0 / 5024,0

12,5 / 3,6

3:2

0/0

2383 / 1738

0/0

3:2

0/0

3519 / 2064

0/0

3:2

0/0

2123 / 1212

0/0

3:1

1733,0 / 467,0

295,0 / 107,0

7243,0 / 2076,0

24,0 / 22,5

7:3

0/0

633 / 285

0/0

7:3

3,8 / 0

0,8 / 0

348,6 / 152,7

1,1 / 0

7:3

410,4 / 242,3

335,4 / 160,4

2921,5 / 1276,1

14,0 / 18,9

3:7

0/0

415 / 895

0/0

7:3

14,0 / 0,7

11,0 / 1,7

338,0 / 159,4

4,1 / 0,4

1:10

0,5 / 16,8

0,4 / 15,3

9,4 / 56,6

5,3 / 29,7

Примечание. Данные представлены без учета морей Тихого океана. Note: The data shown here do not include the seas of the Pacific Ocean

Таблица 1: Ресурсная база недр морей России, млрд м3 (газ сухой и растворенный), млн т (нефть и конденсат): НСР – начальные суммарные ресурсы, Q – накопленная добыча Table 1: The subsoil resource potential of Russia’s offshore territories, Gcm (gas, dry and dissolved), Mt (oil and condensate): ITR – initial total resources, Q – cumulative production

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 75

РАЗВЕДКА • 6 участков принадлежат ПАО «Газпром нефть», в том числе: в Баренцевом море – Хейсовский (ООО «Газпромнефть-Сахалин»), на печорском шельфе – Северо-Западный, а также Долгинское и Приразломное месторождения, в Охотском море на шельфе о. Сахалин – Аяшский, в Восточно Сибирском море – Северо-Врангелевский (ООО «Газпромнефть-Сахалин»); • 3 участка принадлежат совместным предприятиям с участием ПАО «Газпром»: Центральный – в Каспийском море, а также Пильтун-Астохский и Лунский (проект «Сахалин-2»). С учетом расположения открытых месторождений УВ и новых выявленных газонефтеперспективных структур, а также создающейся морской и наземной инфраструктуры для освоения УВ-потенциала формирующихся морских центров газонефтедобычи в ХХI в. целесообразно сгруппировать ЛУ, а также расположенные в их пределах месторождения УВ и газонефтеперспективные структуры в определенные кластеры, в рамках которых не только будут оптимально продолжены поисковоразведочные работы (ПРР) для обеспечения будущей добычи УВ, но и предстоит создание нефтегазоперерабатывающих мощностей, направленных на сокращение сроков подготовки месторождений к вводу в разработку разведанных запасов газа и жидких УВ. Такие кластеры в сложных природно-климатических условиях Арктики позволят диверсифицировать экономику и получить мультипликативный эффект для развития инфраструктуры арктических и дальневосточных регионов [6]. Примерами создания подобных кластеров являются Норильский и Сахалинский. При этом можно рассчитывать на снижение капитальных и эксплуатационных затрат на 10…15 % и увеличение конечной нефтеотдачи на 5…10 % [7]. Кроме того, назрела необходимость координации инвестиционных проектов в Арктике в целях повышения эффективности расходования средств и достижения мультипликативного эффекта.

Регион Баренцева моря

По состоянию на 01.07.2018 ПАО «Газпром» на баренцевоморском шельфе владеет лицензиями на 11 ЛУ (рис. 1), включая 3 участка на печорском шельфе. В Баренцевом море на ресурсной базе Штокмановского, Лудловского и Ледового месторождений формируется кластер, включающий еще и ряд прогнозируемых месторождений преимущественно газа в пределах расположенных в 130...140 км западнее Штокмановско-Лудловской зоны ЛУ – Демидовского, Ферсмановского и Медвежьего.

76 ROGTEC

shelf, and two more blocks in the Dolginskoye and Prirazlomnoye fields, namely, the Ayashskiy block in the Sea of Okhotsk on the shelf of Sakhalin and the Severo Vrangelevskiy block in the East Siberian Sea (Gazpromneft-Sakhalin LLC); • 3 blocks belong to joint ventures in which Gazprom PJSC participates: the Tsentralnyy block in the Caspian Sea as well as the Piltun-Astokhskiy and Lunskiy blocks (Project Sakhalin-2). Considering the geography of the fields, the newly identified structures with good prospects of hydrocarbons, and both the on/offshore infrastructure being developed for tapping into the HC potential of the emerging offshore gas and oil hubs in the XXI century - it makes sense to group the LBs, HC fields and gas-and-oil-promising structures found within their boundaries into ‘clusters´. These will serve as a practical framework not only for optimizing further advancements in prospecting and exploration operations (P&E), but also for launching new projects within the oil and gas processing sector aimed at shortening the lead times taken to prepare the field for the development of known reserves. In the harsh climatic conditions of the Arctic, such clusters will help diversify the economy and achieve a multiplier effect for the development of infrastructure within the Arctic and Far Eastern regions [6]. The Norilsk and Sakhalin clusters are two examples of such cluster building projects. Among other things, they promise a 10–15% reduction in capital and operating expenses and a 5–10% increase in ultimate oil recovery [7]. Also, there is a need for improving coordination among the investment projects deployed in the Arctic to boost spending efficiency and achieve a multiplier effect.

Barents Sea Region

As of July 1, 2018, Gazprom PJSC holds licenses for 11 LBs located on the Barents Sea shelf (Fig. 1), including 3 blocks on the Pechora shelf. This cluster’s total category C1 + C2 gas reserves amount to 4.9 Tcm and its total condensate reserves stand at 70.3/62.4 Mt (geological/recoverable), out of which more than 3.9 Tcm of gas (81%) and 62.9/56.1 Mt (geol./ recov.) of condensate are contained in the deposits of the Shtokman field. The gas resources found in the Ludlow field, including the West-Ludlow and East-Ludlow structures, and in the Ledovoye field stand at 659.8 Gcm. Condensate resources – 5.9/5.0 Mt (geol./recov.) – are contained in the Ledovoye field only. The potential and localized gas resources of the Demidovskoye, Fersmanovskoye, and Medvezhye projected fields are estimated at 3.2 Tcm and their condensate resources are estimated to be 44.1/37.7 Mt (geol./recov.). However, it should be noted that, after detailed seismic surveying, www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

GK-8

а р х . Н о в а я З е м

Запасы газа по кат. линия разграничения морских пространств между С1+С2 этого кластера ар РФ и Норвегией х. З фа ем л составляют 4,9 трлн м3, Северо-Варнекская Maritime demarcation line between б/н я Франца-Иоси Глубокая the Russian Federation and Norway конденсата – 70,3/62,4 Белая Belaya б/н млн т (геол./извл.), структуры structures б/н б/н Месторождения / Fields: Хейсовский при этом более 3,9 газовые gas б/н трлн м3 газа (81 %) и Альбановский газоконденсатные Северная-1 б/н Орловская gas condensate 62,9/56,1 млн т (геол./ Северная нефтегазовые oil and gas Варнекский извл.) конденсата нефтегазоконденсатные oil and gas condensate содержатся в залежах Белая Трубятчинского нефтяные oil Иностранцева Крайняя Безымянная № 11 Штокмановского Медвежий ЛУ, в том числе: Средняя Medvezhiy LBs, including those licensed to: Панкратьева Бледная месторождения. Группы Газпром Gazprom Group entities Пахтусовская Ресурсы газа в Лит Литке Персеевская Персеевский ПАО «Газпром» Gazprom PJSC Зап.-Приновоземельский Вернадского 76° ООО «Газпромнефть-Сахалин» Лудловском, включая Gazpromneft-Sakhalin LLC Западно-Лудловскую, ООО «Газпром нефть шельф» Шатского Gazprom Neft Shelf LLC Восточно-Лудловскую Лунинская Медвежий пр. недропользователи: other subsoil users: структуры, и Ледовом Свод Медвежья Адмиралтейская ПАО «НК «Роснефть» Маловицкого Центр.месторождениях Rosneft Oil Company PJSC Баренц. ОАО «Севернефтегаз» Лудловское Вост.-Крестовая составляют 659,8 млрд Severneftegaz OJSC ЗАО «Арктикшельфнефтегаз» м3. Ресурсы конденсата Крестовая Arktikshelfneftegaz CJSC Ферсмановская Лудловский Кластеры газонефтедобычи: Сульменевская – 5,9/5,0 млн т (геол./ Ферсмановский Gas and oil production clusters: Ледовое извл.) – содержатся Демидовская а – 1-я очередь, б – 2-я очередь Ледовый Демидовский а – 1st stage, b – 2nd stage только в Ледовом Сев.-Шт окмановская Штокмановское месторождении. 0 100 200 км Бритвинская Северная Зап. часть Штокмановский Митюшихинская Перспективные и Сводовая Штокмановского 72° Гусиноземельский Западная Восточная Туломская Безымянная локализованные Дмитриевская 72° Кольская Федынский Юж.-Туломская Южная ресурсы газа Терская Териберская Октябрьская Варяжская Демидовского, Гусиноземельская Курчатовская Сев.-Надеждинская Ферсмановского Арктическая Сев.-Кильдинское Рыбачинская и Медвежьего Надеждинская прогнозируемых Зап.-Новоземельская Андреевская Междушарская Гремихинская Харловская о. месторождений Ва Папанинская йг ач е Ахматовская р оцениваются в 3,2 о Логиновская Куренцовская м Сев.-Мурманская Рахмановская е Сев.-Западный трлн м3, конденсата о Долгинское Кольский-1 -1 Приразломный к Мурманское Зап.-Матвеевская Печороморская-1 с Кольский-2 – в 44,1/37,7 млн Приразломное Долгинский Алексеевская Сев.-Гуляевское Сев.-Поморск ая т (геол./извл.). Но Паханческая Мурманск Поморское следует отметить, что Кольский-3 о. Колгуев после детализации сейсморазведкой 68° локализованные Мурманская п-ов Канин Нарьян-Мар ресурсы УВ могут Белое море о б л а с т ь Н енецкий АО существенно измениться 36° 48° в связи с уточнением Рис. 1: Обзорная карта размещения ЛУ в пределах Баренцева и Печорского морей размеров, амплитуды и Fig 1: Overview map showing the LB locations within the boundaries of the Barents and Pechora Seas морфологии локальных структур. the quantities of localized HC resources may change significantly as we gain more refined data about the size, Другой кластер может быть сформирован на основе closure, and morphology parameters of local structures. группы прогнозируемых месторождений в пределах Yet another cluster may be formed around a group Хейсовского ЛУ, расположенного вблизи северного of projected fields within the Kheysovskiy LB, located окончания о. Новая Земля. Геологические ресурсы near the northern extremity of Novaya Zemlya. The по пяти наиболее крупным газонефтеперспективным geological resources across the five largest gas-and-oilструктурам (Тегетгофской-1, Тегетгофской-2, promising structures (Tegetgofskaya-1, Tegetgofskaya-2, Желанинской-1, Тегетгофской-2/1 и СевероZhelaninskaya-1, Tegetgofskaya-2/1, and SeveroЖеланинской-1) здесь могут составить до 1,3 млрд т Zhelaninskaya-1) may amount to as much нефтяного эквивалента. KM

Б а р е н це в о

м о р е

б/н

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 77

РАЗВЕДКА 64°

68°

72°

Карское море Русановское

Северная

Русановский

Белоостровский

о. Белый

Скуратовская Зап.-Скуратовская

Скуратовский

Лутковская

Невский

Сев.-Ленинградская

Невская

Нярмейский

Ленинградское

Петровская

Нярмейская

Спортивная

72°

Малыгинский

Ленинградский

Обручевская

Обручевский

Морской Морская

Малыгинское

Зап.-Аквамариновый

Амдерминский

Аквамариновый Амдерминская

Тасийское

Сев.Тамбейское

Сев.-Харасавэйская

Тасийский

Сядорское

Штормовое

Сев.-Тамбейский

Сев.Харасавэйский

Зап.-Тамбейский

Сев.-Шараповская

Харасавэй-море

ЗападноШараповский

Харасавэйский

Зап.Шараповская Крузенштернморе

Утреннее Utrenneye

Шараповская

месторождения, в том числе: fields, including:

Крузенштернское

Крузенштернский Бованенковское

газовые gas газконденсатные gas condensate НГКМ OGCF Морской Morskoy

Бованенково Нерстинское

ЛУ, в том числе: LBs, including those licensed to:

Нейтинское

Арктическое

пр. недропользователи other subsoil users газопровод + КС аэропорт gas pipeline + CS airport железная дорога railroad Кластеры газонефтедобычи: Gas and oil production clusters: а – 1-я очередь, б – 2-я очередь, в – 3-я очередь Stages 1-3

Сеяха

Байдарацкое

ПАО «Новатэк» Novatek

Сеяхинский

Верхнетиутейское

ЮжноКрузенштернское Бованенковский

ПАО «Газпром» Gazprom

а б

Утреннее

Зап.-Сеяхинское Вост.-Бованенковское

г у б а

структуры structures

Юж.-Тамбейское

Сев.-Бованенковское

О б с к а я

Северная Severnaya Шкиперская

Зап.-Тамбейское

Харасавэйское

КС-1 «Байдарацкая»

70° Вост.-Бугорное Геофизическое

Трехбугорное

Среднеямальское

68°

72°

GK-13

КМ

78 ROGTEC

100 км

Kara Sea Region

As of January 1, 2018, Gazprom PJSC holds licenses for 22 subsoil blocks on the Kara shelf (including the Gulf of Ob and the Taz Estuary waters), out of which 15 LBs with oil-and-gas-promising structures and HC fields cover the entire near-Yamal portion of the Kara shelf, stretching from Bely Island in the north almost all the way down to the Baydarata Bay in the south. Here, in the land-to-sea transition areas, two HC fields with unique reserve profiles – Kharasaveyskoye and Kruzenshternskoye (Fig. 2) – are in their final exploration phases. Onshore Yamal, there is yet another unique project, the Bovanenkovskoye oil and gas condensate field (OGCF), which is in the development phase.

Рис. 2: Лицензионные участки в пределах Карского моря: КС – компрессорная станция Fig 2: License blocks within the Kara Sea: КС – compressor station

На печорском шельфе формируется также единый кластер на основе ресурсной базы уже разрабатываемого Приразломного нефтяного месторождения [по которому в настоящее время Q составляет 1,145 млн т нефти, запасы кат. С1+С2 – 288,2/80,4 млн т (геол./извл.), ресурсы кат. D0 – 151,1/42,3 млн т (геол./ извл.)], находящегося в разведке Долгинского нефтяного месторождения [запасы кат. С1+С2 – 274,7/82,4 млн т (геол./ извл.), ресурсы кат. D0 – 51,9/15,6 млн т (геол./ извл.)] и прогнозируемых месторождений УВ, связанных с нефтегазоперспективными структурами Междушарской, Костиношарской, Папанинской и Рахмановской в пределах Северо-Западного ЛУ. Геологические ресурсы кат. Dл по указанным

as 1.3 Gtoe. One more cluster is being pooled together on the Pechora shelf, drawing on the resource base of the Prirazlomnoye oil field, which is already under development [for which the current figures are as follows: Q – 1.145 Mt of oil, Cat. C1 + C2 reserves – 288.2/80.4 Mt (geol./ recov.), Cat. D0 resources – 151.1/42.3 Mt (geol./ recov.)], the Dolginskoye oil field, which is under exploration [Cat. C1 + C2 reserves – 274.7/82.4 Mt (geol./recov.), Cat. D0 resources – 51.9/15.6 Mt (geol./recov.)], and the projected HC fields associated with the Mezhdusharskaya, Kostinosharskaya, Papaninskaya, and Rakhmanovskaya oiland-gas- promising structures within the Severo-Zapadnyy LB. Cat. DL geological resources across these structures are estimated at 815.9 Mt of oil, out of which 244.8 Mt are recoverable resources.

In the deep-water regions of the Kara Sea, 120 km away from the coastline, two HC fields – Leningradskoye www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

По состоянию на 01.01.2018 ПАО «Газпром» на карском шельфе (в том числе в акватории Обской и Тазовской губ) владеет лицензиями на 22 участка недр, из них 15 ЛУ с нефтегазоперспективными структурами и месторождениями УВ охватывают всю приямальскую часть карского шельфа от о. Белый на севере почти до Байдарацкой губы на юге. Здесь в транзитных зонах суша-море завершается разведка уникальных по запасам газоконденсатных месторождений УВ – Харасавэйского и Крузенштернского (рис. 2), а на суше Ямала разрабатывается уникальное Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ).

and Rusanovskoye – allegedly possessing unique reserves were discovered as early as the late 1980s. In 2017, a wildcat well drilled into the Leningradskoye gas condensate field (GCF) resulted in a significant upward revision to its reserves figures. This finding warrants a conclusion that the field may, in fact, be much larger than previously predicted. Another important point is that all the fields possessing unique reserves – Bovanenkovskoye, Kruzenshternskoye, Kharasaveyskoye, Leningradskoye, and Rusanovskoye – are confined to a well-defined elongated zone, stretching some 350km in length, which tectonically is a concatenation of exceptionally large megaswells – Nurminskiy, in the north-east, and Leningradsko-Rusanovskiy. The total length of these oil and gas accumulation zones that almost join each other where they meet – stretching from the Novoportovskoye field to the Rusanovskoye field – is greater than 700km (Fig. 3).

В акватории Карского моря в 120 км от берега еще в конце 1980-х гг. были открыты два предположительно уникальных по запасам УВ месторождения – Ленинградское и Русановское. В 2017 г. пробуренной поисковой скважиной существенно увеличены запасы Ленинградского газоконденсатного месторождения (ГКМ), оказавшегося, по всей видимости, значительно крупнее, чем прогнозировалось ранее. Важно и то, что все уникальные по запасам месторождения – Бованенковское, Крузенштернское, Харасавэйское, Ленинградское и Русановское – приурочены к единой

Still further to the northeast, the LeningradskoRusanovskaya gas and oil accumulation zone joins with the Universitetsko-Vlasyevskaya gas and oil accumulation zone, within which, in 2015, the Pobeda OGCF (Rosneft Oil Company) discovered that it holds gas reserves of some 500 Gcm associated with Cenomanian, Albian, and Aptian rocks and oil reserves of some 130 Mt in the Jurassic complex. Considering the geographic distribution of the HC fields possessing unique reserves that have already been discovered in the Kara Sea and the adjacent areas onshore Yamal, as well as

структурам оцениваются в 815,9 млн т нефти, извлекаемые – в 244,8 млн т.

Регион Карского моря

о. Нов ая Novaya Земля Zemlya

IБ

СЗ

Карское море Kara Sea �- VIII

�- VI

�- VII

�- II

�- III

�-I V

�- V

�-II

�-I

�-III

�-IV

1,5

2,0

K2t-d

2,5

3,0

Г Г ГК ГК ГК ГК

К1al

К1a

�-VII

НГК

ГК

J1-2

ГК ГК ГК

ГК ГК

>1,30

J1-2

Границы: Boundaries: стратиграфические в осадочном чехле stratigraphic in the sedimentary cover стратиграфических несогласий stratigraphic unconformities залежи углеводородов (а – газовые, а б б – предполагаемые газовые, в – газоконденсатные) в HC deposits (а – gas, б – expected gas, в – gas condensate) Г, ГК, тип флюида (Г – газовый, ГК – газоконденсатный, НГК НГК – нефтегазоконденсатный) fluid type (Г – gas, ГК – gas condensate, НГК – oil and gas condensate)

Г ГК НГК ГК

ГК НГК

7 8

10 11 13

1,0 } ГК

Г Г

1,25

PZ J

ГК

K1b-g J3

Г Г

4 5

0,5

Г Г

K1g-a

Новопортовское Паютовская Novoportovskoye Payutovskaya 2 1 ЮВ

�-IX

ГК ГК

�-VIII

1 2

K1al-K2s ГК ГК НГК

ГК

K1b-g J

ГК ГК ГК

ГК

K1g-a К1nc

Победа

�-VI

Г К2s

K1al-K2s

2346 м

K2t-d

1,0

�-V

0,5

3,5 км

п-ов Ямал Yamal Peninsula �-I

1,5

ГК НГК НГК НГК

}ГК

НГК

ГК

1,12 0,85

ГК Г

ГК

} НГК НГК Н

НГК Н ГК 3300

2,0

НГК

ГК

40 км

2,5 3,0 3,5 км

скважины (а – пробуренные, б – рекомендуемые) wells (а – drilled W., б – recommended) свиты ( 1 – люлинворская, 2 – талицкая, 3 – ганькинская и кузнецовская, 4 – покурская, 5 – ханты-мансийская,6 – танопчинская, 7 – мегионская (ахская), 8 – баженовская, 9 – абалакская, 10 – малышевская, 11 – леонтьевская, 12 – вымская, 13 – лайдинская, 14 – джангодская, 15 – яротинская, 16 – ново-портовская, 17 – тюменская) suites (1 – Lyulinvorskaya, 2 – Talitskaya, 3 – Gankinskaya and Kuznetsovskaya, 4 – Pokurskaya, 5 – Khanty-Mansiyskaya, 6 – Tanopchinskaya, 7 – Megionskaya (Akhskaya), 8 – Bazhenovskaya, 9 – Abalakskaya, 10 – Malyshevskaya, 11 – Leontyevskaya, 12 – Vymskaya, 13 – Laydinskaya, 14 – Dzhangodskaya, 15 – Yarotinskaya, 16 – Novoportovskaya, 17 – Tyumenskaya) вода water

Рис. 3: Геологический профиль по линии Обская губа – Нурминский мегавал – Карское море – о. Новая Земля: Римскими цифрами обозначены месторождения и перспективные структуры На шельфе: М-1 – Русановская, М-II – СевероЛенинградская, М-III – Ленинградская, М-IV – Северо-Харасавэйская, М-V – Харасавэй-море, M-VI – Западно-Русановская, M-VII – Университетская, M-VIII – Власьевская. На суше: I – Харасавэйское, II – Крузенштернское, III – Бованенковское, IV – Нерстинское, V – Нейтинское, VI – Арктическое, VII – Средне-Ямальское, VIII – Нурминское, IX – Малоямальское Fig 3: Geological profile along the Gulf of Ob – Nurminsky megaswell – Kara Sea – Novaya Zemlya line: Roman numerals denote HC fields and promising structures. On the shelf: M-I – Rusanovskaya, M-II – Severo-Leningradskaya, M-III – Leningradskaya, M-IV – SeveroKharasaveyskaya, M-V – Kharasavey-more, M-VI – Zapadno-Rusanovskaya, M-VII – Universitetskaya, M-VIII – Vlasyevskaya. Onshore: I – Kharasaveyskoye, II – Kruzenshternskoe, III – Bovanenkovskoe, IV – Nerstinskoe, V – Neytinskoe, VI – Arkticheskoye, VII – SeveroYamalskoye, VIII – Nurminskoye, IX – Maloyamalskoe.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 79

РАЗВЕДКА линейно вытянутой на 350 км зоне, в тектоническом отношении представляющей собой сочленение крупнейших мегавалов – Нурминского в северовосточной части и Ленинградско-Русановского. Общая протяженность этих почти сочлененных зон газонефтенакопления – от Новопортовского месторождения до Русановского – превышает 700 км (рис. 3). Еще далее на северо-восток ЛенинградскоРусановская зона газонефтенакопления кулисообразно сочленяется с УниверситетскоВласьевской зоной газонефтенакопления, в пределах которой в 2015 г. обнаружено НГКМ Победа (НК «Роснефть») с запасами газа в сеноманских, альбских и аптских отложениях около 500 млрд м3 и нефти в юрском комплексе около 130 млн т. Учитывая особенности расположения уже открытых уникальных по запасам УВ месторождений на шельфе в Карском море и на прилегающей суше Ямала, а также создающиеся здесь же объекты береговой инфраструктуры, включая трубопроводы, железную дорогу, населенные пункты и т. д., первоочередной шельфовый кластер газонефтедобычи (назовем его Ленинградско-Русановским) здесь будет включать Крузенштернское, Харасавэйское-море, Ленинградское и Русановское месторождения УВ и близко расположенные к ним прогнозируемые месторождения на Северо-Ленинградской, ЗападноЛенинградской, Спортивной, Невской, ЗападноНевской, Морской, Северо-Шараповской и ЮжноКрузенштернской структурах. Запасы газа по кат. С1+С2 этого кластера составляют 5,2 трлн м3, конденсата – 64,7/26,6 млн т (геол./извл.), при этом 4,8 трлн м3 газа (91,9 %) и 43,8/40,3 млн т (геол./извл.) конденсата содержатся в залежах Крузенштернского, Ленинградского и Русановского месторождений. Ресурсы газа по кат. D0 и Dл в открытых и прогнозируемых месторождениях этого кластера оцениваются в 4,2 и 0,8 трлн м3 соответственно, всего – 5,0 трлн м3. Максимальные ресурсы газа связаны с Русановским и Ленинградским месторождениями – 1,9 и 1,0 трлн м3 соответственно. Ресурсы конденсата по кат. D0 и Dл в открытых и прогнозируемых месторождениях этого кластера составляют 307,6/217,1 млн т и 88,0/61,9 млн т (геол./ извл.) соответственно, всего – 395,6/279,0 млн т (геол./извл.). Кластером газонефтедобычи второй очереди (Нярмейско-Скуратовский) по аналогичным

80 ROGTEC

the coastal infrastructure facilities being created here, including pipelines, railways, residential areas, etc., the first-stage offshore gas and oil production cluster to be formed here (let us call it Leningradsko-Rusanovskiy) will include the Kruzenshternskoye, Kharasaveyskoye-more, Leningradskoye, and Rusanovskoye HC fields and the projected fields located in their vicinity and associated with the Severo-Leningradskaya, Zapadno-Leningradskaya, Sportivnaya, Nevskaya, Zapadno-Nevskaya, Morskaya, Severo-Sharapovskaya, and Yuzhno-Kruzenshternskaya structures. This cluster’s total category C1 + C2 gas reserves amount to 5.2 Tcm and its total condensate reserves stand at 64.7/26.6 Mt (geol./recov.), out of which more than 4.8 Tcm of gas (91.9 %) and 43.8/40.3 Mt (geol./recov.) of condensate are contained in the deposits of the Kruzenshternskoye, Leningradskoye, and Rusanovskoye fields. Category D0 and DL gas resources in the discovered and projected fields of this cluster are estimated at 4.2 and 0.8 Tcm, respectively, making up a total of 5.0 Tcm. The two fields with which the largest gas resources are Rusanovskoye and Leningradskoye – 1.9 and 1.0 Tcm, respectively. Cat. D0 and DL condensate resources in the discovered and projected fields of this cluster are estimated at 307.6/217.1 Mt and 88.0 /61.9 Mt (geol./recov.), respectively, making up a total of 395/6/279.0 Mt (geol./ recov.). Similar organizational principles suggest that the secondstage oil and gas production cluster (NyarmeiskoSkuratovskiy) be formed around a group of projected large OGCFs confined to the Nyarmeyskaya, Skuratovskaya, and Severo-Skuratovskaya structures located near the coastline of the northwestern part of Yamal and to the Zapadno-Skuratovskaya structure located nearby. This group of offshore fields will also be associated with offshore projects involving the development of HC resources of the large Malyginskoye GCF and a group of projected fields – Zapadno-Malyginskoye, SeveroMalyginskoye, etc. – in the coastal zone. Category D0 and DL gas resources in the projected fields of this cluster are estimated at 2.2 and 0.8 Tcm, respectively, making up a total of 3.0 Tcm. The two structures with which the largest gas resources are associated are Skuratovskaya and Nyarmeyskaya – 1.8 and 1.4 Tcm, respectively. Cat. D0 and DL condensate resources in the projected fields of this cluster are estimated at 156.9/131.9 and 144.9/101.6 Mt (geol./recov.), respectively, making up a www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION принципам организации может быть группа прогнозируемых крупных НГКМ, приуроченных к Нярмейской, Скуратовской, СевероСкуратовской структурам, расположенным вблизи береговой линии северо-западной части Ямала, и к расположенной поблизости ЗападноСкуратовской структуре. Эта группа шельфовых месторождений будет связана с освоением на суше ресурсов УВ также крупного Малыгинского ГКМ и с прогнозируемой группой месторождений в береговой зоне – Западно-Малыгинским, СевероМалыгинским и др. Ресурсы газа по кат. D0 и Dл в прогнозируемых месторождениях этого кластера оцениваются в 2,2 и 0,8 трлн м3 соответственно, в сумме – 3,0 трлн м3. Максимальные ресурсы газа связаны со Скуратовской и Нярмейской структурами – 1,8 и 1,4 трлн м3 соответственно. Ресурсы конденсата по кат. D0 и Dл в прогнозируемых месторождениях этого кластера составляют 156,9/131,9 и 144,9/101,6 млн т (геол./извл.) соответственно, всего – 301,8/233,5 млн т (геол./ извл.). Кластером газонефтедобычи третьей очереди (с учетом меньшего ресурсного потенциала, отдаленности от берега и сроков освоения) будет группа прогнозируемых месторождений Обручевского, Амдерминского и ЗападноШараповского валов с прилегающими менее крупными по запасам прогнозируемыми месторождениями на Аквамариновской и ЗападноАквамариновской структурах. Ресурсы газа по кат. D0 и Dл в открытых и прогнозируемых месторождениях этого кластера составляют 405,0 и 504,5 млрд м3 соответсвенно, всего – 909,5 млрд м3. Максимальные ресурсы газа связаны с Западно-Шараповской структурой и составляют 347,5 и 1029,2 млрд м3 соответственно. Ресурсы конденсата по кат. D0+Dл в прогнозируемых месторождениях этого кластера составляют 8,2/5,8 и 21,1/13,8 млн т (геол./извл.) соответственно, всего – 29,3/20,6 млн т (геол./извл.), на ЗападноШараповский структуре – 7,7/5,3 млн т (геол./извл.). В настоящее время вместе с освоением приямальского шельфа силами ПАО «Газпром» в северо-западной части Карского моря НК «Роснефть» ведет подготовку к освоению ресурсов УВ приновоземельского шельфа, где открыто месторождение Победа. Далее предстоят работы регионального и поискового этапов в СевероКарской впадине. www.rogtecmagazine.com

total of 301.8/233.5 Mt (geol./recov.). The third-stage gas and oil production cluster (so prioritized due to the lower resource potential, remoteness from the coast, and development lead time) will form around a group of projected fields located in the Obruchevskiy, Amderminskiy, and Zapadno-Sharapovskiy swells and a number of projected fields adjoining them, hosted in the Akvamarinovskaya and ZapadnoAkvamarinovskaya structures, which are not so large in terms of reserves. Category D0 and DL gas resources in the discovered and projected fields of this cluster are estimated at 405.0 and 504.5 Gcm, respectively, making up a total of 909.5Gcm. The structure with which the largest gas resources are associated is Zapadno-Sharapovskaya – 347.5 and 1029.2 Gcm, respectively. Cat. D0 and DL condensate resources in the projected fields of this cluster are estimated at 8.2/5.8 and 21.1/13.8 Mt (geol./recov.), respectively, making up a total of 29.3/20.6 Mt (geol./ recov.), out of which some 7.7/5.3 Mt (geol./recov.) are attributable to the Zapadno-Sharapovskaya structure. At present, in parallel with Gazprom PJSC’s efforts focused on developing the near-Yamal portion of the Kara shelf, Rosneft Oil Company is busy preparing for the development of HC resources of the north-western portion of the shelf adjoining Novaya Zemlya, where the Pobeda field was discovered. Next in line are the regional investigation and exploration phases of the project deployed in the North-Kara depression.

Gulf of Ob and Taz Estuary

The deep-water regions of the Gulf of Ob and Taz Estuary are objectively predisposed to host two gas and oil production clusters. The first-stage cluster (Fig. 4) includes the Kamennomysskoye-more, Severo-Kamennomysskoye, Obskoye, Chugoryakhinskoye, Semakovskoye, TotaYakhinskoye, Antipayutinskoye, and Severo-Parusovoye fields, are all prepared for development, covered by an integrated transport system that will collect the HCs produced. The last one on the list is located within the boundaries of a LB which is mostly land-based. This cluster’s total Cat. C1 + C2 gas reserves amount to 1.9 Tcm and its total condensate reserves stand at 8.4/5.6 Mt (geol./recov.), out of which the biggest gas reserves are found in the following fields (the figures being given in Tcm): Kamennomysskoye-more – 544.7; SeveroKamennomysskoye – 431.9; Antipayutinskoye – 340.4, and Semakovskoye – 320.5. Condensate is only found in the Neocomian deposits of the Severo-Kamennomysskoye and Chugoryakhinskoye fields. The only two blocks that possess registered gas and condensate resources are Antipayutinskiy and Tota-Yakhinskiy. For the Antipayutinskiy block, the aggregate Cat. D0 and DL gas resources hosted

ROGTEC 81

РАЗВЕДКА

Обская и Тазовская губы

70°

74°

72°

76°

78°

70°

Геофизическое В акваториях Обской и Тазовской губ объективно Солет.+Ханавей. намечаются два кластера газонефтедобычи. Вост.-Бугорное Первоочередной кластер Трехбугорное Минховское (рис. 4) включает в себя подготовленные Тота-Яхинское к разработке Тота-Яхинский Антипаютинский месторождения Антипаюта Каменномысское-море, Чугорьяхинский Северо-Каменномысское, Антипаютинское Семаковское Нурминское Чугорьяхинское Обское, Чугорьяхинское, Сев.-Каменномыссское Сев.-Каменномысский Семаковское, Семаковский Хамбатеййское Тота-Яхинское, Сев.-Парусовый Зап.-Мессояхское Антипаютинское и Сев.-Пар усовое Каменномысское Северо-Парусовое, МК охваченные единой транспортной системой Парусовое Ростовцевское сбора УВ. Последнее Камененномысское-море Юж.-Парусовый расположено в пределах Каменномысское-море Находкинское ЛУ, большая часть Ямбургский 68° Обский которого охватывает Юж.-Парусовое 68° Юж.-Мессояхское Новопортовский Обское сушу. Запасы газа по кат. Ямбургское С1+ С2 этого кластера Ямбург Новопортовское КС «Ямбургская» Юрхаров. Перекатное составляют 1,9 трлн м3, конденсата – 8,4/5,6 млн Новый Порт Обское месторождения, Чугорьяхинский ЛУ, в том числе: т (геол./извл.), при этом Obskoye в том числе: fields, including: Chugoryakhinskiy LBs, licensed to: основные запасы газа Оликум. газовые gas ПАОСалекапт. «Газпром» Gazprom содержатся в следующих газконденсатные gas condensate ПАО «Газпром нефть» Gazprom Neft месторождениях, млрд Пиричейское НГКМ OGCF ПАО «НК «Роснефть» м3: КаменномысскоеRosneft нефтегазовые oil and gas ПАО «Новатэк» море – 544,7; Северогазопровод + КС gas pipeline + CS Novatek Каменномысское – 431,9; ПАО «Лукойл» железная дорога railroad LUKOIL Антипаютинское – 340,4 Ен-Ях. Танусалинское пр. недропользователи аэропорт airport и Семаковское – 320,5. other subsoil users GK-13 кластеры 1-й очереди 0 50 100 км Конденсат содержится 1st stage clusters 74° только в неокомских Рис. 4: Обзорная карта размещения ЛУ в пределах акватории Обской и Тазовской губ залежах СевероFig 4: Overview map showing LB locations within deep-water regions of the Gulf of Ob and the Taz Estuary Каменномысского и Чугорьяхинского in infra-Cenomanian rocks are estimated at 0.8 Tcm and месторождений. Ресурсы газа и конденсата числятся the respective condensate figures are 87/60.9 Mt (geol./ только в пределах Антипаютинского и Тота-Яхинское recov.). For the Tota-Yakhinskiy block, the aggregate Cat. D0 участков. По Антипаютинскому участку ресурсы газа по and DL gas resources are estimated at 250.9 Tcm and the подсеноманским отложениям совместно по кат. D0 и respective condensate figures are 27.8/19.5 Mt (geol./recov.). Dл оцениваются в 0,8 трлн м3, по конденсату – 87/60,9 One promising focus area to shape the future of these fields млн т (геол./извл.). По Тота-Яхинскому участку ресурсы will be the follow-up exploration of the discovered infraгаза совместно по кат. D0 и Dл составляют 250,9 Cenomanian gas condensate deposits and the identification млрд м3, конденсата – 27,8/19,5 млн т (геол./ извл.). В of new HC deposits – including GCD, OGCD, and, possibly, перспективе для указанных месторождений актуальной oil deposits – in the Lower Cretaceous and Jurassic задачей будет доразведка открытых подсеноманских sediment rocks (Fig. 5). газоконденсатных залежей и выявление новых залежей УВ – газоконденсатных, нефтегазоконденсатных Located in the northern part of the Gulf of Ob is the Tasiyskiy и, возможно, нефтяных в нижнемеловых и юрских LB (see Fig. 2), most of which is land-based, comprising отложениях (рис. 5). a GCF known by the same name. This block may later be КМ

82 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION В северной части Обской губы находится Тасийский ЛУ (см. рис. 2), большая часть которого – на суше, с находящимся в его границах одноименным ГКМ. Данный участок может войти в состав кластера, образованного Тамбейской группой месторождений с включением Преображенской и Корпачевской газонефтеперспективных структур, расположенных в северной части Обской губы. 210

ЮЗ

East-Arctic Seas

The geological structure and HC potential of the EastArctic seas are among the least known so far. The

Каменномысское-море Kamennomysskoye-more

Новопортовское Novoportovskoye 0

incorporated into a cluster formed around the Tambeyskaya group of fields joined by the Preobrazhenskaya and Korpachevskaya gas-and-oil-promising structures located in the northern part of the Gulf of Ob.

Северо-Каменномысское Severo-Kamennomysskoye 1 3 2

Чугорьяхинское 5 4 СВ 3 2 1 Chugoryakhinskoye I0 Q P3 2-3 P2 1 P2

ПК1

500

ГВК -442 м

Г(К2s)

ХМ1-3

ХМ1

ПК1 ПК12

ПК1

ТП1-4

ГНК -942 м ВНК -951 м

ПК1 ПК2-9 4

K2bz1

K2kz

ГВК -932 м

/ M (К1а) K

K2bz1

ТП0 ГВК -853 - -912 м

-1000

500

ПК1

ПК1 ПК12

K2kz

ПК1 ПК2-9 4

1101

ПК1

ПК11 ПК12 ПК1 ПК2-9 4

1200

Березовская свита K bz Кузнецовская K kz свита ПК ПК1

2 1

K2bz1

K2kz

ПК

1 1 2 1

ПК1 ПК2-9 4

ПК1 ПК12

ПК1

Марресалинская свита

ПК1 ПК2-9 4

ПК1

ГВК -1027 м

ГВК -1052,8 м 1200

1250

1171

К2k-st-km

К2t

-1000

ГВК -1041 м

1170

1250

. Г(К 2s)

К2s

M(К1br) -1500

БЯ23ГНК -1816 - -1937 м

B0(К1nc)K

ВНК -1852 - -1987 м

}НП

Б(J3) K -2000

К1al

ТП7-8

Танопчинская свита

К1a

ТП9-11 ТП12 ТП13-15

2235

ТП17-18 ТП21

1-3

Ю11

ТП22 ТП23-25

ГВК -2437 -2466 м БЯ11

Т4(J1) Ахская свита

ТП26 БЯ10 БЯ12-13

ТП26 ГВК -2575,6 м

ТП20

{

ГВК -2442,7 м

ТП22

2655

К1br

БЯ14-16 2840

-3000

B0(К1nc) баженовская

-2500

ТП23

ГВК -2616,4 м

свита Абалакская свита

-3500

M(К1br)

ГВК -2528,2 м

2565

-3000

ХМ1 / M-2000 (К1а)

ТП4-5 ТП6

ГНК -1986 м ВНК -2025 м

-1500

ХМ1 ХМ2 ХМ3 ТП0 ТП1 ТП2-3

1-8

Ю2-6

-2500

Яронгская свита

3781

-4000

К1nc

Малышевская свита Леонтьевская свита Вымская свита Лайдинская свита Надояхинская свита

-3500

3800

-4000 Б(J 3)

J3 4400

-4500

-5000

J1 Т4(J1)

-4000

стратиграфические границы stratigraphic boundaries отражающий горизонт reflecting horizon вода water разлом fault

-7800

15 км

Залежи УВ: HC deposits: а

в K

ГВК gas/water contact -8000

а – газовая Gas; б – газоконденсатная gas condensate; в – нефтяная oil прогнозируемая projected

Скважины: Wells: а

б в

а – пробуренные drilled; б – снесенные demolished; в – проектируемые planned

Каротаж: Logging: ПС ГК ПС – потенциалов самопроизвольной поляризации ГК – гамма ПС – self-potential Г – gamma-ray

Отложения Rocks: переслаивание песчаников, алевролитов и глин interbedded sandstones, siltstones, and clays преимущественно алевро-глинистые predominantly silty-clay глинистые clayey глинистые опоки и опоковидные глины clayey opokas and opoka-like clays глинистые клиноформенного комплекса ахской свиты occurring in the clinoform complex of the Akhskaya suite глинисто-битуминозные clay-bituminous

-8000 м

P2?-T

A(PZ?)

Рис. 5: Геологический профиль через месторождения Новопортовское – Каменномысское-море – Северо-Каменномысское – Чугорьяхинское с известными и прогнозируемыми залежами УВ: ГВК – газонефтяной контакт Fig 5: Geological profile across the Novoportovskoye – Kamennomysskoye-more – Severo-Kamennomyskoye – Chugoryakhinskoye fields showing their known and expected hydrocarbon deposits: ГВК – gas/water contact

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 83

РАЗВЕДКА

Моря Восточной Арктики

Геологическое строение и УВ-потенциал морей Восточной Арктики пока остаются наименее изученными. Глубокое бурение в акваториях морей Лаптевых, Восточно-Сибирского и Чукотского пока не проводилось. Ресурсы УВ оценены по кат. D2, в сумме они составляют 22,4 (геол.) и 13,0 (извл.) млрд т у. т., в том числе свободного газа – 8,0 трлн м3 (57,5 % от извлекаемых ресурсов). Наибольшие ресурсы УВ предполагаются в недрах Восточно-Сибирского моря – 9,3/5,6 млрд т у. т., в том числе свободного газа – 3,3 трлн м3 (60,0 % от извлекаемых ресурсов). К настоящему времени на шельфе морей Восточной Арктики действуют 13 лицензий на право пользования недрами, из которых 8 участков – на геологическое изучение и добычу УВ сырья на условиях предпринимательского риска (их действие предусмотрено до 2043 г.), в том числе 7 ЛУ принадлежат НК «Роснефть» и один – ПАО «Газпром»; 5 лицензий, действовавших до 2014 и 2015 гг., являлись поисковыми. Один участок – Притаймырский – планируется к изучению НК «Роснефть». В результате проведенных геофизических работ в акватории морей Восточной Арктики выявлены более 100 газонефтеперспективных структур: в СевероЧукотском секторе – 18, в Восточно-Сибирском море – 20 и в море Лаптевых – 59. По ранее выполненной оценке ООО «Газпром ВНИИГАЗ», на наиболее крупных структурах возможны открытия месторождений с запасами до 150…250 млн т у. т. Здесь на крупных поднятиях возможны так называемые поглощающие ловушки, включающие группы ловушек, приуроченных к одному и тому же своду или мегавалу типа Мининского или Трофимовского в море Лаптевых [8]. Северо-Врангелевский участок недр федерального значения, принадлежащий ПАО «Газпром», включает выявленные газонефтепереспективные структуры: Безымянную, Северо-Шелагскую, Шелагскую, Восточно-Шелагскую, Дремхедскую 1, Дремхедскую 2, Дремхедскую 3, ЗападноВрангелевскую 1, Западно-Врангелевскую 2. Прогнозируемые месторождения, связанные с указанными структурами, в перспективе могут быть объединены в газонефтедобывающий кластер, способный в совокупности с другими кластерами месторождений УВ обеспечивать работу завода по сжижению природного газа мощностью до 15 млн т, строительство которого возможно в г. Певеке. В пределах изученных сейсморазведкой 2D южной и восточной частей участка (северная, западная и центральные части пока не изучены) выявлены 22 газонефтеперспективные структуры, на девяти

84 ROGTEC

deep-water regions of the Laptev, East Siberian and Chukchi Seas are yet to see their first deep-hole drilling projects. The only category of HC resources for which any estimates are available is D2; in total, these amount to 22.4 GtC (geol.) and 13.0 Gtce (recov.), out of which 8.0 Tcm is free gas (making up 57.5 % of the total recoverable resources). The biggest HC resources – 9.3/5.6 Gtce, out of which 3.3 Tcm (60.0 % of the total recoverable volume) is free gas – are expected to be found in the deep waters of the East Siberian Sea. To date, 13 subsoil use licenses for portions of the East-Arctic shelf are in place, out of which 8 blocks are licensed to be used for geological exploration and HC production at the licensees’ own entrepreneurial risk (they are valid through 2043), including 7 LBs held by Rosneft Oil Company and one LB held by Gazprom PJSC; the remaining 5 licenses, valid through 2014 or 2015, were prospecting licenses. One of the blocks – Pritaymyrskiy – is in Rosneft Oil Company’s plans for further surveying. Geophysical studies carried out in the deep-sea regions of the East-Arctic seas have identified more than 100 gasand-oil-promising structures: 18 in the North Chukotka sector, 20 in the East Siberian Sea, and 59 in the Laptev Sea. According to earlier estimates of Gazprom VNIIGAZ LLC, the largest ones of these structures promise future discoveries of HC fields whose reserves may amount to 150–250 Mtce. Here, some of the larger uplifts may host so-called absorption traps, including groups of traps confined to the same dome or megaswell structure like the Mininskiy or Trofimovskiy in the Laptev Sea [8]. The Severo-Vrangelevskiy subsoil block of federal significance licensed to Gazprom PJSC includes the following identified gas-and-oil-promising structures: Bezymyannaya, Severo-Shelagskaya, Shelagskaya, Vostochno-Shelagskaya, Dremkhedskaya 1, Dremkhedskaya 2, Dremkhedskaya 3, ZapadnoVrangelevskaya 1, and Zapadno-Vrangelevskaya 2. In the future, the projected fields associated with these structures may be combined into a gas and oil production cluster, which, in conjunction with other HC field clusters, will be able to support the operation of a natural gas liquefaction facility with a capacity of up to 15 Mt, which may be built in the city of Pevek. The southern and eastern portions of the block, studied by 2D seismic survey methods (the northern, western, and central portions have not yet been studied), have been shown to include 22 gas-and-oil-promising structures, out of which nine have been shown to possess Cat. D2 resources estimated at 102.3 Gcm of gas and 238.8/71.6 Mt (geol./recov.) of oil. The remaining 13 structures within this LB account for ca. 67 Gcm of gas and ca. 46 Mt (recov.) of oil. The structures that boast the largest estimated Cat. D2 HC resources are Bezymyannaya – about 31.0 Gcm www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

50 км

Кайган-Васюканское Вост.Одоптинская

Оха

Лебединское Одопту-море

ПильтунАстохский

-250

-7 5 2

22 - 5

-300

-100

-175

Пильтун-Астохское -75

-50

-25

Аркутун-Даги Чайво

-200

Лозинская

Пильтун-Астохское

о. Сахалин Вал

Вост.Одоптинский

Одопту-море

-150

Лебединское

Т ат арский пролив

Николаевскна-Амуре

-125

Москальво

Юж.-Лозинская

Сев.-Венинское Ново-Венинское Венинское Лунское Киринское

Шивчибинская

Ноглики

-25 0

-275

-225

-200

10 - 0

-12 5

-15 0

-75

Аркутун-Дагинское

Чайвинское

-175

АлександровскСахалинский

Баутинская

Юж-Киринское Юж.-Лунское Мынгинское

-50

ОБТК

-25

Де-Кастри

Осенгинская

Зап.-Аяшская Вост.-Аяшская

Нептун

яп

а мн ва

ра

еп

ер 26 0к м

ПАО «Газпром» Gazprom ООО «Газпром нефть шельф» Gazprom Neft Shelf

-400

-200

-100

Набиль-море

-500

Набиль-море

Киринский Киринское

НГКМ OGCF перспективные структуры перспек

Охотское море

-600

ро

Месторождения и структуры: Fields and structures: газовые и газконденсатные месторождения gas and gas condensate fields нефтяные месторождения oil fields

ЛУ, в том числе:

Южно-

-50

Венинское

залив Терпения

Охотск ое море

Холмск

Ново-Венинское

Лунский 0 - 30

Советская гавань

Сев.-Венинское

Поронайск

Аяшский

Юж.-Аяшская

-300

Шахтерск

Ванино

-25

Газопровод Нефтепровод

па

Регион Охотского моря

ж/д

наиболее крупных из которых оценены ресурсы по кат. D2 в количестве 102,3 млрд м3 газа и 238,8/71,6 млн т (геол./ извл.) нефти. На остальные 13 структур ЛУ приходятся около 67 млрд м3 газа и 46 млн т (извл.) нефти. Наиболее крупные ресурсы УВ по кат. D2 оценены на структурах Безымянной – около 31,0 млрд м3 газа и 21,7 млн т (извл.) нефти, Северо-Шелагинской – 22,6 млрд м3 газа и 15,8 млн т (извл.) нефти, Дремхедской 2 – 15,8 млрд м3 газа и 11,2 млн т (извл.) нефти. Необходимо отметить, что опоискование прогнозируемых небольших месторождений целесообразно отнести на период после 2035 г.

Лунское Юж.-Лунское

Юж.-Киринское

НГК «Сахалин Энерджи» Сахалинск Зап.-Киринская В Дальневосточном Sakhalin Energy Корсаков регионе России в Невельск -200 изобаты, м (через 25 м) Мынгинское -200 isobaths, m ближайшие десятилетия терминал отгрузки нефти oil export terminal предусматривается завод СПГ LNG facility Киринский персп. ЛУ морской порт seaport залив Анива освоение аэропорт airport высокоперспективного Рис. 6: Обзорная карта размещения ЛУ на шельфе о. Сахалин (Охотское море): присахалинского шельфа Охотского моря. ОБТК – объединенный береговой технологический комплекс Fig 6: Overview map showing the LB locations on the shelf of Sakhalin (Sea of Okhotsk): Здесь ПАО «Газпром» ОБТК – Integrated Onshore Processing Complex контролирует 7 ЛУ, из них 6 находятся of gas and 21.7 Mt (recov.) of oil, Severo-Shelaginskaya на северо-восточном шельфе о. Сахалин (рис. 6) и – 22.6 Gcm of gas and 15.8 Mt (recov.) of oil, and один – на шельфе Западной Камчатки. Два участка Dremkhedskaya 2 – 15.8 Gcm of gas and 11.2 Mt (recov.) – Лунский и Пильтун-Астохский – осваиваются ПАО of oil. One point worth mentioning is that it makes sense «Газпром» совместно с другими компаниями. to postpone the prospecting efforts focusing on some of the smaller projected fields until after 2035. В пределах Киринского ЛУ разведано и введено в разработку Киринское ГКМ, накопленная добыча УВ Sea of Okhotsk Region по которому пока составляет 0,7 млрд м3 газа и 0,1 In the coming decades, the Far-Eastern region of Russia млн т газового конденсата. Практически завершена is expected to host some highly promising development разведка гигантского Южно-Киринского НГКМ. projects deployed in the near-Sakhalin portion of the Sea Киринское, Южно-Киринское, Южно-Лунское и of Okhotsk shelf. Here, Gazprom PJSC controls 7 LBs, out Мынгинское месторождения, включая Лунское НГКМ, of which 6 are located on the northeast shelf of Sakhalin образуют единый кластер газодобычи, (Fig. 6) and one lies on the shelf of Western Kamchatka. (in 25-m increments)

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 85

РАЗВЕДКА сопряженный с береговой инфраструктурой подготовки и транспортировки газа и жидких УВ потребителям. Следует отметить, что добыча нефти в малых масштабах из сложнопостроенных «блочных» нефтяных оторочек начнется не ранее 2030 г. Накопленная добыча газа на гигантском Лунском месторождении превысила 102 млрд м3 (более 99% от общей добычи на шельфе с учетом добычи на Киринском месторождении), конденсата – 10,5 млн т. Запасы газа по кат. B + С1+ С2 для Лунского и Киринского месторождений с оставляют 404,7 и 161,8 млрд м3 соответственно, конденсата – 48,1/27,8 и 26,5/19,0 млн т (геол./извл.). Южно-Киринское НГКМ является, как и Лунское, гигантским по запасам газа, которые по кат. С1+С2 составляют 913,1 млрд м3, конденсата – 223,5/145,4 млн т (геол./извл.). Запасы нефти составляют 46,7/4,7 млн т (геол./извл.), растворенного газа – 10,0 млрд м3 (геол.). По Киринскому кластеру запасы указанных месторождений совместно с Южно-Лунским ГКМ и Мынгинским НГКМ составляют: газа – 1,5 трлн м3, конденсата – 313,0/202,4 млн т (геол./извл.), нефти – 46,7/4,7 млн т (геол./извл.), растворенного газа – 10,2 млрд м3 (геол.). Кроме того, на структурах Восточной и Набильской-морской имеются ресурсы газа по кат. D0 (34,9 млрд м3) и конденсата (5,3/3,6 млн т геол./ извл.). Второй кластер образуют прогнозируемые месторождения Аяшского и Восточно-Одоптинского ЛУ, освоение которых, вероятно, будет совмещено с освоением Пильтун-Астохского НГКМ, введенного в разработку. На Пильтун-Астохском месторождении Q газа составила 4,7 млрд м3, конденсата – 0,26 млн т, нефти – 42,2 млн т, растворенного газа – 6,3 млн т. Текущие (остаточные) запасы газа по категориям С1+ С2 составляют 131,5 млрд м3, конденсата – 15,1/10,4 млн т (геол./извл.), нефти – 405/85,6 млн т (геол./ извл.). Ресурсы УВ по кат. D0 Восточно-Одоптинского (структуры Восточно-Одоптинская и Лозинская) и Аяшского (структуры Аяшская и Баутинская) ЛУ составляют соответственно: газа – 101,4 и 36,2 млрд м3; конденсата – 5,4/4,7 (геол./извл.) и 3,9 (геол.) млн т; нефти – 617,0/96,3 (геол./извл.) и 412,3 (геол.) млн т; растворенного газа – 64,1/11,1 (геол./извл.) и 62,1 (геол.) млрд м3.

Регион Каспийского моря

НСР УВ российского шельфа в Каспийском море, по официальной оценке, составляют 6,6/4,2 млрд т у. т. (геол./извл.). НСР свободного газа оцениваются в 2,8 трлн м3, конденсата – 384,8/260,9 млн т (геол./ извл.),

86 ROGTEC

Two of these blocks – Lunskiy and Piltun-Astokhskiy – are being developed by Gazprom PJSC together with other companies. Within the boundaries of the Kirinskiy LB lies the Kirinskoye GCF, already explored and brought into development. For now, the accumulated HC production figures for this field stand at 0.7 Gcm of gas and 0.1 Mt of gas condensate. The gigantic Yuzhno-Kirinskoye OGCF is currently in its final exploration phase. The Kirinskoye, Yuzhno-Kirinskoye, Yuzhno-Lunskoye, and Mynginskoye fields, including the Lunskoye OGCF, form one single gas production cluster connected to onshore infrastructure facilities used for conditioning gas and liquid HCs and transporting them to consumers. It should be noted that smaller-scale oil production targeting structurally complex ‘lumped’ oil fringe zones will begin no earlier than 2030. The cumulative gas production at the gigantic Lunskoye field has exceeded 102 Gcm (more than 99% of the total production on the shelf, including production at the Kirinskoye field), and the same figure for condensate is now over 10.5 Mt. category B + C1 + C2 gas reserves for the Lunskoye and Kirinskoye fields stand at 404.7 and 161.8 Gcm, respectively, and their respective condensate reserves amount to 48.1/27.8 and 26.5/19.0 Mt (geol./ recov.). Yuzhno-Kirinskoye OGCF is, like Lunskoye, quite a behemoth in terms of gas reserves: its Category C1 + C2 gas reserves are at 913.1 Gcm and its condensate reserves measure 223.5/145.4 Mt (geol./recov.). The respective oil reserves figures are 46.7/4.7 Mt (geol./ recov.) and dissolved gas reserves score 10.0 Gcm (geol.). In the Kirinsky cluster, the reserves of these fields together with the Yuzhno-Lunskoye GCF and the Mynginskoye OGCF are as follows: gas – 1.5 Tcm, condensate – 313.0/202.4 Mt (geol./recov.), oil – 46.7/4.7 Mt (geol./ recov.), dissolved gas – 10.2 Gcm (geol.). In addition, the Vostochnaya and Nabilskaya-morskaya structures possess category D0 gas resources (34.9 Gcm) and condensate resources [5.3/3.6 Mt (geol./recov.)]. The second cluster is formed around the projected deposits of Ayashskiy and Vostochno-Odoptinskiy LBs, which will most probably be developed together with the Piltun-Astokhskoye OGCF already brought into development. At the Piltun-Astokhskoye field, the current figures are 4.7 Gcm for gas, 0.26 Mt for condensate, 42.2 Mt for oil, and 6.3 Mt for dissolved gas. The current (residual) Cat. C1 + C2 gas reserves stand at 131.5 Gcm, condensate reserves – at 15.1/10.4 Mt (geol./recov.), and oil reserves – at 405/85.6 Mt (geol./recov.). The respective Cat. D0 HC resources of the VostochnoOdoptinskiy (East-Odoptinskaya and Lozinskaya structures) and Ayashskiy (Ayashskaya and Bautinskaya www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION 46°

47°

48°

49°

50°

51°

52°

Рис. 7: Схема расположения ЛУ на каспийском шельфе (а) и схематический геологический разрез НГКМ Центрального (б): ВНК – водонефтяной контакт Fig 7: A map of the LBs located on the Caspian shelf (а) and a simplified geological cross-section of the Tsentralnoye OGCF (б): ВНК – water/oil contact

47°

КА ЗА ХС РО ТА СС Н ИЯ

46°

Астраханская обл. 46°

Морское

Калмыкия 45°

Западно-Ракушечное Ракушечное Рыбачье им. Ю. Корчагина им. В. Филановского

45° -1200

-1513 -1588

44°

ВНК -1700 -1800

-1800 K1al_prod -1930

-2000

-100

Чеченская Республика

Границы: Borders: а) государственная state а б б) субъектов РФ subjects of the Russian Federation изобаты, м 50 isobaths, m ЛУ LBs

Месторождения: Fields: газовые, газоконденсатные gas, gas condensate

46°

-2554

ВНК -2720 -2800 -2942

ВНК -2990

-2992

ВНК -3330 -3400

-3630

Н А Ж Д

-3763

Государственным балансом полезных ископаемых Российской Федерации в пределах российского сектора акватории Каспийского моря учтены 11 месторождений УВ: запасы свободного газа числятся на девяти месторождениях, запасы нефти – на 11 месторождениях (рис. 7). В целом среди выявленных месторождений два нефтяных (Западно-Ракушечное и Морское) и девять нефтегазоконденсатных (Избербаш, Инчхе-море, Хвалынское, «170 км», им. Ю. Корчагина, Сарматское, им. В. Филановского, Центральное, Ракушечное). Из всех месторождений российского сектора акватории Каспийского моря лишь одно находится в разработке (им. Ю. Корчагина). С начала разработки (2010 г.) Q составила: газа – 1,8 млрд м3, нефти – 2,2 млн т, конденсата – 0,064 млн т, растворенного газа – 0,164 млрд м3. Остальные месторождения числятся в разведке. По величине запасов газа, млрд м3, три месторождения относятся к средним (3…30), пять – к крупным (30…500). По величине запасов нефти, млн т (извл.), одно месторождение относится к мелким (< 1), шесть – к средним (3…30) и два – к крупным (30…300) (табл. 2). Запасы УВ связаны с широким

-3200

-3250

-3337

JT -3800

50°

-3000

-3400

-3600

нефти – 3,2/1,0 млрд т (геол./извл.), растворенного газа – 185,2/72,5 млрд м3 (геол./извл.) (см. табл. 1).

www.rogtecmagazine.com

-2400

ВНК -2550 -2600

49°

-2290

ВНК -2320

-2666

-3200

42°

48°

-2200

ВНК -2330

-2720

-3000

РБ А 47°

ВНК -2100

-2800

Избербаш

ЗЕ

45°

Центральное

Дагестан

НГКМ, нефтегазовые OGCF, oil and gas нефтяные oil

J2s9

ГНК -2136,5 ВНК -2154,5 ВНК -2212

-2600

J2s7

-500

Инчхеморе

-2245 -2285

-2115 -2205

-2400 м

J2s4

Р ГР

Хазри

-2283 -2335

ВНК -2212

-2505

-20

100 км

-2190

-2000

-2045

-2105

-2198

J3o J2

-1910

-2055

-2400

43°

42°

-2130,5

-2200

44°

43°

-2078

K1s4 J3tt J3km

-50

-1600

-1630

K1al

Хвалынское

-1200

-1400

K1a

-1285

-1600

Сарматское (им. Ю. Кувыкина) «170 км»

-4000 м

скважина: well: а - пробуренная drilled б - проектная planned

-3750 м

-3600

ВНК -3650

Залежи: Deposits

газовая gas

-3800

нефтяная oil

прогнозируемая expected

5 км

Масштаб 1:100 000

-4000 м

structures) LBs are as follows: gas – 101.4 and 36.2 Gcm; condensate – 5.4/4.7 (geol./recov.) and 3.9 (geol.) Mt; oil – 617.0/96.3 (geol./recov.) and 412.3 (geol.) Mt; dissolved gas – 64.1/11.1 (geol./recov.) and 62.1 (geol.) Gcm.

Caspian Sea Region

According to official estimates, the initial total HC resources (ITR) available on the Russian portion of the Caspian shelf amount to 6.6/4.2 Gtce (geol./recov.). Gas ITR is estimated at 2.8 Tcm, condensate ITR – at 384.8/260.9 Mt (geol./recov.), oil ITR – 3.2/1.0 Gt (geol./ recov.), and dissolved gas ITR – at 185.2/72.5 Gcm (geol./ recov.) (see Table 1). The State Register of Mineral Reserves of the Russian Federation includes records of 11 HC fields located within the Russian sector of the Caspian Sea, out of which nine fields are registered as possessing gas reserves and 11 fields are registered as possessing oil reserves (Fig. 7). Overall, out of all the fields that have been identified, two are oil fields (Zapadno-Rakushechnoye and Morskoye) and nine are oil and gas condensate fields (Izberbash, Inchkhe-more, Khvalynskoye, “170km,” Yu. Korchagin field, Sarmatskoye, V. Filanovsky field, Tsentralnoye, and Rakushechnoye). Only one of the fields found in the Russian sector of the Caspian Sea is currently in the development phase (Yu. Korchagin field). Since the beginning of the development phase (2010), its

ROGTEC 87

РАЗВЕДКА

Тип УВ сырья Type of HC materials Нефть, млн т Oil, Mt Растворенный газ, млрд м3 Dissolved gas, Gcm Свободный газ, млрд м3 Free gas, Gcm Конденсат, млн т Condensate, Mt Итого Total

Q Q

Запасы (геол./извл.) Reserves (geol./recov.)

Ресурсы (геол./извл.) Resources (geol./recov.)

НСР ITR

кат. A+B+C1 Cat. A + B + C1

кат. B2+C2 Cat. B2 + C2

кат. С3* Cat. C3 *

кат. D1 Cat. D1

кат. D2 Cat. D2

кат. C3+D Cat. C3 + D

2,204

629,7 / 222

583,9 / 144,7

321 / 129

1501 / 450

229 / 69

2051 / 648

3192,6 / 1015,2

0,161

– / 26,2

– / 19,8

–

74 / 22

5/2

79 / 24

185,2 / 72,5

1,779

382,3

315,6

69,0

925,0

1087,0

2081,0

2849,0

0,064

39,5 / 18

35,9 / 15,7

6/3

31 / 22

290 / 203

327 / 228

384,8 / 260,9

4,208

1077,7 / 648,5

955,2 / 495,8

4538 / 2981

6611,6 / 4197,6

396 / 201 2531 / 1419 1611 / 1361

Таблица 2: Структура запасов и ресурсов недр каспийского шельфа Table 2: Structure of reserves and resources of the Caspian shelf

стратиграфическим диапазоном – от среднего миоцена (чокрак) до средней юры. С палеогеном и миоценом связаны лишь незначительные запасы свободного газа – 18,2 млрд м3.

performance has been as follows: gas – 1.8 Gcm, oil – 2.2 Mt, condensate – 0.064 Mt, dissolved gas – 0.164 Gcm. The remaining fields are registered as being under exploration.

Таблица 2 Структура запасов и ресурсов недр каспийского шельфа

In terms of gas reserves, measured in Gcm, three fields are classed as medium-size (3–30) and five are classed as large (30–500). In terms of oil reserves, measured in Mt (recov.), one field is classed as small (< 1), six are classed medium-size (3–30), and two are classed as large (30–300) (Table 2). These HC reserves span a wide stratigraphic range – from the Middle Miocene (Chokrak) to the Middle Jurassic. The free gas reserves attributable to the Paleogene and Miocene layers are quite insignificant – 18.2 Gcm.

Первоочередным объектом для постановки ПРР на каспийском шельфе обоснована зона нефтегазонакопления крупного Центрального свода с уже открытым одноименным НГКМ. Она считается ключевой в рамках формирования стратегии геологоразведочных работ в регионе и требует доразведки. В 2016 г. право пользования недрами ЛУ Центральный получено нефтегазовой компанией «Центральная» с целью геологического изучения, разведки и добычи УВ сырья (ПАО «Газпромнефть» владеет 25 %). По месторождению запасы составляют: нефть, млн т (геол./извл.): кат. С1 – 21,3/6,4, кат. С2 – 281,7/84,5; конденсат, млн т (геол./извл.): кат. С1 – 0,7/4,0, кат. С2 – 3,8/2,1; растворенный газ, млрд м3 (геол./извл.): кат. С1 – 3,1/0,9, кат. С2 – 41,5/12,5; газ газовой шапки, млрд м3: кат. С1 – 6,9, кат. С2 – 34,8. Ресурсы нефти по 10 прогнозируемым залежам (альбские, неокомские и юрские отложения) по кат. D0 (геол./ извл.) составляют 510,2/127,2 млн т, растворенного газа (геол./ извл.) – 50,9/13 млрд м3.

Акватория Черного моря

В ближайшие годы ПРР будут продолжены в российском секторе Черного моря. Здесь в пределах Туапсинского прогиба в ловушках тектонически экранированного типа, связанных с надвигами, возможны открытия средних по запасам месторождений УВ в отложениях кайнозойского

88 ROGTEC

The first-priority project whose feasibility in terms of setting the stage for P&E on the Caspian shelf will be centered around an oil and gas accumulation zone associated with the large Tsentralny dome and complete with an already discovered OGCF known by the same name. It is considered a key element in shaping the geological exploration strategy for the region and requires follow-up exploration. In 2016, Tsentralnaya Oil and Gas Company LLC (in which Gazprom PJSC holds a 25% interest) was granted the subsoil use license for the Tsentralnyy LB for purposes of geological exploration, prospecting, and HC production. The field’s reserves profile is as follows: oil, Mt (geol./ recov.): Cat. C1 – 21.3/6.4, Cat. C2 – 281.7/84.5; condensate, Mt (geol./recov.): Cat. C1 – 0.7/4.0, Cat. C2 – 3.8/2.1; dissolved gas, Gcm (geol./recov.): Cat. C1 – 3.1/0.9, Cat. C2 – 41.5/12.5; gas-cap gas, Gcm: Cat. C1 – 6.9, Cat. C2 – 34.8. Cat. D0 oil resources (geol./recov.) for 10 expected HC accumulations (to be found in Albian, Neocomian, and Jurassic rocks) amount to 510.2/127.2 Mt, and the respective figures for dissolved gas (geol./ recov.) are 50.9/13 Gcm. www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION возраста. После завершения НК «Роснефть» в 2018 г. бурения скважины на валу Шатского (структура Мария) предусматриваются также уточнение ресурсов УВ и конкретизация направлений ПРР.

Азовское море

Действующий в российском секторе Азовского моря центр газодобычи имеет небольшое значение, однако оценка его НСР также требует уточнения. Здесь разработку Бейсугского газового месторождения осуществляет ООО «Газпром добыча Краснодар». Согласно данным Государственного баланса запасов полезных ископаемых, накопленная добыча газа на Бейсугском месторождении составила 9,7 млрд м3, оставшиеся запасы газа по кат. С1 – 8,0 млрд м3. Приоритетными для дальнейшего освоения ресурсов УВ могут являться зоны нефтегазонакопления на акваториальных продолжениях Северо-Азовской, Южно-Азовской ступеней и Западно-Кубанского прогиба. Открытий новых месторождений здесь следует ожидать в отложениях нижнего мела и среднего миоцена – плиоцена. Значительно менее привлекательными направлениями являются верхнеюрские и верхнемеловые-эоценовые комплексы тех же структурных элементов. В пределах остальных тектонических элементов региона ресурсы газа по стратиграфическим комплексам менее значительны. Новыми зонами нефтегазонакопления, способными поддержать и даже увеличить объем газодобычи, здесь могут быть открытое Октябрьское и два-три прогнозируемых месторождения в пределах Западно-Ейского ЛУ. На Октябрьском месторождении газоносны отложения мэотиса и сармата. Основные запасы газа связаны с отложениями мэотиса – 87 %. На ЗападноБейсугском месторождении газоносны отложения майкопа и мэотиса. Основные запасы связаны с отложениями майкопа – 74 %. На азовском шельфе выделяются две перспективные зоны нефтегазонакопления – Октябрьская и Лиманная. Ожидаемые запасы по первой составляют 9,3 млн т у.т., по второй – 15,0 млн т у.т. При необходимости ресурсный потенциал газодобычи Азовского центра может быть увеличен за счет многочисленных газоперспективных структур, в том числе находящихся на не лицензированных площадях в Таганрогском заливе, на Азовском валу, ЮжноАзовской ступени и в Западно-Кубанском прогибе. Таким образом, в результате проведенных исследований определены наиболее перспективные направления поисковоразведочных работ. Сделан www.rogtecmagazine.com

Black Sea Waters

In the coming years, P&E will continue in the Russian sector of the Black Sea. Here, the presence of tectonically screened-type traps associated with thrust faults within the boundaries of the Tuapse trough allows for possible discoveries of medium-sized Cenozoic HC fields. After the completion of Rosneft Oil Company’s well drilling project at the Shatsky swell (Maria structure) in 2018, more work is being planned toward improving the current HC resource estimates and making future P&E efforts more targetspecific.

Sea of Azov

The gas production hub operating in the Russian sector of the Azov Sea is of little importance, but its current ITR estimates also need improvement. Here, the Beysugskoye gas field is being developed by Gazprom Dobycha Krasnodar LLC. According to the State Register of Mineral Reserves, the cumulative gas production at the Beysugskoye field has reached 9.7 Gcm, while the remaining Cat. C1 gas reserves stand at 8.0 Gcm. Among the top-priority areas for further development of HC resources one can name the oil and gas accumulation zones located in the deep-water areas projecting beyond the North-Azov and South-Azov steps and the WestKuban trough. The layers to be explored here for potential discoveries of new HC fields are the Lower Cretaceous and Middle Miocene – Pliocene rocks. The Upper Jurassic and Upper Cretaceous – Eocene complexes of the same structural elements are much less attractive focus areas. Within the rest of the tectonic elements of the region, gas resources per stratigraphic complex are less significant. Considering the possible new oil and gas accumulation zones capable of sustaining and even increasing the current gas production volumes, we would like to highlight the already discovered Oktyabrskoye field and two or three projected fields within the Zapadno-Yeyskiy LB. At the Oktyabrskoye field, gas presence has been detected in the Meotian and Sarmatian rocks. The bulk of its gas reserves (87%) are associated with the Meotian layers. At the Zapadno-Beysugskoye field, gas presence has been detected in the Maykopian and Meotian rocks. The bulk of its reserves (74%) are associated with the Maykopian layers. On the Azov shelf, there are two promising oil and gas accumulation zones – Oktyabrskaya and Limannaya. Their expected reserves are 9.3 Mtce for the former, 15.0 Mtce for the latter. If necessary, the gas production resource potential of the Azov hub can be increased thanks to numerous promising gas structures, including those located in unlicensed areas such as those of the Taganrog Bay, the Azov swell, the South-Azov step, and the West-Kuban trough.

ROGTEC 89

РАЗВЕДКА вывод о том, что имеющиеся запасы и перспективные ресурсы газа, конденсата и нефти на шельфе в акватории морей России достаточны для поддержания необходимых уровней прироста запасов и добычи для энергообеспечения страны и экспортных потребностей в первой половине ХХI в. Главнейшими газонефтеперспективными регионами, способными поддержать расширенное восполнение запасов и необходимые уровни газодобычи в России в ХХI в., будут являться Южно-Карский и Баренцевский нефтегазоносные бассейны, совместный текущий потенциал газовых ресурсов которых составляет около 80 трлн м3. На Дальнем Востоке России главными районами газо- и нефтедобычи с возможностью продолжения расширенного восполнения запасов УВ остается охотоморский шельф Сахалина с последующим вовлечением в освоение ресурсов газа Японского, Берингова и восточноарктических (Чукотского, Восточно-Сибирского) морей и моря Лаптевых. В южных регионах России высокую эффективность ПРР и расширенное восполнение ресурсной базы газонефтедобычи в ближайшие десятилетия способен обеспечить материковый шельф в акваториях Каспийского и Азовского морей, а также в отдельных районах Черного моря.

Список литературы

1. Ахметсафин С.К. О ключевых задачах развития минерально-сырьевой базы ПАО «Газпром» / С.К. Ахметсафин, В.В. Рыбальченко, Д.Я. Хабибулин // Матер. IV Международной научнопрактической конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» (WGRR2017), 8–10 ноября 2017. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. – С. 4–5. 2. Люгай Д.В. Научное обоснование и сопровождение развития минеральносырьевой базы газодобычи России и ПАО «Газпром» / Д.В. Люгай // Матер. IV Международной научнопрактической конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» (WGRR-2017), 8–10 ноября 2017. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. – С. 6. 3. Скоробогатов В.А. Проблемы ресурсного обеспечения добычи природного газа в России до 2050 года / В.А. Скоробогатов, С.Н. Сивков, С.А. Данилевский // Вести газовой науки: Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. – № 5 (16). – С. 4–14.

90 ROGTEC

Summing up what has been said, new research findings have made it possible to identify the most promising focus areas for prospecting and exploration operations. A conclusion has been made to the effect that the available reserves and potential resources of gas, condensate, and oil in the Russian offshore areas are sufficient to maintain the levels of reserves additions and production growth required to fill the country’s energy supply and export needs in the first half of the XXI century. The most prominent gas-and-oilpromising regions capable of sustaining the expanded reserves replenishment to meet Russia’s gas production requirements in the XXI century will be the South-Kara and Barents oil and gas basins, whose combined gas resource potential currently stands at ca. 80 Tcm. In the Far East of Russia, it is the Okhotsk shelf waters, offshore Sakhalin that remain a top-priority oil and gas production region with opportunities for maintaining the expanded HC reserves replenishment process, later to be joined by other offshore areas like those of the Sea of Japan, Bering Sea, East-Arctic (Chukchi, East Siberian) seas, and the Laptev Sea as their resources are brought into development in the future. In the southern regions of Russia, the portions of the continental shelf that are capable of ensuring high efficiency of P&E efforts and sustaining expanded replenishment of the gas and oil production resource base in the coming decades are located in the waters of the Caspian and Azov Seas, also joined by certain areas on the Black Sea shelf.

Bibliography

1. S. K. Akhmetsafin. On the key objectives for the development of the mineral resource base of Gazprom PJSC / S. К. Akhmetsafin, V. V. Rybalchenko, D. Ya. Khabibulin // In: IV International Conference titled “World Gas Resources and Reserves and Advanced Development Technologies” (WGRR-2017), November 8–10, 2017. – Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017. – pp. 4–5 2. D. V. Luygay. A scientific rationale and support measures for the development of the gas production resource base in Russia and at Gazprom PJSC / D. V. Lyugay // In: IV International Conference titled “World Gas Resources and Reserves and Advanced Development Technologies” (WGRR-2017), November 8–10, 2017. – Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017. – p. 6 3. V. A. Skorobogatov. The problems encountered in managing the supply of resources required for the production of natural gas in Russia until 2050 / V. A. Skorobogatov, S. N. Sivkov, S. A. Danilevskiy // www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION 4. Варламов А.И. Газовое будущее России: Арктика / А.И. Варламов, А.П. Афанасенков, О.М. Прищепа и др. // Матер. IV Международной научнопрактической конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» (WGRR-2017), 8–10 ноября 2017. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. – С. 9–10. 5. Скоробогатов В.А. Крупнейшие и уникальные газонефтеносные бассейны Земли и их роль в развитии мировой газовой промышленности / В.А. Скоробогатов // Матер. IV Международной научнопрактической конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» (WGRR-2017), 8–10 ноября 2017. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. – С. 21. 6. Дмитриевский А.Н. Перспективы создания технохаба – норильский кластер / А.Н. Дмитриевский, Н.А. Еремин, Н.А. Шабалин // Матер. Всероссийской научной конференции, посвященной тридцатилетию ИПНГ РАН, «Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности». – М.: ИПНГ РАН, 2017. – С. 55–56. – (Серия «Конференции»). 7. Еремин Н.А. Инновационный потенциал «умных» нефтегазовых технологий / Н.А. Еремин, О.Н. Сарданашвили // Матер. Всероссийской научной конференции, посвященной тридцатилетию ИПНГ РАН, «Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности». – М.: ИПНГ РАН, 2017. – С. 61–62. – (Серия «Конференции»). 8. Астафьев Д.А. Обоснование первоочередных для проведения поисково-разведочных работ зон нефтегазонакопления на шельфе морей Восточной Арктики / Д.А. Астафьев, В.Г. Каплунов, В.А. Шеин, А.Г. Черников // Вести газовой науки: Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2013. – № 3 (14). – С. 70–78. Статья впервые опубликована в научно-техническом сборнике «Вести газовой науки», 2018 г., № 4. Материал любезно предоставлен компанией ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Vesti Gazovoy Nauki: The problems encountered by Russia’s gas producing regions in managing the supply of resources until 2030. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2013. – No. 5 (16). – pp. 4–14 4. A. I. Varlamov. Gas future of Russia: the Arctic / A. I. Varlamov, A. P. Afanasenkov, O. M Prishchepa et al. // In: IV International Conference titled “World Gas Resources and Reserves and Advanced Development Technologies” (WGRR-2017), November 8–10, 2017. – Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017. – pp. 9–10 5. V. A. Skorobogatov. The largest and unique gasand oil-bearing basins of the Earth and their role in the development of the global gas industry / V. A. Skorobogatov // In: IV International Conference titled “World Gas Resources and Reserves and Advanced Development Technologies” (WGRR-2017), November 8–10, 2017. – Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017. – p. 21 6. A. N. Dmitriyevsky. Prospects for the creation of a tech-hub: the Norilsk cluster / A. N. Dmitriyevsky, N. A. Yeremin, N. A. Shabalin // In: All-Russia scientific conference dedicated on the 30th anniversary of the Oil and Gas Research Institute of the RAS (IPNG RAS) titled “The Fundamental Basis of Innovative Technologies in the Oil and Gas Industry.” – Moscow: IPNG RAS, 2017. – pp. 55–56. – (the Conferences series) 7. N. A. Yeremin. The innovative potential of smart oil and gas technologies / N. A. Yeremin, O. N. Sardanashvili // In: All-Russia scientific conference dedicated on the 30th anniversary of the IPNG RAS titled “The Fundamental Basis of Innovative Technologies in the Oil and Gas Industry.” – Moscow: IPNG RAS, 2017. – pp. 61–62. – (the Conferences series) 8. D. A. Astafyev. Analyzing the feasibility of prospecting and exploration projects to be deployed on the EastArctic portion of the continental shelf to identify the toppriority oil and gas accumulation zones / D. A. Astafyev, V. G. Kaplunov, V. A. Shein, A. G. Chernikov // Vesti Gazovoy Nauki: Modern approaches and advanced technologies in projects focusing on the development of Russian offshore oil and gas fields. – Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2013. – No. 3 (14). – pp. 70–78

The original article was first published in the «Vesti Gazovoy Nauki» scientific journal no. 4, 2018. Published with thanks to the Gazprom VNIIGAZ LLC.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 91

RDCR 2018

Форум RDCR-2019: место, где встречаются российское бурение и добыча RDCR 2019: Where the Russian Drilling and Production Industry Meet

апреля, 2019 г. застало команду TMG Worldwide за работой по проведению ежегодного форума RDCR – Скважинный Инжиниринг, в центре Москвы, в фешенебельном отеле Балчуг Кемпински, с прекрасным видом на Красную площадь. В этом году форум RDCR, который стал самым важным ежегодным собранием российского сектора бурения и добычи, не только продолжил работу своих традиционных технологических залах, посвященных бурению, строительству скважин и добыче, но и с гордостью, в партнерстве с АО Научноисследовательский и проектный центр газонефтяных технологий (АО «НИПЦ ГНТ»), организовал новый, 4-й зал, посвященный все более актуальной теме услуг супервайзинга. Форум RDCR-2019 собрал воедино всю производственную цепочку российского бурения и добычи, на полный день глубоких обсуждений за круглыми столами, в рамках мероприятия, нацеленного на обмен знаниями и передовым опытом,

92 ROGTEC

pril 12th, 2019 – saw the TMG Worldwide team host the annual RDCR, Well Engineering Forum, in central Moscow, held at the exclusive Kempinski Baltschug Hotel, overlooking Red Square. This year´s RDCR, which has fast become the most important yearly gathering for the Russian upstream sector, not only continued with its traditional multiple hall platform, covering; Drilling, Completions and Production – but was proud to host, in partnership with the The Research and Design Center for Gas and Oil Technologies (R&D Center for Gas&Oil Tech, JSC), a new Hall 4 – focussed on the ever increasing demand and implementation of Supervising Services. RDCR 2019 brought together the entire value chain within the Russian Drilling and Production sphere for a full day of in-depth roundtable style discussion - and with the principles of the event based upon the sharing of knowledge and best practices, the RDCR 2019 delivered exactly what it promised; with participants highlighting regional best practices, stories and case studies, intermixed with excellent presentations focussed on the latest technologies and services. www.rogtecmagazine.com

RDCR 2019 и форум этого года был отмечен тем, что он и обещал всем участникам рынка – участием делегатов, делившихся передовым региональным опытом работы, обзорами и тематическими исследованиями, подкрепленными превосходными презентациями, освещением последних технологий и сервисов. Как всегда, полностью были представлены крупнейшие нефтянегазовые компании регионов, с экспертами по бурению и добыче от национальных и международных операторов, нефтедобывающие и сервисные компании, поставщики оборудования и технологий, а также множество региональных нефтегазовых институтов и университетов, принявших участие в сессиях дня. Форум RDCR-2019 предложил своим участникам отличную возможность послушать представителей высокого уровня от таких компаний, как Роснефть, Газпром нефть, ЛУКОЙЛ, Татнефть, Repsol, ALREP, Shell, и OMV, и многих других, и поучаствовать в непосредственных дискуссиях с ними.

As usual, the region´s largest oil companies were in full attendance, with drilling and production experts from the national and international operators, drilling and service companies, equipment and technology providers as well as many regional oil and gas institutes and universities, taking part in the day’s proceedings. RDCR 2019 offered its participants an excellent platform to listen to and interact in discussions directly with high level speakers from companies such as; Rosneft, Gazprom Neft, Lukoil, Tatneft, Repsol, ALREP, Shell and OMV amongst many others. With such a high level participation from the senior decision makers within the Russian drilling and production sector – RDCR delivered an excellent platform for sharing knowledge and best practices, and the feedback from attendees was fantastic!

С таким огромным уровнем представительства высшего руководства, принимающего решения в сфере российского бурения и добычи, форум RDCR явился отличной платформой для обмена знаниями и передовым опытом, и благодарные отзывы участников конференции не заставили себя ждать! Организаторы были также рады приветствовать на мероприятии 2019 года ряд лидирующих региональных и международных поставщиков нефтегазовых технологий и сервисов. Давние участники форума, компании Hardbanding Solutions и MTU были снова с удовольствием приняли участие как Золотые спонсоры форума, а партнеры по вопросам услуг супервайзинга, АО «НИПЦ ГНТ», не только в качестве Золотого спонсора форума, но и модератора сессий Зала 4. Компании NOV, McCoy, Caterpillar, NewTech Services, Derrick, Drilling Systems, Interwell, TGT и Baker Hughes выступили Серебряными спонсорами. Компания Downhole Products стала Бронзовым спонсором. Спонсорами форума также выступили компании: Eckel Industries, APS Technology, Intera, Timken Company, Краснодарский Завод Нефтемаш и Хадыженский Машиностроительный Завод, Klüber Lubrication, Буровая Компания ПНГ, Katch Kan, Заводоуковский машзавод (КЕДР), Caterpillar и Горнодобывающая компания Эверест. TMG Worldwide с огромным удовольствием выражает благодарность всем спонсорам и участникам мероприятия за их постоянную поддержку форума RDCR. Вместе мы продолжаем увеличивать ценность нашей отрасли через коллективное развитие российского сектора бурения и добычи. www.rogtecmagazine.com

The organisers were also proud to welcome some of the region´s and world leading suppliers of oilfield technologies and services the 2019 event. Long-time participants Hardbanding Solutions and MTU were proud to return as Gold sponsors, with Hall 4, Supervising Service partners Centre for O&G, also sponsoring the event as Gold. NOV, McCoy, Caterpillar, NewTech Services, Derrick, Drilling Systems, Interwell, TGT and Baker Hughes made up the Silver Sponsors. Downhole Products, were Bronze Sponsor with Eckel Industries, Katch Kan, PNG Drilling, APS Technology, Timken, Kluber Lubrication, Intera, Everest Mining Company, JSC Krasnodar Plant Neftemash and Zavodoukovsky Machine-Building Plant making up the event associate sponsors. TMG Worldwide would like to thank and is proud of all event sponsors and participants for their continued support of RDCR. Together the RDCR will continue to bring value to the industry through collective development of the Russian drilling and production sector.

ROGTEC 93

RDCR 2018

Статистика Делегатов: 475 Спонсоров: 23

Делегатов от нефтегазовых компаний: 141 Делегатов от буровых подрядчиков: 74

141

260

Делегатов от сервисных компаний и компаний-поставщиков: 260 Стран-участниц: 14 Докладчиков: 41

Делегаты от сервисных компаний и компанийпоставщиков Operating Company Delegates

Делегаты от буровых подрядчиков Drilling Contractor Delegates

Делегаты от нефтегазовых компаний Service and Vendor Company Delegates

Quick Facts Delegates: 475 Sponsors: 23 Operating Company Delegates: 141 Drilling Contractor Delegates: 74 Service and Vendor Company Delegates: 260 Countries Represented: 14 Speakers: 41

94 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

RDCR 2019

Список докладчиков от операторов на форуме RDCR 2019:

RDCR 2019, Operator Speakers Included:

Роснефть: Дмитрий Крепостнов, Михаил Самойлов и Руслан Ягофаров РН-УфаНИПИнефть: Алия Давлетова Газпромнефть: Олег Калинин и Алексей Пешехонов Газпромнефть НТЦ: Антон Хомутов и Филипп Бреднев Газпромнефть-Восток: Сергей Королев ОАО Газпромнефть НТЦ: Сергей Симаков ЛУКОЙЛ Нижневолжскнефть: Георгий Чиханов НОВАТЕК: Ярослав Коровяйчук Татнефть: Игорь Гуськов ТатНИПИнефть: Рустем Катеев и Алмаз Мухаметшин Repsol: Артур Абальян и Эрик Абальян Alrep СП, Repsol Россия: Рустам Таджибаев Операции по разведке и добычи Shell в России: Антуан Д’Амур OMV Russia Upstream GmbH: Михаэль Нигг

Rosneft: Dmitry Krepostnov, Mikhail Samoilov and Ruslan Yagofarov RN-UfaNIPIneft: Aliya Davletova Gazprom Neft: Oleg Kalinin & Aleksey N. Peshekhonov Gazpromneft NTC: Anton Khomutov & Philipp Brednev Gazpromneft-Vostok: Sergey Korolev LLC Gazpromneft-SRC: Sergey Simakov LUKOIL NVN: Georgy Chikhanov NOVATEK: Yaroslav Korovaychuk Tatneft: Igor V. Guskov TatNIPIneft: Rustem Kateev & Almaz Mukhametshin Repsol: Artur Abalain & Erik Abalian Alrep JV, Repsol Russia: Rustam Tadzhibaev Shell Exploration & Production Services (RF): Antoine D’Amore OMV Russia Upstream GmbH: Michael Nigg

Спонсоры Sponsors Золотые Спонсоры / Gold Sponsors

Серебряные Спонсоры / Silver Sponsors

Бронзовые Спонсоры / Bronze Sponsors

Спонсоры / Associate Sponsors

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 95

RDCR 2018

Зал №1

Hall 1

Зал №1, всегда популярный зал у участников форума RDCR, стал свидетелем отличной программы, подготовленной для мероприятия 2019 года, с обсуждениями, посвященными комплексным решениям бурения и заканчивания скважин.

RDCR Hall 1, always a popular hall with RDCR participants saw an excellent agenda prepared for the 2019 event, with the discussions focused on complex drilling and completion solutions.

Сервисы бурения и заканчивания скважин

Оптимизация конструкции скважины, решения на основе передовых технологий в бурении, а также воздействие на окружающую среду были одними из ключевых тем 1-ой сессии, и ее модератор, Андрей Мельников, Заместитель начальника управления реконструкции скважин компании Роснефть, открыл заседание, в котором также участвовали компании Газпронефть НТЦ, Repsol Россия и Baker Hughes.

Drilling & Completion Services

Optimization of well design, advanced drilling solutions and environmental impact were some of the key topics and it was Session 1 moderator, Andrey Melnikov, Deputy Head of Well Reconstruction, Rosneft, who started Session 1 proceedings, with Gazpromneft NTC, Repsol Russia and Baker Hughes making up the session participants.

1-ая сессия Антон Хомутов, Директор Программ Технологического Развития, ГАЗПРОМНЕФТЬ НТЦ. был первым вышедшим на сцену 1-ой сессии со своей презентацией, посвященной вопросам оптимизации конструкции скважин на Царичанском месторождении. Артур Абальян и Эрик Абальян, Инженеры по бурению компании Repsol, были следующими выступающими, с презентацией на тему «Комплексный инженерный подход к строительству первой в Центральной части Западной Сибири скважины с большим отходом от вертикали (индекс БОВ = 3.03)». Антон Хомутов, Директор Программ Технологического Развития, ГАЗПРОМНЕФТЬ НТЦ Anton Khomutov, Director of the Technological Development Program at Gazpromneft NTC Session 1 Anton Khomutov, Director of the Technological Development Program at Gazpromneft NTC was the first to take to the floor in session 1, making a presentation looking at Well Design Optimization on the Tsarichanskoe Field. Artur Abalain and Erik Abalain, Drilling Engineers at Repsol, were next presenting, focussing their talk on a Complex Engineering Approach to the Drilling of the 1st ERD Well (3.03 Complexity Ratio) in the Central Part of Western Siberia. Эрик Абальян, Инженеры по бурению компании Repsol Erik Abalian, Drilling Engineer at Repsol Никита Безвенюк, Технико-коммерческий руководитель и Иван Литвинцев, Инженер по оптимизации бурения компании Baker Hughes закончили работу сессии, рассмотрев тему «Комплексные решение для бурения и закачивания скважин на Ачимовские пласты».

96 ROGTEC

Nikita Bezvenyuk, Completion Technical Sales Manager and Ivan Litvintsev, Drilling Applications Engineer from Baker Hughes finished of this session looking at Complex Solution for Drilling and Completion of the Achimov Formation. Session 2 Dmitry Krepostnov, Project Engineer, Technology and Engineering Division, Well Construction Department at www.rogtecmagazine.com

23 Апреля 2020, Москва

8-й RDCR - Скважинный Инжиниринг, RDCR-2020 Новый расширенный формат • Технологические Рабочие группы

• Расширенное технологическое направление, охватывающее полный цикл скважинного

инжиниринга, от бурения до добычи, включая инженерное сопровождение буровых растворов, цементирование, заканчивание, ПНП и ГРП, КРС, целостность и крепление скважин, буровые установки и оборудование

• Свыше 450 участников в 2019 году

• Высокоуровневые делегаты из компаний: Роснефть, ЛУКОЙЛ, Газпром нефть, Татнефть,

Mol Group, НОВАТЭК, Подзембургаз, Repsol, РИТЭК, РуссНефть, РНГ, Сахалин Энерджи, Ямал СПГ и многие другие региональные нефтегазовые компании

• Обязательное для участие мероприятие, охватывающее российский сектор бурения и добычи

Скважинные технологии будущего доступны уже сегодня

www.rdcr.ru

RDCR 2018

Иван Литвинцев, Инженер по оптимизации бурения компании Baker Hughes Ivan Litvintsev, Drilling Applications Engineer, Baker Hughes 2-ая сессия Дмитрий Крепостнов, Руководитель проекта, Управление технологий и инжиниринга, Департамент строительства скважин компании Роснефть, начал работу второй сессии, обратив внимание участников на тему «Rosneft Drilltec B2 – основа повышения эффективности бурения скважин». Рустем Катеев, , к.т.н., Заведующий лабораторией ТатНИПИнефть, выступил следующим с очень интересной презентацией, озаглавленной «Актуализация технических требований и методик

Рустем Катеев, к.т.н., Заведующий лабораторией ТатНИПИнефть Rustem Kateev, Head of Completion Laboratory, Ph.D., TatNIPIneft

98 ROGTEC

Дмитрий Крепостнов, Руководитель проекта, Управление технологий и инжиниринга, Департамент строительства скважин компании Роснефть Dmitry Krepostnov, Project Engineer, Technology and Engineering Division, Well Construction Department, Rosneft Rosneft started session 2, focused on Increasing Drilling Efficiency and Reducing Environmental Impact with Rosneft’s Drilltec B2 Drilling Fluid. Rustem Kateev, Head of Completion Laboratory, Ph.D. at TatNIPIneft, was next to speak, with a very interest presentation titled: Updating of Technical Requirements and Laboratory Test Methods for Cement - An Urgent Need for Technical Progress in the Construction of Wells in the Russian Federation.

Филипп Бреднев, Начальник отдела высокотехнологичных проектов в бурении, ГАЗПРОМНЕФТЬ НТЦ Philipp Brednev, Head of Drilling Technology Division, Gazpromneft NCT www.rogtecmagazine.com

5-й KDR - Скважинный Инжиниринг 12 Сентября 2019 Дворец Независимости, Нур-Султан

Проводится совместно с генеральным партнером и платиновым спонсором - АО НК «КазМунайГаз»

На форуме, который пройдет в форме круглого стола, будут затронуты такие важные вопросы по скважинному инжинирингу, как: • Бурение через зоны низкого давления • Буровые растворы • Устойчивость стенок скважины • Заканчивание скважин • Цементирование скважин • ГРП • Многостадийный ГРП • Перфорация • Охрана труда и техника безопасности на буровых установках Партнер мероприятия

+34 951 388 667 www.kazdr.kz

RDCR 2018 проведения лабораторных испытаний для тампонажных цементов – насущная необходимость технического прогресса при строительстве скважин в Российской Федерации».

Philipp Brednev, Head of Drilling Technology Division, Gazpromneft NCT finished of the morning session, with his presentation reviewing Automated Inflow Control Devices Field Experience of First Field Trial in the Messoyakha Field.

Филипп Бреднев, Начальник отдела высокотехнологичных проектов в бурении, ГАЗПРОМНЕФТЬ НТЦ, завершил работу утренней сессии, показав презентацию на тему «Автоматизированные устройства контроля притока в скважину – опыт первичного полевого испытания на Мессояхском месторождении».

Session 3 Philipp Brednev, Head of Drilling Technology Division, Gazpromneft NCT was to speak after lunch, overviewing the Results of TAML-4 Well Construction in the Novoportovskoe Field.

3-я сессия Филипп Бреднев, Начальник отдела высокотехнологичных проектов в бурении, ГАЗПРОМНЕФТЬ НТЦ, был первым выступающим после обеда, который рассмотрел вопрос «Результаты строительства скважин на Новопортовском месторождении по 4му уровню сложности классификации TAML». Алмаз Мухаметшин, Ведущий научный сотрудник, ТатНИПИнефть выступал следующим с презентацией на тему «Разработка техники и технологии для создания герметичного соединения обсадных колонн в многоствольной скважине по 6 уровню сложности классификации TAML».

Алмаз Мухаметшин, Ведущий научный сотрудник, ТатНИПИнефть Almaz Mukhametshin, Lead Research Scientist, TatNIPIneft Almaz Mukhametshin, Lead Research Scientist, TatNIPIneft, followed with the title: TAML 6 Completions, Creating A Hermetic Sealing Solution for Multilateral Wells. Georgy Chikhanov, Lead Drilling Engineer at Lukoil NTC finished this session with a case study: Well Completion Using Inflow Control Devices at the Filanovsky Oil Field. Session 4 New to RDCR 2019, session 4 - “Digital Oilfield”.

Георгий Чиханов, Ведущий инженер по бурению, ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть Georgy Chikhanov, Lead Drilling Engineer at Lukoil NTC

Rustam Tadzhibaev, Drilling Manager, Alrep JV, Repsol Russia – gave a comprehensive overview of what “the Digital Oilfield” consisted of with a focus on Digitalization in Oil&Gas Well Construction.

Георгий Чиханов, Ведущий инженер по бурению, ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть, завершил заседание сессии, представив тематическое исследование «Многоствольное заканчивание 5 уровня с устройствами контроля притока Скв. №13 ЛСП-2 месторождения им. В. Филановского».

Samoilov Vladimir Vasilievich, Director of the Scientific and Technical Centre ‘Automation, Measurements, Engineering’, followed up with a look at Maintaining Formation Pressure and Increasing Production of Heavy Oil using Digital Technology.

100 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

RDCR 2019 4-ая сессия Новая на форуме RDCR 2019, тематическая сессия «Цифровое месторождение». Рустам Таджибаев, Начальник управления бурения«Alrep», Repsol (Россия), представил всеобъемлющий обзор вопроса, из чего состоит «цифровое месторождение» с акцентом на цифровизацию процессов строительства нефтегазовых скважин.

Алмаз Мухаметшин, Ведущий научный сотрудник, ТатНИПИнефть Almaz Mukhametshin, Lead Research Scientist, TatNIPIneft Nikita Kayurov, Deputy Director General for Geology, NNTC finished of this session discussing Integrated Technologies for Digital Drilling.

Hall 2 Рустам Таджибаев, Начальник управления бурения«Alrep», Repsol (Россия) Rustam Tadzhibaev, Drilling Manager, Alrep JV, Repsol Russia Самойлов Владимир Васильевич, директор «Научнотехнического центра «Автоматизация, измерения, инжиниринг» дочернего общества Татнефть, выступил следующим с обзором темы «Практические примеры применения цифровых технологий для повышения эффективности системы поддержания пластового давления (ППД) и добычи сверхвязкой нефти (СВН)».

Drilling Equipment & Operations Hall 2, started the day with standing room only as RDCR participant packed into the “Moscow Conference Hall” to participate in a traditionally very lively discussion hall. Hall 2 focusses on the latest equipment and operations related to drilling and this year’s event produced some excellent sharing of best practices and debate.

Никита Каюров, Заместитель генерального директора по геологии ННТЦ, завершил работу этой сессии обсуждением вопросов цифровых технологий в современном бурении.

Зал №2

Буровое оборудование и операции бурения Зал №2 начал работу дня со стоячими местами только, поскольку «Московский конференц-зал» был буквально забит участниками форума RDCR, желающими поучаствовать в традиционно очень оживленных дискуссиях этого зала. Зал №2 был посвящен новейшему оборудованию и операциям, имеющим отношение к бурению, и www.rogtecmagazine.com

Дин Силлеруд, Глава группы технической разработки Буровой компании «Евразия» Dean Sillerud, Head of the Technical Development Group at Eurasia Drilling

ROGTEC 101

RDCR 2018 мероприятие в этом году показало замечательный обмен передовым опытом и многочисленные дебаты. Дин Силлеруд, Глава группы технической разработки Буровой компании «Евразия» был модератором первой сессии, привествовав участие в панели компаний Газпромнефть, OMV Russia и McCoy Global.

Dean Sillerud, Head of the Technical Development Group at Eurasia Drilling, was the moderator of session one and welcomed Gazprom Neft, OMV Russia, and McCoy Global to the panel.

Сергей Королев, Начальник отдела инжиниринга бурения, Управления по бурению скважин Газпромнефть-Восток, был первым выступающим на этой сессии, обсудившим вопрос «Оптимизации проекта бурения горизонтальных скважин за счет применения технологии бурения с управляемым давлением (MPD) в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов». Ян Пауль, Менеджер по развитию научно-технического сотрудничества и Михаэль Нигг, Менеджер по бурению OMV Russia Upstream GmbH, были следующими выступающими, которые совместно осветили операцию рекордного бурения обсадной колонной, выполненной компанией OMV.

Сергей Королев, Начальник отдела инжиниринга бурения, Управления по бурению скважин Газпромнефть-Восток Sergey Korolev, Head of Drilling Engineering Department for Gazprom Neft Well Drilling Department Sergey Korolev, Head of Drilling Engineering Department for Gazprom Neft Well Drilling Department, was the first person to speak in this session, discussing Optimizing Horizontal Drilling in Fractured Carbonate Reservoirs Using MPD.

Михаэль Нигг, Менеджер по бурению OMV Russia Upstream GmbH Michael Nigg, Chief Scientist and Technology Manager for OMV Russia Upstream GmbH Aлександр Астахов, Представитель по России и странам бывшего Советского Союза компании McCoy Global, и постоянный выступающий на форумах RDCR вышел на сцену с презентацией «Чем больше передовых технологий, тем больше приложений». 2-ая сессия Замир Абдуллаев, к.ю.н., MBA, Генеральный директор Буровой Компании ПНГ был первым выступающим на этой сессии, с презентацией, озаглавленной «Опыт Буровой Компании ПНГ по эксплуатации

102 ROGTEC

Aлександр Астахов, Представитель по России и странам бывшего Советского Союза компании McCoy Global Alexander Astakhov, McCoy Global Representative for Russia and Former Soviet Union Countries www.rogtecmagazine.com

RDCR 2019 Jan Paul, Drilling Manager and Michael Nigg, Chief Scientist and Technology Manager for OMV Russia Upstream GmbH, were next up, who between them highlighted a record breaking Casing While Drilling operation by OMV. Presenting next was Alexander Astakhov, McCoy Global Representative for Russia and Former Soviet Union Countries and a regular RDCR speaker who took to the lectern with a presentation titled “The more advanced technologies, the more applications”.

Замир Абдуллаев, к.ю.н., MBA, Генеральный директор Буровой Компании ПНГ Zamir Abdullaev, Ph.D., MBA, General Director for PNG Drilling Company роботизированных буровых установок нового поколения в России».

Session 2 Zamir Abdullaev, Ph.D., MBA, General Director for PNG Drilling Company, was first to speak in this session, with his presentation titled; PNG Drilling Company Experience in Operation of the New Generation Robotized Drilling Rigs in Russia. Dmitry Usoltsev, General Director, Hydrobur-service LLC, a Newtech Services company, and next to speak, focussed his discussion, titled: Drilling Tools Manufacturing in Russia: New Horizons.

Дмитрий Усольцев, Генеральный директор ООО «Гидробур-сервис», НьюТек Сервисез был следующим выступающим, который осветил тему «Производство бурового оборудования в России – новые горизонты». Сергей Алентьев, Коммерческий Директор STEP Oiltools (Derrick), продолжил работу сессии с презентацией «Насколько важна система очистки в процессе бурения скважин?».

Дмитрий Усольцев, Генеральный директор ООО «Гидробур-сервис», НьюТек Сервисез Dmitry Usoltsev, General Director, Hydrobur-service LLC, a Newtech Services Company Sergey Alentev, Head of Sales for STEP Oiltools (Derrick), followed with his speech titled: How Important is Solids Control Equipment for your Drilling?

Сергей Алентьев, Коммерческий Директор STEP Oiltools (Derrick) Sergey Alentev, Head of Sales for STEP Oiltools (Derrick) www.rogtecmagazine.com

Igor Malyshev, Deputy General Manager of the company Energomontor, finished of this session, his presentation discussed; The Application of CAT internal Combustion Engines and Transmissions in Power Units for Mud Pumps and Winches in Russia.

ROGTEC 103

RDCR 2018 Игорь Малышев, Заместитель генерального директора ООО «Энергомотор», завершил работу сессии обсуждение в своей презентации темы «Применение ДВС и трансмиссий САТ в приводах буровых насосов и лебедок в России». 3-ая сессия Модератором этой сессии был г-н Алексей Садовников, Генеральный директор «ДП Мастер».

Session 3 Event moderator for this session was Mr. Alexey Sadovnikov, General Director of DP Master. Oleg Fomin, Consultant, Oil and Gas Production Industry, was first to speak on; Drill Pipe Identification and Asset Management Using RFID Tags

Олег Фомин, Консультант по нефтегазодобывающей отрасли компании BDO Consulting, выступил первым на тему «Идентификация и учёт наработки бурильных труб с помощью RFID-меток». Г-н Колин Дафф, директор «Hardbanding Solutions для Duraband NC, которому многие отдают должное за все более растущее применение твердосплавных наплавок (hardbanding) в России, выступил следующим с речью на тему «Duraband NC: Только качественный твердосплавный материал обеспечивает значительную экономию средств за счёт защиты буровой колонны». Сергей Федоров – Профессор, к.т.н. и Юлия Иванова - Доцент Кафедры Технология машиностроения, к.т.н., МГТУ им. Н. Э. Баумана, завершили работу этой сессии презентацией на тему «Новые разработки по повышению износостойкости резьб НКТ, переводников, бурильных труб, корпусов УЭЦН электромеханической обработкой».

Сергей Федоров, Профессор, к.т.н. МГТУ им. Н. Э. Баумана Sergey Fedorov, Professor, Ph.D, Bauman Moscow State Technical University

104 ROGTEC

Олег Фомин, Консультант по нефтегазодобывающей отрасли компании BDO Consulting Oleg Fomin, Oil&Gas Consultant, BDO Consulting Mr. Colin Duff, Hardbanding Solutions Director for Duraband NC, who many credit for the ever increasing usage of hardbanding in Russia, was next to present with his speech title: Only a Quality Hardbanding Material Results in Significant Cost Savings While Protecting the Drill String

Колин Дафф, Директор «Hardbanding Solutions для Duraband NC Colin Duff, Hardbanding Solutions Director for Duraband NC www.rogtecmagazine.com

RDCR 2019

Зал №3 «Внутрискажинные работы и добыча» Зал №3, новый дискуссионный зал, впервые появившийся на форуме RDCR в 2018 году, был посвящен региональной добыче и операциям по обеспечению герметичности скважин, модератором которого стал ветеран форумов RDCR г-н Мартин Райленс, старший советник по глобальным операциям BP Russia. Г-н Райленс начал свое выступление освещением задач текущего дня, указав на то, что форум RDCR был основан 7 лет назад, с целью развития доброго общения и взаимодействия между российскими компаниями, чтобы обмениваться знаниями и передовым опытом, имеющим место в каждом регионе. Идея RDCR состоит в том, чтобы общаясь, участники отрасли способствовали росту и успешному развитию всего сектора в целом, и каждый участник вынесет из этого пользу.

Sergey Fedorov - Professor, Ph.D and Julia Ivanova Associate Professor, Engineering Technology Department, Ph.D for Bauman Moscow State Technical University: finished this session with their presentation titled; Improving Wear Resistance of Threads, subs, Drill pipes, casing and ESP Systems by electromechanical Treatment.

Hall 3

Well Integrity, Interventions & Production Operations Hall 3, a new discussion hall from RDCR 2018, was focused specifically on regional production and well integrity operations with the moderator for this hall, being RDCR veteran Martin Rylance, VP GWO Russia Global Sr. Advisor, BP Russia. Mr. Rylance started by outlining the goals of the day, highlighting that RDCR was set up 7 years ago, with the goal promoting good communication and interaction between Russian companies to share knowledge and best practices within the region. The idea of RDCR is that with the industry speaking together, the entire sector can grow and develop successfully as one, with everyone benefiting. Roundtable Session 1 Yaroslav Korovaychuk, Head of Field Development Team for NOVATEK, was to start the discussions, with his presentation: Multi-Stage Fracturing of High-Pressure Gas Formations. Mikhail Samoilov, Head of Hydraulic Fracturing SubDepartment for “RN - Peer Review and Technical

Ярослав Коровайчук, Начальник отдела разработки компании НОВАТЭК Yaroslav Korovaychuk, Head of Field Development Team for NOVATEK 1-ая сессия Ярослав Коровайчук, Начальник отдела разработки компании НОВАТЭК, был первым выступающим, открывшим дискуссию своей презентацией на тему «Опыт Многостадийного гидроразрыва газового пласта с АВПД». Михаил Самойлов, Начальник отдела инженерной поддержки Роснефть ООО «РН-ЦЭПиТР», выступил следующим, представив презентацию «Кислотнопропантный ГРП: шаг вперед ГРП». www.rogtecmagazine.com

Михаил Самойлов, Начальник отдела инженерной поддержки Роснефть ООО «РН-ЦЭПиТР» Mikhail Samoilov, Head of Hydraulic Fracturing SubDepartment for “RN - Peer Review and Technical Development Center”, LLC, Rosneft

ROGTEC 105

RDCR 2018 НОВ Комплишн Тулз, выступил вслед за этим с презентацией, озаглавленной «Оптимизированный дизайн скважин».

Development Center”, LLC, Rosneft, was next up, presenting; Acid-Proppant Fracturing Treatments: the Step Forward.

Сергей Симаков, Руководитель направления внутрискважинных работ Научно-технического Центра, Газпромнефть, завершил выступления сессии, обратив внимание участников на тему «ГНКТ – вызовы сегодняшнего дня. От задач к оборудованию».

Mikhail Pustovalov, Senior Application Engineer for NOV Completion Tools, then made the presentation titled; Optimized Well Completion Design.

Сергей Симаков, Руководитель направления внутрискважинных работ Научно-технического Центра, Газпромнефть Sergey Simakov, Well Intervention Manager for LLC Gazpromneft-STC 2-ая сессия Алия Давлетова, Главный специалист, Представитель РН-УфаНИПИнефть, открыла выступления 2-ой сессии презентацией «Геомеханическое моделирование – инструмент анализа рисков при бурении». Александр Замковой, Менеджер по развитию бизнеса, Россия и Прикаспийский регион, представитель компании TGT, обсудил вопрос на тему: «Новые системы диагностики компании TGT сквозь несколько скважинных барьеров, позволившие обнаружить негерметичности проблемных скважин в Сибири». Арильд Стейн, Глобальный менеджер по электронным продуктам компании Interwell, для которого это была первая презентация на форуме RDCR, заострил свое внимание на теме «Тестирование и документирование состояния средств обеспечения герметичности буровой скважины». Олег Калинин, Руководитель направления компании Газпром Нефть, был последним выступающим на этой сессии, со своей презентацией «Геомеханическое моделирование для прогноза зон катастрофических поглощений».

106 ROGTEC

Михаил Пустовалов, Старший инженер-технолог НОВ Комплишн Тулз Mikhail Pustovalov, Senior Application Engineer for NOV Completion Tools Sergey Simakov, Well Intervention Manager for LLC Gazpromneft-SRC, was the final speaker in this session with his focus; COIL Tubing – Current Challenges. From Objectives To Equipment. Roundtable Session 2 Aliya Davletova, Chief Specialist Representative for RNUfaNIPIneft, started the speaking in session 2, with a presentation titled; Geomechanical modeling - a tool for analyzing risks during drilling. Alexander Zamkovoi, TGT, Business Manager for Russia & Caspian Region, discussed: New TGT Through-Barrier Diagnostics - Helping Ensure Seal Integrity in Challenging Wells in Siberia Arild Stein, Global Product Line Manager Electronics from Interwell, making their first presentation at RDCR, focused his speech on: In Well Barrier Integrity Testing and Documentation. Oleg Kalinin, Functional Manager for Gazprom Neft, was the last speaker of this session, with his presentation; Geomechanical Modeling Predicition for the Total Loss Zones www.rogtecmagazine.com

RDCR 2019

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 107

RDCR 2018

Алия Давлетова, Главный специалист, Представитель РН-УфаНИПИнефть Aliya Davletova, Chief Specialist Representative for RNUfaNIPIneft

Арильд Стейн, Глобальный менеджер по электронным продуктам компании Interwell Arild Stein, Global Product Line Manager Electronics from Interwell

108 ROGTEC

Александр Замковой, Менеджер по развитию бизнеса, Россия и Прикаспийский регион, представитель компании TGT Alexander Zamkovoi, TGT, Business Manager for Russia & Caspian Region

Олег Калинин, Руководитель направления компании Газпром Нефть Oleg Kalinin, Functional Manager for Gazprom Neft www.rogtecmagazine.com

RDCR 2019

В заключение мероприятия, общение и знакомство друг с другом на коктейльной вечеринке и развлекательная программа Форум RDCR-2019 был днем, насыщенным событиями с глубокими и содержательными дискуссиями, которые проходили во всех четырех залах форума. Результатов всего мероприятия стали замечательные обсуждения, презентации и сессии вопросов и ответов, где компании-докладчики делились своим новейшим передовым опытом и знаниями со всеми участниками форума RDCR, на благо дальнейшего развития отрасли в целом. По завершении последних дискуссий дня настало время для всех участников немного расслабиться и получить удовольствие от полезного общения и знакомства друг с другом в менее формальной и более расслабленной обстановке, во время просмотра представлений развлекательной программы. Вслед за выступлением местных артистов, показавших свою развлекательную программу, все были приглашены на коктейльную вечеринку, где участники форума RDCR-2019 могли свободно обменяться впечатлениями, полученными от дискуссий всего прошедшего дня, в общении со своими друзьями и новыми знакомыми по бизнесу.

Post Show “Networking” Cocktail Reception and Live Entertainment RDCR 2019 was an action packed day with in-depth discussions taking place across all 4 Halls. The event produced excellent conversations, presentations and Q&A sessions with speaking companies sharing their latest best practices and knowledge with all RDCR participants to promote collective growth. Once the day’s final discussions were complete, it was time for all participants relax and enjoy some quality networking in a less formal and more relaxed atmosphere whilst enjoying the evening spectaculars. All participants were treated to a cocktail reception followed by live entertainment from local artists, giving RDCR 2019 participants time to review the day’s discussions amongst friends and new business contact. The feedback from participants to RDCR 2019 was outstanding with an excellent day enjoyed by all.

Отзывы участников форума RDCR-2019 были замечательными – это был отличный день, проведенный каждым его участником.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 109

RDCR 2018

Щебетов А.В. Генеральный Директор АО Научно-исследовательский и проектный центр газонефтяных технологий (АО «НИПЦ ГНТ»)

Alexey Schebetov, General Director, The Research and Design Center for Gas and Oil Technologies (“R&D Center for Gas&Oil Tech”, JSC)

Итоги работы Зала «Супервайзинг бурения и нефтегазодобычи» на Круглом Столе RDCR-2019 New to RDCR-2019 Supervision Services Hall “Supervision in Drilling and Oil&Gas Production”

этом году на Круглом Столе RDCR-2019 впервые был организован Зал «Супервайзинг в бурении и нефтегазодобыче», где в формате открытого диалога между супервайзинговыми предприятиями и представителями нефтегазовых компаний обсуждались актуальные вопросы развития супервайзинга. В настоящий момент супервайзинг бурения и нефтегазодобычи как вид нефтесервисных услуг выделился в отдельную отрасль и развивается семимильными шагами. Практически все российские нефтяные компании используют этот управленческий инструмент в бурении, ремонте скважин, проведении сейсмических исследований. С принятием профессионального стандарта «Буровой супервайзер в нефтегазовой отрасли» Министерством труда РФ 27 ноября 2014 года и переходом большинства нефтяных компаний на контрактование буровых услуг по системе раздельного сервиса значимость и ответственность супервайзинга значительно выросли.

110 ROGTEC

or the first time at the RDCR-2019 Roundtable, a Hall focused on “Supervision in Drilling and Oil&Gas Production” was organized where the actual issues of supervision development were discussed in open dialogue between supervision companies and the representatives of oil and gas companies. The supervision of drilling and oil and gas production, which has seen an ever increasing importance within the region, has separated into a separate sector which has seen huge recent developments. Practically all of the Russian petroleum companies employ this managerial tool in drilling, well workover, seismic surveys. The significance and responsibility of supervision have considerably grown since the professional standard “Drilling Supervisor in the Oil and Gas Industry” was introduced by the RF Ministry of Labor and Social Protection on November 27th, 2014, and the majority of oil companies have experience the transition to contracting drilling services on a dailyrate service basis. www.rogtecmagazine.com

RDCR 2019 Вместе с тем, существуют разные точки зрения на развитие супервайзинга (например, развивать «внутренний» или «внешний» супервайзинг); требования к квалификации и уровню подготовки полевых супервайзеров разнятся от компании к компании; между нефтяными компаниями и подрядчиками, оказывающими супервайзинговые услуги, до сих пор нет единства в понимании роли супервайзинга и оценки его эффективности; нет четкой процедуры внедрения инновации в данный вид услуг. Учитывая всю важность и остроту возникших вопросов и противоречий, в этом году тематика супервайзинга выделена в отдельный зал «Супервайзинг бурения и нефтегазодобычи», организатором которого выступило ведущее супервайзинговое предприятие – АО «Научноисследовательский и проектный центр газонефтяных технологий».

However, there does exist different views on the development of supervision services (for instance, is it better to develop the “internal” or “external” supervision services?), the requirements for qualification and level of training of field supervisors which can vary from company to company, and up to now, there is no unity among oil companies and supervision contractors in understanding of the role of supervision and the evaluation of its efficiency - so a clear procedure of introducing innovations into this type of services is missing. Taking into account the importance of the issues and contradictions that are now arising now, the topic of supervision was organized into a separate Hall of “Supervision in Drilling and Oil&Gas Production” this year, which was organized by the “R&D Center for Gas&Oil Tech”, JSC.

The agenda of the Hall was developed in compliance with the present challenges of the industry and the Повестка работы Зала urgency of issues, and it was была сформирована в divided into three key topic соответствии с текущим sessions. For example, the запросом отрасли и first session “The Current актуальностью проблем Status of Supervision in RF” и логически была discussed the experiences разделена на три сессии. of the Russian oil and gas Так, в сессии «Текущее companies and focused состояние супервайзинга on the establishment of в РФ» обсуждались their internal services of доклады, в которых supervision. The second излагался опыт российских session, “Innovations in нефтегазовых компаний Supervision” was devoted Щебетов А.В.: «Считаю, что по созданию внутренних to various methods of супервайзинг в России стал служб супервайзинга. enhancing the efficiency полноценной отраслью» Секция «Инновации в Alexey Schebetov: “I believe supervision has of supervision due to the супервайзинге» была introduction of advanced become a full-fledged sector in Russia now” посвящена различным technologies and способом повышения digitalization. The third эффективности супервайзинга за счет внедрения session “International Supervision” had the discussions of передовых технологий и цифровизации. В секции our foreign colleagues sharing their experience and vision «Супервайзинг за рубежом» зарубежные коллеги of the role of supervision in drilling. поделились своим опытом и видением супервайзинга в бурении. The Hall agenda was opened by its moderator, General Director of “R&D Center for Gas&Oil Tech” JSC, Alexey Открыл программу Зала ключевым докладом Schebetov in his keynote speech “The Modern Trends «Современные тенденции развития супервайзинга» in the Development of Supervision”. According to the модератор - Генеральный директор АО «НИПЦ ГНТ» speaker, the supervision market has already shaped up in Щебетов Алексей Валерьевич. По словам спикера RF: circa 40 supervision companies are now working in рынок супервайзинга уже сформировался: в РФ RF, the market volume has reached over 4 bln. rubles per работают порядка 40 супервайзинговых компаний, year, and the number of supervisors stands at over 2.500 объем рынка составляет более 4 млрд.рублей в год, а specialists now. количество супервайзеров превышает 2 500 человек. Following the review of the supervision market in Russia, Вслед за обзором рынка супервайзинга РФ, его of its major players, of the scope of jobs and principles of основных игроков, объема и принципов работы operation, the speaker dwelled upon the modern trend www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 111

RDCR 2018 докладчик подробно остановился на такой современной тенденции как управленческий супервайзинг, который возник в связи с переходом большинства нефтегазовых компаний на контрактование бурения по принципу «раздельного сервиса». Как следствие, изменились требования к квалификации и компетенциям полевого супервайзера, появилась необходимость развития системы обучения и подготовки супервайзеров, требуется внедрение инновационных технологий.

of the managerial supervision which emerged as a result of a transition from the regional oil and gas companies, moving their contracting system to be based on “dailyrate services”. As a consequence, the requirements to qualification and competencies of a field supervisor have changed; the development of education and training system for supervisors is demanded now, as well as the introduction of innovation technologies.

Discussions in the first session were then continued by Igor Guskov, the Head of Supervision Department Продолжил работу первой сессии Гуськов Игорь at “Tatneft”, PJSC, with his report “Development of Викторович, начальник Управления супервайзинга the Supervision Services for the Well Construction ПАО Татнефть с докладом «Создание службы Department Based on the Principle of Daily-Rate”. супервайзинга для управления строительством The central theme of his address was the experience скважин по принципу of establishing and раздельного сервиса». development of the Центральной темой supervision services for выступления стал опыт the Well Construction создания и становления Department within “Tatneft”, службы супервайзинга PJSC, on the basis of для управления the principle of dailyстроительством скважин rate services, beginning по принципу раздельного from the structure of сервиса в ПАО «Татнефть», supervision services and начиная от структуры ending with standardization супервайзинговой of supervisor’s job. A службы и заканчивая considerable overview стандартизацией работы into the successful супервайзеров. Немалый supervision activities within Гуськов И.В.: «Супервайзера нужно вклад в успешную работу “Tatneft”, PJSC – which оценивать только по тем вещам, на супервайзинга ПАО as succeeded through которые он непосредственно влияет» Татнефть вносит стратегия the strategy of interaction I.V. Guskov: “A supervisor should be only взаимодействия с with contractors, based evaluated by the things he can directly подрядчиками, основанная on the principle of longcontrol” на принципе долгосрочного term cooperation. The сотрудничества. Компания company motivates and мотивирует и поощряет своих Подрядчиков. encourages its Contractors. Only in this way, according Только таким образом, по словам докладчика, to the speaker, it is possible to achieve the best well можно получить лучший результат на скважине production, employing separated services. As a separate при раздельном сервисе. Отдельно докладчик issue, the speaker dwelled upon the issues of evaluating остановился на вопросах оценки эффективности the efficiency of supervisors’ work and training. работы и обучения супервайзеров. To conclude session one discussions, the next speaker Закончил работу первой сессии Ягофаров Руслан was Ruslan Yagofarov, Senior Manager of the Supervision Ильдарович, Старший менеджер отдел поддержки Support and Auditing Department of “Rosneft”, PJSC, и аудита супервайзинга ПАО Роснефть, с докладом with his report “Development of Drilling Supervision «Развитие бурового супервайзинга в ПАО in “Rosneft”, PJSC”. Illustrating the pattern of growth Роснефть». Продемонстировав динамику роста in drilling operations at “Rosneft”, PJSC, the speaker бурения ПАО Роснефть, докладчик акцентировал, focused on the statement that it’s not only technologies что для успешного бурения необходимо развивать that should be developed to maintain successful drilling не только технологии, но и супервайзеров. Далее but supervisors as well. Further on the speaker presented докладчик представил основные позиции стратегии the basic position of the Company’s own supervision развития собственного супервайзинга ПАО services development strategy with the company set Роснефть. Компания собирается увеличить долю to increase the share of its own supervision services собственного супервайзинга до 75% к 2022 году. С up to 75% by the year of 2022. With this view in mind,

112 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

RDCR 2019 этой целью актуализируется внутренний стандарт по супервайзингу, создана функция поддержки и аудита супервайзинга, создана процедура приема на работу и удержания супервайзеров на основе оценки их компетенций в области ПБ и ОТ и технических знаний, реализуется программа подготовки молодых инженерных кадров. В конце доклада Ягофаров Р.И. продемонстрировал отчет аудитора одного из дочерних обществ с оценкой как полевых супервайзеров, так и системы супервайзинга в целом. Полевой персонал оценивается по 7 основным компетенциям, где основным является навык управления подрядчиком при раздельном сервисе.

the corporate standard for supervision services was created, to ensure supervision support and auditing, and a procedure for employing and maintaining supervisors, based on the evaluation of their competencies in the field of HSE and engineering knowledge. A program for training of young engineering personnel has been implemented. Concluding his report, Ruslan demonstrated the report of an auditor of one of the Company’s subsidiaries with the evaluation of both supervisors and the entire system of supervision services as well. The evaluation of the field personnel was based on the 7 core competencies where the major one was the skill of managing a contractor under the system of separated services.

The second session of Вторая сессия Hall 4, was opened with Зала открыла the discussions focused тематику инноваций on innovations within в супервайзинге. supervising. Professor Профессор РГУ нефти of the Gubkin State и газа им.И.М.Губкина University of Oil and Кульчицкий Валерий Gas, Valery Kulchitsky Владимирович представил presented his vision of the свое видение дальнейшего continued development of развития супервайзинга в supervision services in his докладе «Управляющий report “The Managerial геосупервайзинг Geo-Supervision as - инновационные Innovative Technologies Кульчицкий В.В.: «Главная задача технологии в in Production, Education цифровизации в бурении – это производстве, and Science”. It is the исключить человеческий фактор при образовании и науке». Geo-Supervision as a принятии решений» Именно геосупервайзинг, combination of mud-logging V.V. Kulchitsky: “The major objective of состоящий в and drilling supervision in digitalization in drilling is to rule out human совмещении функций the process of drilling wells, factor in decision making” геолого-технических that takes its synergistic исследований (ГТИ) и effect. Direct access of бурового супервайзинга при бурении скважин, дает the drilling supervisor to the raw data results in reduced существенный синергетический эффект. В результате decision-making time, revealed hidden non-productive прямого доступа бурового супервайзера к исходным time, and reduced time for the drawing up of reports. данным ГТИ сокращается время на принятие A mud-logging team and drilling supervisor actually form a решений, выявляется скрытое непроизводительное solid administrative team. Geo-Supervision is supposed to время, уменьшается время на составление integrate all of the information streams, all the information отчетности. Партия ГТИ и буровой супервайзер services at a drilling site. фактически формируют единую управленческую команду. Геосупервайзинг должен интегрировать According to the professor, the first stage of the в себя все информационные потоки, весь transformation of supervision into Geo-Supervision will be информационный сервис на буровом объекте. the transition by all contractors onto a common platform for the exchange of information streams at a drilling site. По словам профессора, первый этап трансформации The next stage shall be the digitalization of drilling mud супервайзинга в геосупервайзинг должен состоять system. And lastly, the final stage is the digitalization of в переходе всех подрядчиков на единую цифровую controlled directional drilling. платформу для обмена потоками информации на объекте. Следующий этап – это цифровизация контроля The following presentation titled the “Development буровых растворов. И, наконец, последний этап – это and Implementation of a Set of Technologies of цифровизация наклонно-направильного бурения. Digital Supervision for the Current Well Servicing www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 113

RDCR 2018 В следующем докладе «Создание и внедрение комплекса технологий цифрового супервайзинга текущего и капитального ремонта скважин (ТКРС)» Пархоменко Артем Константинович, Заместитель Генерального Директора АО «НИПЦ ГНТ», представил положительный опыт внедрения геосупервайзинга в ООО «Лукойл Западная Сибирь» Стандартный мобильный пост супервайзера ТКРС был оборудован станцией контроля закачки жидкостей (СКУТП-1), которая позволяла измерять, записывать и транслировать онлайн параметры закачиваемого в скважину раствора в нагнетательной линии: давления, температуры, плотности и скорости расхода. В результате совмещения супервайзинга и контроля параметров закачки достигнут синергетический эффект: распоряжения по исправлению выявленных нарушений технологий супервайзером отдавались Подрядчику, согласовывались с Заказчиком и контролировались незамедлительно. Помимо этого, удалось предотвратить искажение информации и фальсификацию сводки от сервисного подрядчика по ТКРС. В течение короткого времени за счет внедрения геосупервайзинга удалось достичь значительного улучшения качества работ ТКРС на скважинах. Тему инноваций в супервайзинге продолжил доклад «Повышение эффективности деятельности ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» с помощью супервайзеров по «Техническому пределу», в котором автор - Пешехонов Алексей Николаевич, Генеральный директор Global Performance Improvement - поделился позитивным опытом и выдающимися результатами внедрения управленческих инструментов «Технический предел». По словам докладчика, суть «Технического предела» заключается в правильной организации труда, что позволяет персоналу достигать выдающихся результатов. За основу взята модель 5П – «Планируем совместно», «Производим работу», «Постоянно измеряем», «Понимаем динамику», «Принимаем решение». К каждому элементу есть свой набор управленческих инструментов, таких как планерки, «Бурение на бумаге», блок-схемы, сетевые графики и т.д. Центральное место в «Техническом пределе» занимает система ключевых показателей эффективности (КПЭ), по которой оцениваются все полевые супервайзера. В конце доклада Пешехонов А.Н. отдельно отметил необходимость развивать у полевых супервайзеров три основных навыка: управленческий, коммуникационный и личностный. Третья Сессия Зала: «Супервайзинг за рубежом» На этой сессии выступили представители супервайзинговых служб иностранных компаний, а

114 ROGTEC

and Workovers (WSWO)” was presented by Artem Parkhomenko, Deputy General Director of “R&D Center for Gas&Oil Tech”, JSC, where he spoke about the positive experience of the introduction of supervision at “Lukoil - West Siberia”, LLC. A standard vehicle for the WSWO supervisor was equipped with a fluid injection monitoring unit (SKUTP-1) which made it possible to measure, record and perform online transmission of the parameters of the mud inside a delivery line injected into a well: the data of pressure, temperature, density and consumption rate. Synergistic effect was achieved as a result of such combination of the operations of drilling supervision and surface logging: Supervisor’s directives to resolve technical violations discovered in Contractor’s performance were given to Contractor, agreed with Customer and controlled immediately. In addition, success was achieved by preventing any misrepresentation and fraudulent reporting by the WSWO service contractor. Over short time, due to implementation of the concept of geo-supervision, it was made possible to achieve significant improvement in the quality of WSWO operations. The topic of innovations in supervision was continued within the presentation titled The Enhancement of Efficiency in Operations at “Slavneft-Megionneftegas”, JSC, with the Use of Supervisors Based on “Technical Limit”, where its author, Alexey Poshekhonov, General Director of Global Performance Improvement, shared with the audience a positive experience and outstanding results from the introduction of the “Technical Limit managerial tools.” According to the speaker, the essence of “Technical Limit” is in the correct organization of labor, which enables personnel to achieve outstanding results. The mnemonic model of “5P” was taken as a basis i.e. “Planning together”, “Executing the job”, “Continuously Measuring”, “Understanding the dynamics”, “Making decision”. Each element has its own set of managerial tools, such as kick-off meetings, Drill Well on Paper (DWOP), flow diagrams, net graphs, and so on. A central place in the “Technical Limit” is occupied by the system of key performance indicators (KPI) based on which each field supervisor is evaluated. At the end of his presentation, A.N.Peshekhonov has separately pointed out the necessity for supervisors to develop three basic skills: the managerial, communicative and personal skill. The Third Session, Hall 4: “International Supervision” Representatives of supervision services from some key foreign companies spoke during this session, as well as some invited experts from abroad. The best international practices within supervision services, with www.rogtecmagazine.com

RDCR 2019 также приглашенные эксперты из-за рубежа. Лучшие зарубежные практики супервайзинга в морском бурении представил приглашенный эксперт – Богачев Кирилл Юрьевич, имеющий 8-летний стаж работы супервайзером по бурению и заканчиванию скважин на морской буровой платформе проекта «Сахалин-2». Доклад выступающего «Западная система супервайзинга на Российском Шельфе» включал в себя экскурс в историю морского супервайзинга, систему подготовки и требования к морским супервайзерам за рубежом. Отдельно докладчик остановился на разнице между зарубежным и российским специалистом. Прежде всего – это чувство ответственности, когда супервайзер, воспитанный в западной системе, осознает всю ответственность за эффективность работы подрядчиков, бюджет, план, жизнь и здоровье всей бригады. Как представитель заказчика он заинтересован в том, чтобы скважина эксплуатировалась следующие 20 лет, а не в выполнении краткосрочных задач и целей. Западный специалист, в отличие от российского, проходит длительный карьерный путь в десятки лет, прежде чем стать супервайзером.

a focus on drilling was presented by invited expert, Kirill Bogachev, who has 8 years’ experience as supervisor within drilling and well completion, on the offshore drilling platform from the “Sakhalin-2” project. The speaker’s presentation titled “The Western Supervision System at the Russian Offshore” included going back to review the history of offshore supervision, the training systems and requirements to offshore supervisors abroad. As a separate issue, the speaker dwelled on the difference between the western and Russian specialists. First of all, this is a sense of responsibility, when a supervisor, reared up in the western value system, realizes the responsibility for the efficiency of contractor’s work, for the budget, plan and the life and health of the whole of the crew. Being a representative of the Customer, he is interested in continued work of a well for the coming 20 years, rather than looking at some short-term objectives and goals. A western specialist, in a key difference from his Russian colleague, walks a long career path of dozens of years, before he becomes an actual supervisor. A unique system of training for supervisors in the Shell company was presented in the report titled “How Shell Wells Group Would Mobilize the Skills of its

RDCR 2018 Personnel by Means of a Unique Program of Technical Уникальную систему подготовки супервайзеров Competence and EIA for its Supervisors” which was компании Shell в своем докладе «Как «Shell Веллс presented by the Head of the Drilling Department, Antoine Групп» мобилизует навыки своего персонала D’Amour. According to him, the Shell Company carries посредством уникальной программы технической out 90% of its operations on the basis of the principle of компетенции и ОВОС для своих супервайзеров» separated services. Considerable experience has been представил руководитель отдела бурения Антуан accumulated over 30 to 40 years of drilling management. Д’Амур. По его словам, компания Shell 90% своих In particular, the Company allocated its supervisors into буровых операций осуществляют по принципу a separate category of the personnel specialists and раздельного сервиса. За 30-40 лет управления elaborated a special long-term training program for them. буровыми работами накоплен значительный опыт. First of all, all the new supervisors undergo the same В частности, компания выделила супервайзеров в thorough technical training, as drilling engineers usually отдельную категорию специалистов в своем штате do. After that, the training is enriched with commercial и для них разработана специальная долгосрочная disciplines, as a supervisor is supposed to have программа подготовки. Прежде всего, все будущие knowledge in contracts and finances and with leaders’ супервайзера проходят такую же тщательную training program in industrial техническую подготовку, safety. And it’s only after a как и инженеры по candidate for supervisors бурению. Затем обучение proves that he is capable of дополняют коммерческими self-standing management дисциплинами, так как of his drilling crew, he is супервайзер должен qualified for supervisors. понимать контракты и финансы, и обширной In conclusion, the лидерской программой speaker dwelled upon the по промышленной importance of the Shell безопасности. И только supervisors’ leadership после того, как кандидат in the field of HSE. The в супервайзера докажет, Company expects its что может самостоятельно supervisors to spend only руководить и управлять Джон Митчелл: «Работа супервайзера 20 to 25% of their time for буровой бригадой, состоит из следующих компонентов: control and maintenance of ему присваивают 30% лидерства, 30% менеджмента, 30% drilling operations, while the квалификацию технической экспертизы и 10% бизнеса» rest of their time they would супервайзера. devote to the proper culture John Mitchell: “Supervisor’s job comprises of HSE at drilling sites. В заключение своего the following components: 30% of leadership, выступления докладчик 30% of management, 30% of technical The topic of foreign остановился на важности expertise and 10% of business itself” supervision was continued лидерства супервайзеров by the Hall’s special guest, John Mitchell (USA). John Shell в области ПБ и ОТ. Компания ожидает, что gained industry wide fame after authoring his book, a супервайзеры будут тратить только 20-25% своего bestseller in practical leadership, called: “Accident-Free времени на контроль и обеспечение буровых работ, Drilling” which has been translated into many languages, а остальное время посвящать созданию правильной including Russian. In the 2000’s, John ran many training культуры ПБ и ОТ на буровых объектах. refresher courses for specialists in Russian oil and gas companies. He knows first-hand the problems of this Продолжил тематику зарубежного супервайзинга industry. Lately, John has been involved in training of field Специальный Гость зала – Джон Митчелл (США). supervisors and all of his practical experience he classified Широкую известность Джон приобрел благодаря in his recently published book “Leadership at Drilling Site”. авторству мирового бестселлера - практического руководства «Безаварийное бурение», John started his presentation titled “Successful Drilling переведенного на многие языки, в том числе и Supervision” with an important rhetorical question: русский. В 2000х годах Джон много раз был в “What is the role of supervisor?” Is he an “exploiter of России с курсами повышения квалификации для slaves” or “helpless observer”? What lies in the essence специалистов российских нефтегазовых компаний, of the definition of supervisor’s role? A supervisor should поэтому не понаслышке знает проблемы нашей combine a number of roles, as an individual person: a отрасли. В последнее время Джон занимался

116 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

RDCR 2019 обучением полевых супервайзеров и весь свой накопленный практический опыт систематизировал в недавно вышедшей книге «Лидерство на буровой». Свой доклад «Успешный супервайзинг при бурении» Джон начал с самых важных и риторических вопросов. «Какова роль супервайзера»? Это «эксплуататор рабов» или «беспомощный наблюдатель»? В чем состоит правильное определение роли супервайзера? Супервайзер в одном лице должен совмещать несколько ролей: лидера, коммуникатора, координатора, решателя проблем, босса, принимающего решения, коуча, ментора, учителя, и, наконец, бизнесмена. Супервайзер - это тот, кто гарантирует, что все идет по плану, он работает в качестве связующего звена между офисом и буровой установкой, а также расширяет возможности своей команды, осуществляет контроль над людьми, делающими работу. Как лидер, супервайзер убеждает людей делать правильные вещи, как менеджер, гарантирует, что они делают это правильно, как бизнесмен, заботится об интересах компании: активах, прибыли, репутации.

leader, a communicator, a coordinator, a problem solver, a decision-making boss, a coach, a mentor, a teacher, and, lastly, a businessman. Supervisor is a person who ensures that everything goes on track, he is acts as a link between office and field, and he extends capabilities of his crew by supervising people who work there. As a leader, supervisor persuade people to do the right things, as a manager, he ensures that they do things right, and as a businessman, he cares about the Company’s interests: its assets, profit, and reputation. Concluding his report, John provided an expert evaluation of the problem faced by the supervision industry in Russia. In particular, the transition to separated services needs serious investments into the training of high quality supervisors. As before, a Customer considers a contract as a weapon against contractors, which contradicts to the “win-win” strategy and the teamwork methods.

A roundtable of contractors on the issues of supervision was held after the keynote presentations finished, with the purpose of discussing pressing industry challenges of the and to find possible solutions, as well as to build an effective dialogue with oil and gas companies. All participants within Hall 4 were divided into groups, each having В завершении доклада Групповое обсуждение вопросов в Зале a specific topic to discuss Джон дал экспертную A group discussion of the issues in the Hall and consider. As a result оценку проблем, стоящих of group discussion and перед российским brain storming sessions, each team presented its jointly супервайзингом. В частности, переход на раздельный elaborated solutions. сервис требует серьезного инвестирования в подготовку супервайзеров высокой квалификации. По-прежнему заказчик использует договор в качестве Question: “How do you estimate the existing system of оружия против подрядчиков, что противоречит training and education of supervisors?” принципу «выигрыш-выигрыш» и командному методу Practically all of the participants from the groups работы. highlighted that the current state of supervisors’ training remains on a low level. Often, people are not taught not the skills that they would make use of at a drilling site, После презентаций ключевых докладчиков был проведен круглый стол подрядчиков по супервайзингу but instead, formal things just for the sake of obtaining с тем, чтобы обсудить острые проблемы отрасли certificates. There is little use of modern educational и возможные пути их решения, а также наладить techniques, such as virtual reality, online courses and simulators. As a way out of this, it was suggested to sort эффективный диалог с нефтегазовыми компаниями. out candidates for training, selecting those who really want Все присутствующие в Зале были разделены на to learn. It is desirable to hire candidates with length of пять команд, каждой из которой был поставлен service in the oil services of above 2 years, and carry out определенный вопрос. В результате группового обсуждения и мозгового штурма каждая из команд training for supervision for candidates with not less than представила на суд аудитории свои совместные one-year oil industry experience. In this training, emphasis решения. should be placed on the development of the leadership www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 117

RDCR 2018 Вопрос «Как вы оцениваете существующую систему обучения и подготовки супервайзеров?». Практически все участники команды отметили, что текущее состояние обучения супервайзеров находится на низком уровне. Зачастую, людей обучают не тому, что им пригодится в производстве, ради сертификата. Мало используются достижения современных образовательных технологий, например виртуальная реальность, онлайн-курсы и симуляторы. В качестве выхода из ситуации предложено делать отбор кандидатов на обучение, выбирать тех, кто хочет учиться. Желательно принимать на работу кандидатов с опытом работы в нефтесервисе от 2-х лет и проводить обучение по супервайзингу не менее года. В обучении следует делать упор на развитии лидерских и управленческих навыков, компетенций в технологии и промышленной безопасности. Касательно того, кто должен проводить обучение супервайзеров, мнения разделились. Часть команды полагала, что обучением супервайзеров должны заниматься супервайзинговые компании внутри себя, другая часть выступала за сотрудничество с ВУЗами.

and managerial skills, competencies in technology and industrial safety. As for the question “who should teach supervisors?” the opinions split. Part of the team assumed that supervisors should be trained by supervision companies in their offices, the other part advocated the cooperation with high schools.

Вопрос «Какие лучшие практики оценки супервайзеров есть уже в нашей отрасли?» Представители команды отметили, что критерии оценки супервайзера должны быть осязаемыми и измеряемыми. В качестве действующих практик были отмечены оценка эффективности по программе «Технический Предел» и чек-лист самооценки супервайзера. Другими критериями оценки эффективности работы супервайзера могут стать выполнение сетевого графика строительства скважины, отсутствие остановочных пунктов при проверках, снижение непроизводительного времени и минимизация аварийности и инцидентов. Отдельно команда отметила, что немаловажным качеством супервайзера сейчас является стрессоустойчивость, поэтому его нужно оценивать и по отсутствию конфликтов на буровом объекте.

Question: “What are the specifics of modern requirements for the qualification of supervisors?” The team pointed out that the major qualification requirement now is the ability to organize and manage the drilling process. Computer literacy is significant too as a supervisor is a user of specialized software for formation of reporting and performing technological calculations. An issue was raised regarding non-compliance of contractual requirements to supervisors with actual labor market. Solution of this contradiction was viewed by the team in concrete description of the base requirements to supervisors, while the rest of specific requirements (such as communication skills, etc) shall be examined during personal interview and testing.

Вопрос «В чем специфика современных требований к квалификации супервайзеров?» Команда отметила, что сейчас основным квалификационным требованием супервайзера является умение организовывать и управлять процессом бурения. Немаловажна компьютерная грамотность, так как супервайзер использует специализированное программное обеспечение для формирования отчетности и технологических расчетов. Поднимался вопрос о несоответствии договорных требований к супервайзерам реальному рынку труда. Разрешение этого противоречия команда видит в четком описании базовых требований к супервайзерам, а остальные специфичные требования (коммуникабельность, например) проверять при очном тестировании и собеседовании.

118 ROGTEC

Question: “What kind of best practices of supervisors’ evaluation do we already have in our industry?” The team’s representatives pointed out that the criteria of supervisor’s evaluation should be tangible and measurable. As acting practices, the efficiency evaluation based on the “Technical Limit” program and supervisor’s self-esteem check list, were mentioned. Other criteria for the evaluation of supervisor’s efficiency could include meeting well construction network work timetables, absence of stopping points during inspections, reduction of non-productive time and mitigation of accidents and incidents. As a separate point, the team marked such quality of a supervisor to stress resistance to be significant, therefore the absence of conflicts at drilling site should be evaluated as well.

Question: “How successful, within your mind, has the dialogue been between oil companies and supervision service contractors?” The team opened its work with a survey, asking its participants to evaluate the current situation on a scale from 1 to 10. The overall outcome showed low evaluation of the interaction between oil companies and supervision contractors. To resolve this situation, the team suggested the following solutions: conclusion of long-term contracts, reduction of contract payment terms, price indexation, advance payments and development of the system of motivation, as well as joint team building projects. Question: “Introduction of which innovation/ technologies could help the development of supervision services?” The team suggested a number of innovations that could free supervisor from many routine functions and equip him with some tools supporting decision making. www.rogtecmagazine.com

RDCR 2019 Вопрос «Насколько успешно по вашему мнению выстроен диалог между нефтяными компаниями и подрядчиками по супервайзингу?» Команда начала с опроса, предложив участникам оценить текущую ситуацию по 10-балльной шкале. Общий итог показал крайне низкую оценку взаимодействия нефтяных компаний и подрядчиков по супервайзингу. Для разрешения этой ситуации команда предложила следующие решения: заключение долгосрочных контрактов, сокращение сроков оплаты, индексация цен, авансирование и создание системы мотиваций, а также совместные мероприятия по командообразованию. Вопрос «Внедрение каких инновационных технологий помогло бы развитию супервайзинга?» Команда предложила ряд нововведений, что позволят избавить супервайзера от многих рутинных функций и оснастить инструментами поддержки принятия решения. Это и создание автоматизированного рабочего места супервайзера (АРМ), и поддержка при принятии решений удаленного инжинирингового офиса. В целом можно констатировать, что фактический первый за многие годы в России тематический диалог по супервайзингу успешно состоялся. Не последнюю роль в успехе сыграли как усилия организаторов

www.rogtecmagazine.com

These include setup of supervisor’s automated work space, as well as support in decision making provided by remote connection to engineering office. As a whole, one can conclude that the first in-depth - industry wide dialogue on supervision services within Russia has successfully taken place at RDCR. With key roles being played by the RDCR event organizers, TMG Worldwide and the Research and Development Center for Gas and Oil Technologies (R&D Center for Gas&Oil Tech) – alongside the delegates themselves who actively participated in the discussions and exchanged useful information and experience. We’d specially like to mark the unique atmosphere of involvement and mutual respect which prevailed during the entire days discussions, with the Hall “Supervision in Drilling and Oil&Gas Production”. RDCR в лице TMG Worldwide и АО «НИПЦ ГНТ», так и сами делегаты, активно участвовавшие в обсуждениях и обмене опытом. Особо хотелось бы отметить уникальную обстановку вовлеченности и взаимоуважения, царившую во время всей работы Зала «Супервайзинг бурения и нефтегазодобычи».

ROGTEC 119

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 per year.

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 58

5-й KDR - Скважинный Инжиниринг 12 Сентября 2019 Дворец Независимости, Нур-Султан

Проводится совместно с генеральным партнером и платиновым спонсором - АО НК «КазМунайГаз»

www.rogtecmagazine.com

+34 951 388 667 ROGTEC www.kazdr.kz

121

23 Апреля 2020, Москва

8-й RDCR - Скважинный Инжиниринг, RDCR-2020 Новый расширенный формат • Технологические Рабочие группы

• Расширенное технологическое направление, охватывающее полный цикл скважинного

• Свыше 470 участников в 2019 году

• Высокоуровневые делегаты из компаний: Роснефть, ЛУКОЙЛ, Газпром нефть, Татнефть,

Mol Group, НОВАТЭК, Подзембургаз, Repsol, РИТЭК, РуссНефть, РНГ, Сахалин Энерджи, Ямал СПГ и многих других нефтегазовых и буровых компаний

• Обязательное для участие мероприятие, охватывающее российский сектор бурения и добычи

Скважинные технологии будущего доступны уже сегодня