ROGTEC Magazine - Russian Oil & Gas Technologies - News, Reviews & Articles

ROGTEC Magazine - Russian Oil & Gas Technologies - News, Reviews & Articles

Tuesday, December 21st, 2010

Нефтяники среди победителей конкурса лучших инновационных идей Республики Татарстан

Десять проектов группы компаний “Татнефть”  удостоены наград VI республиканского конкурса “Пятьдесят лучших инновационных идей для Республики Татарстан”, проводимого инвестиционно-венчурным фондом РТ и Академией наук РТ. Церемония награждения победителей конкурса состоялась 20 декабря в КРК “Пирамида” с участием президента Республики Татарстан Рустама Минниханова, руководителей министерств и ведомств правительства РТ, представителей российской и европейской венчурной индустрии, а также российских и региональных инвестиционных фондов.

Для участия в VI республиканском конкурсе инновационных идей было подано 1503 заявки. В этом году конкурс проходил по 7 номинациям: “Перспектива”, “Старт инноваций”, “Наноимпульс”, “Сотрудничество”, “Лучшее изобретение года”, “Социально-экономическое развитие РТ”, “Инновации в образовании”. Основными критериями отбора конкурсных работ стали значимость проекта для республики, его соответствие современному уровню развития науки и техники и основным приоритетам социально-экономического развития Республики Татарстан, а также  возможность коммерциализации проекта.

В номинации “Сотрудничество” наград удостоены проекты НГДУ “Азнакаевскнефть”  (“Установка для накопления и выдачи НКТ и насосных штанг”); НГДУ “Джалильнефть” (“Новейшие технологии межскважинной перекачки подземных вод в системе поддержания пластового давления”); ООО “ТН-РемСервис”, ООО “ТН-ХимСервис” (“Разработка и применение эффективного растворителя АСПО “ИНТАТ” для удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений из нефтяных скважин, призабойной зоны пласта и нефтепромыслового оборудования”).

В номинации  “Лучшее изобретение” награды получили три проекта НГДУ “Альметьевнефть” (“Способ центровки станка-качалки”,  “Комплекс технологий бурения скважин малого диаметра” и “Прогнозирование осложнений в процессе строительства скважин”), две работы НГДУ “Елховнефть” (“Способ разработки нефтяной залежи”, “Установка для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в одной скважине”), а также проект  ТатНИПИнефть (“Способ разработки залежей тяжелых и сверхвысоковязких нефтей”).

В номинации “Социально-экономическое развитие” награды удостоена работа ТатНИПИнефть (“Решение проблемы водоснабжения деревень и поселков юго-востока Татарстана в условиях разработки нефтяных месторождений (на примере деревни Абдрахманово Альметьевского района)”.

Share in top social networks!


Friday, December 17th, 2010

“Татнефть” выпустила 100 000 шин с цельным металлокордом

Нижнекамский завод цельнометаллокордных шин  выпустил 100 000 шин с цельным металлокордом. Этот символичный рубеж достигнут за короткий срок – ОАО “Татнефть” ввело этот завод в эксплуатацию в декабре 2009 года.

Всего в 2010 году ООО “Нижнекамский завод шин ЦМК” запланировало запустить в массовое производство 10 типоразмеров цельнометаллокордных шин. На сегодняшний день освоен последний запланированный (десятый) типоразмер КАМА 245/70R19.5 NR 201.

Проект компании “Татнефть” по выпуску шин с цельным металлокордом  является наиболее перспективным направлением развития шинного бизнеса. Как показывает практика европейских стран, потребление ЦМК шин занимает до 90% от общего потребления грузовых и автобусных шин.

Согласно испытаниям, проведенным специалистами фирмы Сontinental, новые шины на 8% увеличивают грузоподъемность и на 10 % снижают расход топлива. ЦМК-шина отличается от традиционной грузовой покрышки тем, что в ней, в отличие от обычной, проволочную  основу имеют и каркас, и брекер (часть покрышки, расположенная между каркасом и протектором). Возможность трехкратного восстановления протектора увеличивает ходимость шины до 500 тыс. км.  Шины полностью соответствуют европейским экологическим стандартам.

Сегодня цельнометаллокордные шины под брендом “КАМА” имеются в продаже как на вторичном рынке, так и на экспортных рынках.  Потребителями широкого перечня шинной продукции нефтяников являются многие транспортные предприятия Российской Федерации и ближнего зарубежья.  Нижнекамские шины с цельным металлокордом поставляются на комплектацию техники, производимой ОАО “КамАЗ”, ОАО “НефАЗ” и ООО “МЗ Тонар”. За период эксплуатации нижнекамские шины с цельным металлокордом зарекомендовали себя как качественные, мало подверженные износу, подходящие по всем техническим и эксплуатационным характеристикам для работы в транспортных предприятиях.

Что касается развития экспортного рынка, то за рубеж поставляется около тридцати процентов ЦМК шин “КАМА” серии N.  В конце сентября 2010 года между Continental AG и ОАО “Татнефть” был подписан договор о производстве шин по системе off-take (производство шин под заказ для других брендов) на мощностях “Нижнекамского завода шин ЦМК”. В январе 2011 года с конвейера “Нижнекамского завода шин ЦМК” сойдет первая партия продукции под брендом Continental, которая будет продаваться на внутреннем рынке России и экспортироваться в Европу.

Специалистами ООО “НТЦ “Кама”, входящего в состав ООО “Татнефть-Нефтехим”, начаты и собственные разработки ЦМК шин. Лаборатории химических, физико-химических и стендовых испытаний оснащены современным и высокотехнологичным  лабораторным оборудованием известных европейских производителей. Выпуск первых опытных партий запланирован на июнь 2011 года.

Справка

Производственные мощности ООО “Нижнекамский завод шин ЦМК” составляют 1,2 млн шин в год. Это крупнейший инвестиционный проект компании “Татнефть”, вложившей в него порядка 17 млрд рублей. Освоенное производство на сегодняшний день не имеет аналогов в Европе и Азии.

Share in top social networks!


Thursday, December 16th, 2010

Техническая ярмарка идей и предложений вновь собрала богатый урожай

Ставшая уже традиционной,  научно-техническая ярмарка идей и предложений группы  компаний “Татнефть” проводится совместно с научно-техническим обществом нефти и газа Республики Татарстан. В этом году она была посвящена 60-летию “Татнефти”.

ОАО “Татнефть” не случайно считается одной из самых высокотехнологичных компаний в России. Это в очередной раз подтвердила  выставка, организованная во Дворце культуры “Нефтьче” в Альметьевске, где были представлены новейшие изобретения, наработки и технические решения по различным направлениям производственной деятельности.

В этом году конкурсная комиссия рассмотрела 450 предложений от 15 структурных подразделений и 7 управляющих компаний. Работы номинировались по пятнадцати направлениям: “Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений”, “Методы повышения нефтеотдачи пластов”, “Строительство скважин”, “Ремонт скважин”, “Добыча нефти и газа”, “Подготовка нефти и газа”, “Поддержание пластового давления”, “Машины и оборудование”, “Энергетика”, “Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии и экология”, “Охрана труда и промышленная безопасность”, “Информационные технологии”, “Финансово-экономическая деятельность”, “Научно-техническое обеспечение производственной деятельности”, “Нефтехимическая деятельность”.

По количеству полученных на технической ярмарке наград на первом месте НГДУ “Альметьевнефть”, на втором – ТатНИПИнефть, на третьем – НГДУ “Елховнефть”.

Были также присуждены индивидуальные премии в номинации “Лучший новатор”. Ими стали   первый заместитель начальника – главный инженер НГДУ “Джалильнефть” Раис Ахметшин, начальник ТОРНиГМ НГДУ “Елховнефть” Ринат Афлятунов, ведущий инженер технологической службы ППД НГДУ “Прикамнефть” Олег Камаев и главный технолог ООО “Татнефть-АльметьевскРемСервис” Роман Табашников.

Подобные мероприятия повышают творческую активность инженерно-технических работников, специалистов и рабочих-новаторов группы компаний “Татнефть” и способствуют решению многих актуальных технических, технологических, геологических и организационно-экономических вопросов, стоящих перед производственниками.

Share in top social networks!


Wednesday, December 15th, 2010

Определение профиля вертикального распределения проницаемости с учетом данных эксплуатации скважин

М.М. Хасанов, К.В. Торопов, А.А. Лубнин (ОАО «НК «Роснефть»)

Введение
Наибольшие трудности при создании гидродинамических моделей пластов связаны с определением профиля вертикального распределения проницаемости в скважинах. Известные методы макромасштабного (поинтервального) определения проницаемости – опробование пласта испытателем на кабеле, оценка по данным геофизических исследований скважин (ГИС), детальная расходометрия – дают скорее относительную, чем абсолютную информацию [1]. Эти методы позволяют определить, какой интервал имеет большую проницаемость, а какой – меньшую. Однако количественные оценки, получаемые с их помощью, являются весьма приближенными и, что самое главное, плохо согласуются с мегамасштабными, т.е. средними по разрезу пласта оценками проницаемости, получаемыми с помощью гидродинамических исследований скважин (ГДИС) или по данным ее нормальной эксплуатации. Причины этих проблем подробно обсуждаются в работе [1]. В случае наиболее распространенного источника информации – геофизических исследований скважин – они связаны с тем, что методы ГИС по своей физической сущности дают возможность определить объемные параметры (пористость, насыщенность), но не динамические (проницаемость). Эмпирические зависимости типа пористость – проницаемость или более сложные алгоритмы (множественные регрессии, нейронные сети), связывающие проницаемость с измеряемыми по результатам ГИС объемными характеристиками, дают количественные оценки с большой погрешностью.

Несмотря на указанные проблемы, существующие методы поинтервальной оценки проницаемости (в частности, методы, основанные на данных ГИС) весьма полезны, поскольку они выполняют очень важную функцию компаратора, т.е. инструмента для сравнения и ранжирования различных интервалов по проницаемости.

Для построения количественно адекватного профиля вертикального распределения проницаемости необходимо решить задачу интегрирования в единую модель разнородных данных, полученных от различных источников информации (анализ керна, испытание пластов, расходометрия, ГИС) при измерениях на различных (макро- и мега-) масштабах [1]. При этом следует учитывать следующие факторы.

Различие условий измерений. Анализ керна выполняется в лабораторных условиях после специальной обработки образцов, что приводит к существенному отклонению измеренных в лаборатории значений проницаемости от проницаемости пласта в естественных условиях. Кроме того, по керну определяется абсолютная проницаемость, в то время как опробование пласта или интерпретация данных ГДИС дает значения эффективной проницаемости, соответствующей некоторой реальной насыщенности пласта.

Необходимость калибровки оценок проницаемости, полученных по данным ГИС. При комплексировании макромасштабных (по ГИС) и мегамасштабных (по ГДИС) оценок проницаемости в рамках единой модели необходимо добиться того, чтобы для каждой скважины средняя по толщине пласта проницаемость, определенная по данным ГИС, была равна средней по толщине пласта проницаемости, определенной по результатам ГДИС или по данным нормальной эксплуатации скважин. Обычно выполнение этого условия обеспечивается умножением значений проницаемости, полученных по данным ГИС, на некоторый поправочный коэффициент, единый для всех интервалов пласта в скважине и для всех скважин, находящихся в сходных геологических условиях [1]. Таким образом, значения средней проницаемости, определенные по данным ГДИС или нормальной эксплуатации, признаются эталоном, с помощью которого калибруются данные ГИС.

Корректировка значений проницаемости путем умножения на поправочный коэффициент позволяет добиться хорошего соответствия расчетной производительности скважины реальной. Однако одновременно решить таким же способом и задачу адекватного описания характеристик вытеснения нефти из пласта (например, корректного расчета динамики обводнения продукции скважины) невозможно. Причину этого можно понять, если рассмотреть проницаемость интервалов пласта как случайную величину, функция распределения которой (обычно принимаемая логнормальной) зависит от двух параметров – среднего значения (математического ожидания) и «размаха» отклонений от среднего значения (дисперсии). Дисперсия определяет степень вертикальной неоднородности пласта и, в частности, вид характеристики вытеснения нефти водой (например, в соответствии с моделью Дайкстры – Парсонса [2-6]). Умножение значений проницаемости на поправочный коэффициент эквивалентно сдвигу функции распределения по оси «логарифм проницаемости». Этот сдвиг позволяет добиться желаемого значения средней проницаемости, однако «размах» кривой распределения проницаемости при этом остается неконтролируемым, в связи с чем желаемых показателей неоднородности добиться не удается. В данной работе предложен метод корректировки значений проницаемости, позволяющий достичь желаемого вида функции распределения (например, логнормального) с заданными характеристиками – математическим ожиданием и дисперсией. Этот метод основан на результатах теории порядковых статистик [7, 8] и возможности восстановления проницаемости в ранжированной выборке при наличии априорной информации о виде функции распределения. Предполагается, что ранжирование интервалов пласта по проницаемости проводится с помощью ГИС. Математическое ожидание предложено определять по данным ГДИС или нормальной эксплуатации скважин, а дисперсию – из анализа выборок керна или по динамике обводнения продукции.

Одним из основных преимуществ предлагаемого подхода является существенное ускорение процесса адаптации 3D гидродинамических моделей к истории разработки (history matching) и повышение устойчивости результатов history matching за счет того, что уже первое приближение к оценке поля проницаемости (на этапе инициализации модели) оказывается максимально приближенным к истинному распределению фильтрационных свойств пласта. Это обеспечивается использованием при инициализации модели сразу всей имеющейся лабораторной и промысловой информации, включая исторические данные о динамике добычи нефти и других флюидов.

Практическое применение предложенного метода рассмотрено на примере одного из месторождений ОАО «НК «Роснефть».

Постановка задачи
Пусть некоторая скважина разрабатывает пласт эффективной толщиной H, состоящий из n интервалов (прослоев, слоев); hi, ki – соответственно толщина и абсолютная проницаемость i-го интервала; kgi – абсолютная проницаемость i-го интервала, полученная по данным ГИС (i=1, 2, …, n).

Как уже отмечалось, значения kgi могут значительно отличаться от истинных значений ki, поэтому прямое использование kgi может привести к большим погрешностям при расчете двух важнейших показателей: продуктивности скважины и вертикальной неоднородности пласта по проницаемости, во многом определяющей эффективность вытеснения нефти водой или газом.

Эти два показателя связаны с параметрами функции распределения проницаемости математическим ожиданием

(1)


и дисперсией

(2)

где символ E[•] обозначает операцию нахождения математического ожидания; σ – среднеквадратичное (стандартное) отклонение проницаемости. Продуктивность скважины пропорциональна величине произведения KH (K – средняя по толщине пласта проницаемость, определяемая по притоку пластовой жидкости к скважине). Значение K может быть получено путем обработки результатов ГДИС. Если активные эксперименты (ГДИС) отсутствуют, то для оценки K рекомендуется использовать данные нормальной эксплуатации (пассивного эксперимента). Под данными нормальной эксплуатации мы понимаем временные ряды замеров дебитов скважины и забойного давления, осуществляемых при эксплуатации скважины в квазистационарном режиме (при относительно небольших изменениях забойного давления, вызванных естественными причинами) или же при выводе на стационарный режим вновь пробуренных скважин.

Значение K определяется путем анализа притока жидкости к скважине в естественных пластовых условиях, поэтому K имеет смысл эффективной проницаемости. С учетом указанного мы можем записать

(3)

где Kr – относительная проницаемость при средней по толщине пласта насыщенности флюидами. Если при исследовании реализуется приток безводной нефти (как чаще всего и бывает), то Kr представляет собой относительную проницаемость для нефти при наличии в пласте связанной воды.

Распределение вероятностей проницаемости по разрезу принято описывать логнормальной функцией. При этом функция распределения вероятностей ϕ(x) величины x = ln k определяется соотношениями

(4)


где µ, σIn – соответственно математическое ожидание и стандартное отклонение логарифма проницаемости.

Функцию распределения вероятностей проницаемости F(x) для логнормального закона легко получить из соотношений (4):

(5)


где f (k) – плотность распределения вероятностей проницаемости, определяемая равенством

(6)


Математическое ожидание k и среднеквадратичное отклонение σ проницаемости связаны с параметрами µ и σIn соотношениями [3, 4]

(7)

(8)


Обозначим через kp проницаемость, определяемую равенством

(9)

Как следует из математического смысла функции распределения F(k), величина p определяет долю (в процентах), которую в эффективной толщине пласта занимают прослои проницаемостью k < kp. Например, k50 – медианное значение: прослои проницаемостью, меньшей k50, и прослои проницаемостью, большей k50, занимают по 50 % эффективной толщины. Медианное значение проницаемости принято обозначать символом km, т.е. k50 = km. Так как функция ϕ(x) в выражении (4) симметрична относительно оси x = µ, получаем µ = ln k50 = ln km.

В результате формулу (7) можно представить в следующем виде:

(10)

Как известно, отклонения аргумента при нормальном распределении влево и вправо от медианного значения на величину среднеквадратичного отклонения приводят к значениям функции распределения, равным приблизительно 0,16 (16 %) и 0,84 (84 %). Поэтому (рис. 1)

(11)

Таким образом, степень неоднородности пласта можно было бы охарактеризовать величиной

(12)

Однако в практике современного нефтяного инжиниринга для этой цели принято использовать коэффициент Дайкстры – Парсонса [2-6]

(13)


Как следует из (11) и (13), коэффициент VDP для логнормального распределения связан с параметром σIn соотношением

(14)

Подставив выражение (14) в формулу (8), получим

(15)

откуда

(16)

где

(17)

Продуктивные пласты чаще всего характеризуются значениями VDP, лежащими в интервале от 0,7 до 0,8. Следовательно, наиболее распространенные значения коэффициента A(VDP) для неоднородных пластов находятся в диапазоне от 2 до 3,5, т.е. среднее значение проницаемости в 2 – 3,5 раза превышает медианное значение.

Альтернативная характеристика степени неоднородности – коэффициент вариации V=σ / k. Для логнормального распределения из выражений (7), (8) имеем

(18)

Значения VDP можно получить из прямого анализа выборок керна или же путем обработки промысловых данных по динамике обводнения добывающих скважин. В последнем случае адекватное значение VDP определяется с помощью «подгонки» характеристик вытеснения, полученных в рамках слоистой модели пласта [2, 5, 6], к реально наблюдаемым характеристикам.

Соотношения (14) и (16) связывают параметры µ и σIn логнормальной функции распределения проницаемости с практически измеряемыми характеристиками скважины – средневзвешенной по толщине пласта проницаемостью k и коэффициентом VDP.

В общем случае функция распределения проницаемости может отличаться от логнормальной. Однако, зная ее вид, всегда можно выразить значения параметров распределения через величины k и VDP (мы ограничиваемся рассмотрением двухпараметрических функций распределения).

Из представленного выше обзора ясно, что в математическом смысле задача определения профиля вертикального распределения проницаемости в скважине заключается в нахождении функциональной связи между значениями проницаемости по данным ГИС и истинными ее значениями

(19)

Эта функциональная связь обеспечивает выполнение следующих условий:
» функция λ(k) монотонна;
» функция распределения проницаемости по разрезу ƒ(k), рассчитанная с помощью функции (19), имеет априорно заданный вид;
» параметры функции ƒ(k) таковы, что расчетные значения k и VDP совпадают с оценками, полученными по экспериментальным и промысловым данным.

Далее для простоты будем считать функцию ƒ(k) логнормальной, хотя предлагаемые в данной работе методы применимы для любого распределения. Часто применяемый на практике способ корректировки значений kg путем умножения их на некоторый поправочный коэффициент с целью достижения желаемого среднего значения проницаемости означает, что функция λ(k) принимается линейной:

(20)

где множитель C определяется из условия

(21)

следующего из уравнения (3).

Логарифмируя выражение (20), получаем

(22)

Таким образом, этот способ корректировки эквивалентен сдвигу функции распределения проницаемости на отрезок lnC по оси lnk (рис. 2).

Из рис. 2 можно видеть, что преобразование (22) не позволяет получить желаемую функцию распределения (кривую 3), поскольку оно не меняет ни форму кривой 1, ни ее «размах».

Метод безэталонных измерений
Предположим, что имеется куча случайно набранных камней. Можно ли определить вес каждого камня, имея рычажные весы, но не имея гирек к ним? В более общем виде эта задача, называемая задачей безэталонного измерения [7], может быть поставлена следующим образом.

Пусть (x1, x2, … xn) – выборка, составленная из n реализаций случайной величины X; xi – i-я реализация случайной величины (i = 1, 2, … n). Можно ли определить значения xi, имея только компаратор, который позволяет сравнивать значения xi друг с другом, но не имея эталонов, которые позволили бы измерять значения xi напрямую? (В нашем примере с камнями компаратором являются весы, а отсутствующими эталонами – гирьки).

В работе [7] показано, что решить эту задачу можно с помощью теории порядковых статистик при условии, что функция распределения случайной величины X известна. Легко видеть, что рассматриваемая нами проблема определения истинной проницаемости интервалов пласта ki по данным ГИС также является задачей безэталонного измерения и, следовательно, может быть решена методами теории порядковых статистик.

Переходя к вероятностному описанию, рассмотрим случайное множество выборок (x1, x2, … xn). Во многих практических приложениях полезно [4, 7-9] использовать упорядоченные (ранжированные) выборки (x(1), x(2), … x(n)), полученные из исходных выборок (x1, x2, … xn) путем перестановки величин xi в порядке их возрастания (x(i) < x(i+1)).

Про величину, стоящую на i-м месте в ранжированной выборке, говорят, что она имеет ранг i. Разумеется, величины, имеющие один и тот же ранг i, в разных выборках будут, в силу случайности, разными. Таким образом, величины x(i) являются реализациями некоторой случайной величины, которую мы обозначим x(i). Следовательно, случайная ранжированная выборка может быть представлена в виде набора случайных величин (x(1), x(2), … x(n)). Элемент x(i) этой выборки называется i-й порядковой статистикой, а раздел математической статистики, изучающий свойства упорядоченных выборок, называется теорией порядковых статистик [7, 9].

Если ƒ(x), F(x) – соответственно плотность вероятности и функция распределения исходной совокупности, то плотность распределения i-й порядковой статистики Ψi(x) при объеме выборки n определяется уравнением [7]

(23)


Среднее Ei порядковых статистик

(24)

дисперсия порядковых статистик

(25)

В качестве примера на рис. 3 приведены графики плотности распределения исходной случайной величины, имеющей нормальное распределение ƒ(x), и распределения порядковых статистик Ψi(x) при i = 6 и i = 20 (n = 30). Из рис. 3 видно, что плотность вероятности порядковой статистики представляет собой достаточно «узкую» функцию, поэтому для оценки неизвестной величины x(i) при больших n можно использовать математическое ожидание
Ei: x(i) ≈ Ei.

Идея такой замены лежит в основе метода безэталонных измерений [7]. Ошибка x(i)  – Ei, допускаемая при применении этого метода, уменьшается с ростом объема выборки n.

Расчет значений Ei проводится с использованием формул (23), (24) путем численного вычисления интеграла (24).

Применение метода безэталонных измерений для определения профиля распределения проницаемости в скважине
Вначале будем считать, что значения проницаемости по данным ГИС kgi получены через равные интервалы пласта: h1 = h2 = …= hn. Это имеет место, например, при представлении каротажных кривых и результатов их интерпретации в LAS-формате, когда параметры пласта определяются равномерно через каждые 0,1 или 0,2 м. Принятое ограничение позволяет напрямую использовать идею метода безэталонных измерений, изложенную выше.

Пусть известно, что распределение проницаемости логнормальное. В качестве исходной информации даны:
» значения проницаемости интервалов пласта kgi, полученные по данным ГИС (i=1, 2, …, n);
» средняя по толщине пласта проницаемость K;
» коэффициент неоднородности Дайкстры – Парсонса VDP.

Требуется определить истинную проницаемость интервалов ki (i=1, 2, …, n).
Задача решается в следующей последовательности.

1. Определяется параметр σln распределения (4) по формуле (14).
2. Определяется математическое ожидание проницаемости по формуле (3).
3. Определяется параметр μ распределения (4) по формуле (16).
4. Интервалы пласта ранжируются в порядке возрастания проницаемости путем сравнения значений kgi, соответствующих различным интервалам. При этом исходная выборка (kg1, kg2, …, kgn) преобразуется в ранжированную выборку (kg(1), kg(2), …, kg(n)).
5. Численным интегрированием по формулам (23) и (24) определяются математические ожидания порядковых статистик Ei, что позволяет получить ранжированную выборку истинных проницаемостей (k(1), k(2), …, k(n)) с помощью приближенной замены k(i) ≈ Ei.
6. Путем сопоставления ранжированных выборок (kg(1), kg(2), …, kg(n)) и (k(1), k(2), …, k(n)) определяется функциональная связь между истинной проницаемостью и проницаемостью по данным ГИС: k = λ (kg).

Описанная последовательность расчетов применяется для всех скважин, по которым имеется требуемая исходная информация. При этом необходимо проводить тщательный сравнительный анализ всех исследованных интервалов и соотношений, полученных для всех скважин, для того, чтобы выявить некоторые общие закономерности, которые можно будет без риска применить уже и для скважин аналогов, по которым часть исходной информации отсутствует (например, есть данные ГИС, но нет сведений о параметрах функции распределения истиной проницаемости – K и VDP).

Пример: Пусть средняя эффективная проницаемость пласта, вскрытого данной скважиной, K=7,2 мД, коэффициент VDP=0,8, относительная проницаемость Kr=0,8. Значения проницаемости по данным ГИС kgi, образующие выборку объемом n=29 и характеризующие интервалы пласта толщиной 0,4 м, приведены в табл. 1 в порядке возрастания глубины расположения интервалов.

1. Определим стандартное отклонение по формуле (14)


2. Определим среднюю проницаемость по формуле (3)


3. Определим параметр логнормального распределения (4) по формуле (16)


4.
Отранжируем значения kgi из табл. 1 и расположим их в табл. 2 в порядке возрастания.

5. Рассчитаем значения математических ожиданий Ei по формулам (23) и (24) и расположим их в табл. 2.

6. Восстановим проницаемости по вертикали путем обратной перестановки интервалов в порядке роста глубины их расположения (см. табл. 1). Значения k(i) из табл. 2 в табл. 1 переносятся так, чтобы значения kg, стоящие в одной строке с k(i) в табл. 1 и табл. 2, совпадали.

На рис. 4 представлена зависимость k = λ(kg), отражающая функциональную связь между столбцами 2 и 3 табл. 1. Как видно, эта зависимость существенно нелинейная, в отличие от зависимости (20).

Отметим, что среднее значение


и коэффициент неоднородности


совпадают с первоначально заданными величинами.

Практическое применение методики
Предлагаемая методика определения поля проницаемости была опробована при создании секторной гидродинамической модели одного из месторождений ОАО «НК «Роснефть». Первоначально для определения проницаемости на этом месторождении использовалась зависимость пористость – проницаемость вида

(26)

или

(27)

где m – пористость, %, определенная по данным ГИС.

В результате расчетов по методу безэталонных измерений были получены скорректированные значения проницаемости, поинтервальное сопоставление которых со значениями пористости с последующим обобщением на все скважины показало, что связь пористость – истинная проницаемость описывается функцией

(28)


Сравнение исходной (26) и скорректированной (28) петрофизических зависимостей приведены на рис. 5. На рис. 6 представлены результаты расчетов, полученные с использованием исходной гидродинамической модели и модели, в которой проницаемость была определена по методу безэталонных измерений. Как видно, предложенный нами метод позволяет сразу (без процедуры history matching) добиться очень хорошего совпадения результатов расчетов с промысловыми данными.

Детали расчетов с обобщением на случай неравномерного распределения значений kgi по глубине пласта (разные hi) будут рассмотрены в следующей публикации на эту тему.

Заключение

Предложенный алгоритм определения профиля вертикального распределения проницаемости может быть использован для переинтерпретации результатов ГИС с учетом данных эксплуатации скважин. Этот метод корректировки значений проницаемости позволяет добиться соответствия между расчетной и реальной производительностью скважины, а также решить задачу адекватного описания характеристики вытеснения нефти из пласта (корректного расчета динамики обводнения продукции скважины).

На примере реального месторождения показано, что применение предложенного алгоритма при создании 3D гидродинамических моделей дает возможность получить хорошее начальное приближение к истории разработки без процедуры history matching. При выводе ключевых соотношений, лежащих в основе алгоритма, было сделано допущение о том, что толщины интервалов одинаковы. Это предположение соответствует представлению геофизической информации в формате LAS-файлов. Однако такие файлы не всегда доступны, в связи с чем предложенный метод требует обобщения на случай разной толщины прослоев.

Список литературы
1. Косентино Л. Системные подходы к изучению пластов. – М. – Ижевск: ИКИ, 2008. – 400 с.

2. Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров. – М. – Ижевск: ИКИ, 2008. – 668 с.

3. Уолш М., Лейк Л. Первичные методы разработки месторождений углеводородов. – М. – Ижевск: ИКИ, 2008. – 652 с.

4. Statistics for Petroleum Engineers and Geoscientists// J.L. Jensen, P.W.M. Corbett, L.W. Lake, D.J. Gaggin /Elsevier, 2000. – 362 p.

5. Willhite G.P. Waterflooding// SPE Textbook Series, 1986. – 365p.

6. Dykstra H., Parsons R.L. The Prediction of Oil Recovery by Waterflooding // Secondary Recovery of Oil in the United States, 1948 API Spring Meeting, Los Angeles, May.

7. Ефимов А.Н. Порядковые статистики – их свойства и приложения. – М.: Знание, 1980. – 64 с.

8. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. – М. – Ижевск: ИКИ, 2008. – 368 с.

9. Сархан А.Е., Гринберг Б.Г. Введение в теорию порядковых статистик.– М.: Статистика, 1970. – 414 с.
Эта статья была опубликована в Научно-техническом вестнике ОАО «НК Роснефть», №4, 2009 г., с.14 – 21; ISSN 2074-2339, и заняла второе место в конкурсе на лучшую публикацию в вестнике в 2009 г. Напечатано с разрешения редакционной коллегии.

Share in top social networks!


Tuesday, December 14th, 2010

15 декабря 2010 года ОАО “Татнефть” опубликует отчетность по ОПБУ США за девять месяцев 2010 года.

15 декабря 2010 года ОАО “Татнефть” опубликует на своем сайте (http://www.tatneft.ru) прошедшую процедуры обзора консолидированную промежуточную сокращенную финансовую отчетность за девять месяцев 2010 года, подготовленную в соответствии с ОПБУ США, и соответствующий Анализ руководством финансового состояния и результатов деятельности.

16 декабря 2010 года представители ОАО “Татнефть” обсудят основные финансовые показатели за девять месяцев 2010 года на телефонной конференции в 12.00 часов по московскому времени, в 09.00 утра, время по Гринвичу.

Для участия в телефонной конференции, необходимо позвонить по телефону в Великобритании +44 (0)20 3140 8286, в США +1 718 354 1152, в России +7 495 705 9451, после чего назвать/набрать код 6450706.

Заявления о прогнозах: Настоящие материалы содержат определенные заявления в отношении будущих событий и ожиданий, которые являются прогнозами по своей природе.  Любое заявление в данных материалах, которое не является историческим фактом, является заявлением о прогнозах и включает в себя известные и неизвестные риски, неопределенности и другие факторы, которые могут изменить реальные результаты, свершения и достижения, изложенные в таких прогнозах.  ОАО “Татнефть” не принимает на себя никаких обязательств обновлять такие прогнозы для отражения реальных результатов, изменений в предположениях или изменениях в факторах, влияющих на данные заявления.

Share in top social networks!


Monday, December 13th, 2010

Технология за круглым столом: бурильные трубы и вспомогательная продукция

Бруно Лефевр: VAM Drilling
Руководитель департамента регионального маркетинга и технической поддержки в Европе, Африке и СНГ

Нобухиде Сато: TenarisNKKTubes
Руководитель подразделения бурильных труб, департамент проектирования изделий и
контроля качества

Емельянов Алексей Викторович: TMK
Заместитель Генерального директора по техническому сопровождению продаж и взаимодействию с потребителями по вопросам качества

Алексей Вахрушев: Aquatic Engineering
Руководитель департамента по прикладному инжинирингу и стандартизации

Джейсон Арнольди: Arnco Technology
Вице-президент по развитию

Джон Постл: Postle Industries
Президент компании

Феликс Кухоль: NOV Tuboscope
Руководитель отдела продаж защитного покрытия для труб

Колин В. Рамси: Bestolife Corporation
Представитель в Европе, России и Великобритании

Питер Фарман: Jet-Lube
Руководитель отдела нефтепромысловых продаж компании

В этой заметке, посвященной круглому столу по технологиям, ROGTEC представляет взгляд на последние технологические новинки, предлагаемые производителями бурильных труб со всего мира. Вернувшись к нашему обычному формату, мы также излагаем мнения о некоторых вспомогательных продуктах для бурильных труб, в том числе о таких элементах, как трубная резьба, внутреннее пластиковое покрытие и твердосплавная наплавка.

ИЗГОТОВИТЕЛИ ТРУБ

1. Какие преимущества имеют трубы с улучшенными эксплуатационными характеристиками по сравнению с трубами по стандарту API и ГОСТ, и какой экономический эффект они предлагают буровым подрядчикам и операторам?

VAM Drilling (Vallourec Group): Преимущества стальных бурильных труб с улучшенными эксплуатационными характеристиками по сравнению с трубами, соответствующими стандартам API или ГОСТ включают:
»    Двухупорные резьбовые соединения (такие как VAM EIS, VAM EXPRESS)
»    Повышенная прочность на кручение
»    Увеличенный срок службы
»    Увеличенная периодичность ремонта
»    Возможность дополнительной, сверхпредусмотренной пo API, перенарезки резьбы благодаря увеличенному расстоянию под ключ замковых соединений
»    Повышенная усталостная прочность благодаря удлиненной внутренней высадке
»    Увеличенный коэффициент надежности
»    Повышенная прочность (ударная вязкость) при использовании спецификаций NS1 или DS1 или запатентованных марок стали (VM-150, VM135DP-LT, т.д.)

Преимуществами для буровых подрядчиков и операторов являются снижение непроизводительного времени и повышение эффективности бурения. Использование бурильных труб с улучшенными эксплуатационными характеристиками позволяет экономить время и деньги.

Tenaris: Улучшенные бурильные трубы имеют ряд преимуществ по сравнению со стандартными трубами. Например, при эксплуатации в условиях очень низкой температуры они могут выдерживать удары с энергией до 80 Дж при температуре минус 40°C. Запатентованные марки стали придают бурильной трубе большую стойкость к механическим воздействиям (высокую прочность) или повышенную устойчивость к коррозии (работа в присутствии сернистых соединений). Кроме этого, замковые соединения с конусной резьбой (такие бурильные замки, как Tenaris DSTJTM и Wedge Series 500TM) позволяют операторам и подрядчикам использовать более высокие значения вращающего момента. Более длинные бурильные замки также расширяют возможности бурильной трубы для повторной нарезки резьбы, что продлевает срок их службы. К тому же, имея одинаковый внутренний диаметр на концах с наружной и внутренней резьбой, соединение образует проходные отверстия с характеристиками, обеспечивающими повышенную ламинарность потока жидкости. В общем, улучшенные трубы обеспечивают повышенную надежность и пониженную частоту ремонта по сравнению с бурильными трубами, соответствующими стандарту API.

TMK: Существенная часть экономического эффекта от применения улучшенных бурильных труб складывается из увеличенного ресурса их эксплуатации по сравнению со стандартными бурильными трубами по ГОСТУ или API. Применение специальных технических решений в материалах, конструкции и технологии производства улучшенных бурильных труб существенно снижают их расход на метр проходки, улучшают гидродинамические, энергетические, временные показатели бурения, а так же снижают риски получения осложнений в бурении, строительстве и дальнейшей эксплуатации скважин.

Акватик: Прежде чем ответить на вопрос, хочу заметить, что компания Акватик, которую я представляю, изготавливает алюминиевые бурильные трубы (ADP), которые отличаются как от улучшенных, так и от стандартных стальных труб, соответствующих API/ГОСТ. Их отличия скорее относятся к эксплуатационным характеристикам, в то же время они почти одинаковы со стандартными стальными бурильными трубами по конфигурации и методам производства работ. Вот почему мои ответы в основном будут относится к трубам ADP.

Трубы ADP в два раза легче, оставаясь при этом относительно прочными. Они позволяют увеличить глубину бурения для существующих буровых установок, снизить нагрузку и момент, поскольку их вес в воздухе составляет половину веса аналогичных стальных труб. При погружении в буровой раствор они теряют 35-50% своего веса в воздухе, по сравнению с 13-21% для стальных труб. Их применение позволяет снизить транспортные расходы и уменьшить износ подъемного оборудования буровой установки. Алюминиевые бурильные трубы могут заменить также специальные бурильные трубы антикоррозийного исполнения в скважинах содержащих H2S или CO2, поскольку алюминий почти нейтрален по отношению к этим вызывающим коррозию веществам. Замки бурильных труб антикоррозионного исполнения ADP изготовлены из специальной устойчивой к коррозии стали. Включение труб ADP в бурильную колонну позволяет уменьшить вибрацию, распространяющуюся от бурового долота к буровой установке. Напряжения, возникающие в стенках труб ADP при искривлении ствола, почти в три раза меньше по сравнению со стальными трубами просто потому, что алюминий имеет другие физические свойства. Вот почему трубы ADP подходят для бурения боковых стволов с высокими темпами набора кривизны скважины. Можно упомянуть и другие преимущества, но это займет много времени, обычно требуется целый час, чтобы рассказать обо всех преимуществах алюминиевых бурильных труб.

2. Какие факторы следует учитывать подрядчикам и операторам при выборе бурильной колонны?

VAM Drilling (Vallourec Group): Существует множество факторов, которые должны учитываться подрядчиками и операторами при выборе бурильной колонны. Очень важно, чтобы компоновка каждой бурильной колонны была подобрана в соответствии с особенностями конструкции скважины.  Например, для бурения наклонно-направленной скважины, целесообразнее использовать бурильные трубы улучшенной конструкции с двухупорными резьбовыми соединениями, нежели трубы по стандарту API, с тем чтобы повысить крутящий момент и скорость проходки. Для скважин с большим отходом от вертикали настоятельно рекомендуется использование высокопрочных марок стали для повышения сопротивления растягивающим нагрузкам. Наконец, при эксплуатации в скважинах, содержащих сероводород, обязательно использование специальных сероводородостойких марок стали, минимизирующих риск сульфидно-коррозионного растрескивания под напряжением.  Учет конкретных параметров скважины гарантирует успешное выполнение плана бурения.

Tenaris: Операторы должны внимательно учитывать множество технических аспектов, которые варьируются в зависимости от типа скважины. Для горизонтальных скважин обязательным является использование конических трубных соединений для передачи большого крутящего момента. Для скважин с большим отклонением от вертикали и глубоководных скважин, помимо использования конических трубных соединений для передачи большого крутящего момента, очень важно, чтобы бурильная труба была изготовлена из высокопрочного материала для повышения прочности на растяжение. В скважинах с высокой концентрацией H2S, рекомендуется использовать бурильные трубы в антикоррозионном исполнении, чтобы избежать растрескивания под действием напряжений в сульфидсодержащей среде.

TMK:
Для правильного, наиболее рационального выбора конструкции улучшенных бурильных труб необходимо учитывать следующие факторы, влияющие на компоновку и нагрузки колонны бурильных труб :
»    тип скважины – нефтяные, газовые, геологоразведочные;
»    месторождения – на суше или в прибрежном шельфе (со стационарных или плавучих буровых установок);
»    профиль скважины – вертикальный, наклонно направленный, горизонтальный, S-образный;
»    технологические операции – бурение, отбор керна, расширка, проработка, калибровка ствола скважины, спуск частей обсадных колонн на бурильных трубах, разбуривание цементных мостов ( в т.ч. в нутрии обсадной колонны);
»    способы бурения – роторный, с использованием забойных двигателей (электробуров), совмещенный;
»    риск возможного контакта бурильных труб с высоко агрессивной, в т.ч. сероводородосодержащей средой;
»    условия работы бурильных труб при высоких температурах и условия хранения и манипуляции трубами при аномально низких температурах.

Акватик: Траектория ствола скважины, параметры и режимы бурения, геологический разрез. Мы помогаем правильно скомпоновать бурильную колонну с трубами ADP, когда нас просят об этом. Подобная задача требует многолетнего опыта для выполнения такого выбора.

3. Какие сложности существуют при бурении скважин в арктических условиях в России и каковы их решения?

VAM Drilling (Vallourec Group): В условиях низких температур, ниже -40°C. происходит охрупчивание металла и последующее разрушение труб. Хрупкое разрушение чаще всего происходит в области высадки трубы, подверженной более высокой концентрации напряжений в связи с изменением толщины. Одним из решений является использование хладостойких марок стали, разработанных компанией VAM Drilling, например, VM 135 DP-LT, с высокой ударной вязкостью (при испытании на удар) даже при -60°C, что помогает предотвратить хрупкое разрушение. Наши трубы прошли сертификацию ООО «ВНИИГАЗ» и адаптированы для использования в суровых арктических условиях и районах Крайнего Севера России.

Tenaris: Что касается бурильных труб, одной из главных проблем, встающей перед операторами, эксплуатирующими скважины в Арктике, является воздействие чрезвычайно холодных погодных условий. Компания Tenaris помогает российским операторам решать эту и другие проблемы в арктическом регионе. ВНИИГA3, научно-исследовательский институт Газпрома, выдал сертификат на бурильные трубы с высокой ударной вязкостью, изготовленные компанией Tenaris.

TMK: С точки зрения эксплуатации бурильных труб основной сложностью являются низкие температуры. Эксплуатация бурильных  труб в арктических широтах предполагает включение в колону бурильных  труб имеющих низкую температуру, равную температуре окружающей среды. Сразу после включения свечи в рабочую колонну бурильных труб к ней прилагаются существенные эксплуатационный нагрузки. До того момента пока трубы приобретут рабочую температуру от бурового раствора все их конструкционные элементы должны иметь высокое сопротивление хрупкому разрушению. Для исключения хрупких разрушений в конструкциях бурильных труб на ряду с высокой прочностью все материалы, применяемые в конструкции трубы и замка, а так же сварные швы имеют необходимую хладостойкость для аномально низких температур. Для основного потребителя бурильных труб в хладостойком исполнении ООО “Газпром” в ОАО “ТМК” разработаны и согласованы с ООО “Газпром ВНИИГАЗ” технические условия, где отражены специальные требования к трубам в хладостойком исполнении.

Акватик: Главная проблема заключается в низкой температуре и отсутствии постоянного транспортного сообщения. Оба этих фактора делают предпочтительным использование алюминиевых бурильных труб. Поскольку такие трубы в два раза легче, расходы на их транспортировку меньше, и при сверхнизких температурах они не охрупчиваются так, как стальные. Примером могут служить контейнеры для жидкого азота, которые всегда изготавливаются из алюминия.

4. Бурение горизонтальных скважин и скважин с большим отходом от вертикали становятся все более популярным в России. Какие решения Вы предлагаете для таких сложных скважин?

VAM Drilling (Vallourec Group): Компания VAM Drilling предлагает высокоэффективные решения для бурения сложных наклонно-направленных скважин:
»    Специальные высокопрочные марки стали VM-140, VM-150 и VM-165, которые используются для производства более легких бурильных труб для того, чтобы снизить скручивающие и осевые нагрузки в скважинах с очень большим отходом от вертикали.
»    Фирменные двухупорные резьбовые соединения, такие как VAM EIS и VAM EXPRESS, которые установили новый стандарт для резьбовых соединений, сравнимый по экономической эффективности с соединениями по API.
»    Специальные решения по очистке ствола скважины, включая трубы серии Hydroclean, для устранения проблем, связанных со скоплением бурового шлама и чрезмерными скручивающими и осевыми нагрузками в сложных и нестандартных скважинах.
»    Предоставление сервисных услуг в соответствии с потребностями Заказчика:
• Дизайн бурильной колонны с заданными размерами труб и компоновкой бурильной колонны
• Сопровождение спуско-подъемных операций и предоставление рекомендаций по вводу в эксплуатацию

Tenaris: Сложные скважины с отклонением от вертикали, бурение которых в России растет, чрезвычайно требовательны как к телу трубы, так и к трубному соединению. Компания Tenaris способна изготовлять высокопрочные бурильные трубы из очень прочных запатентованных марок стали (например, NK-S140 или NK-S150), которые имеют улучшенное сопротивление к замедленному разрушению. В частности, семейство продуктов Wedge Series 500TM компании получило всеобщее признание за проверенную в полевых условиях прочность.

TMK: Для бурения таких скважин важными показателями является способность труб при высокой прочности противостоять усталостным разрушениям. Замки должны передавать значительно большие крутящие моменты, чем стандартные конструкции. Для таких скважин ТМК поставляет бурильные трубы специальной конструкции серии TDS и TDSA, а также высокопрочные бурильные трубы со специальной конструкцией высадки и сверхпрочным замком DEXTER.

Акватик: Основной проблемой бурения горизонтальных скважин и скважин с большим отклонением от вертикали являются значительные силы сопротивления, возникающее на горизонтальных участках. Эти силы зависят от веса, с которым бурильная колонна давит на нижнюю стенку ствола скважины. Двойное снижение веса при использовании алюминиевых бурильных труб позволяет пропорционально уменьшить силы сопротивления бурильной колонны. Правильный подбор компоновки бурильной колонны, с трубами ADP на горизонтальном участке, где они снижают сопротивление, и стальными трубами в верхних интервалах, где требуется большая прочность, позволяет увеличить длину существующих скважин с большим отходом от вертикали дополнительно на 20-30%.

5. Какие дополнительные коэффициенты безопасности можно обеспечить, используя стандарты, помимо API и ГОСТ (NS1, DS1, NORSOK или специально разработанные спецификации)?

VAM Drilling (Vallourec Group): Cпецификации NS1 и DS1 были разработаны для бурения в Северном море и в Канаде, а NORSOK – для Норвегии. Данные спецификации предусматривают повышение усталостной прочности металла, коэффициента безопасности и надежности труб. Помимо данных спецификаций для решения особо сложных задач бурения мы можем предложить Заказчику создать принципиально новые спецификации с использованием сталей с улучшенным химическим составом и с минимальными допусками.

Tenaris: Ценность широко известных спецификаций заключается в том, что они помогают компаниям, ведущим разведку и добычу нефти и газа, избежать катастрофических отказов конструкции. За ними стоит концепция «течь до разрыва» (или некритический отказ перед обрывом). Чтобы удовлетворять этому критерию, бурильная труба должна обладать свойствами, обеспечивающими высокую ударную вязкость. Благодаря высокой чистоте стали, производимой компанией Tenaris, мы можем поставлять бурильные трубы с не имеющей равных надежностью, которые не только соответствуют этим спецификациям, но и превосходят их.

TMK: Технические службы ТМК тесно сотрудничают с инженерными службами буровых подрядчиков, оценивая наиболее опасные условия при эксплуатации бурильных труб при выполнение трубами ряда технологических операций в бурении. При необходимости определяются, совместно с потребителем, дополнительные коэффициенты безопасности для конкретных условий нагрузок на бурильные трубы. Используя дополнительные спецификации при производстве труб потребитель получает выигрыш в нагрузках, которые возможно приложить к бурильным трубам во время эксплуатации, за счёт снижения допусков по толщине стенок, например.

Акватик: Применение улучшенных промышленных стандартов позволяет обеспечить дополнительный коэффициент безопасности. Однако их внедрение потребует повышение стоимости процесса бурения. Каждая работающая в определенной стране компания следует собственным правилам и методам работы, основанным на существующем в стране законодательстве и опыте компании. В большинстве стран применимы стандарты ISO, они обеспечивают достаточный коэффициент безопасности и дублируются национальными стандартами. Стандарты ISO можно использовать в качестве основных требований, дополнительные специализированные промышленные стандарты можно использовать по выбору.

6. Какие сопутствующие услуги Вы предлагаете для оптимизации эксплуатационных характеристик при бурении?

VAM Drilling (Vallourec Group): Компания VAM Drilling предоставляет широкий перечень сервисных услуг:

Перед бурением
» Дизайн бурильной колонны
» Разработка технических спецификаций в  соответствии с потребностями Заказчика
» VAM School – тренинги для буровых бригад иподрядчиков по бурению

Во время бурения
» Круглосуточная (24/7) поддержка во время спуска на суше и на шельфе
» Эффективная подготовка бурильных труб к эксплуатации
» Инженерная поддержка VAM Drilling

После бурения
» Анализ эксплуатационных характеристик
» Сопровождение по инспекции и ремонту труб в лицензированных сервисных цехах, расположенных вблизи всех основных крупных месторождений нефти и газа.

Tenaris: С тех самых пор, когда компания начала изготовление бурильных труб в 1953 году, она была признана лидером в предоставлении дополнительных услуг. Был проведен интенсивный анализ эксплуатационных отказов и разработан принцип непрерывного совершенствования, который мы реализуем в сотрудничестве со своими заказчиками. Это позволяет нам предлагать множество сопутствующих металлургических услуг, обеспечивая в то же время непрерывный контроль качества от производства стали до сварки. Кроме этого мы предлагаем обслуживание в промысловых условиях с привлечением местных групп российских специалистов по полевому техническому обслуживанию, оказывая заказчикам помощь в той стране, где они осуществляют свои проекты. Эти услуги включают обучение, технический контроль бурильных труб на буровой площадке, помощь при спуске и свинчивании труб.

TMK: ТМК – компания, производящая весь спектр отечественных стальных бурильных труб имеет достаточный научно-производственный потенциал и достаточно развитую инфраструктуру нефтесервисных предприятий приближенную к основным регионам нефте-газодобычи может организовать комплексный и достаточно широкий сервис в области бурильных труб и
целого ряда элементов компоновки бурильной колонны. Цель такого сервиса – снизить затраты буровых подрядчиков и операторов для обеспечения процесса бурения, при этом предоставить должное инженерное сопровождение и высокого качества услугу.

Акватик: Мы предоставляем инженерные услуги, которые включают анализ бурильной колонны и выбор правильной компоновки бурильной колонны для каждого конкретного варианта применения, а также поддержку наших заказчиков в проведении технического контроля и решении возникающих проблем. Мы работаем над постоянным улучшением нашей продукции, группа наших инженеров готова, при необходимости, внести все требуемые изменения в нашу продукцию.

7. Ваше видение бурения в России в будущем? Какие разработки Вы ведете для решения этих задач?

VAM Drilling (Vallourec Group): В связи с появлением удаленных месторождений, бурение в России, как и в остальном мире, усложняется.  Поэтому мы ожидаем увеличение скважин с большим отходом от вертикали, развитие бурения на шельфе и в условиях Арктики. Компания VAM Drilling специализируется на предоставлении инновационных решений для своих Заказчиков. В ближайшие годы появятся новые высокоэффективные виды продукции и услуг, отвечающие потребностям Заказчика. Мы постоянно работаем над совершенствованием таких инновационных решений как:

»    Разработка марок стали для эксплуатации в условиях низких температур, кислой среды; высокопрочные марки стали для применения в скважинах с большим отходом от вертикали;
»    Газогерметичные соединения;
»    Инновационные технологии для очистки ствола скважин от бурового шлама.

Tenaris: Россия обладает огромным количеством не вскрытых нефтяных и газовых запасов, и поднятие этих природных ресурсов на поверхность связано с рядом эксплуатационных, экологических, экономических и материально-технических проблем. Решение каждой из этих проблем требует тщательного рассмотрения, с точки зрения выбора технологии труб, которая потребуется операторам для бурения новых скважин. Для удовлетворения растущего спроса на нашу продукцию и услуги со стороны заказчиков из стран СНГ, на нашем заводе в Японии создан стратегический отдел по бурильным трубам. Мы также заинтересованы в разработке новой продукции, которая дополнит и расширит ассортимент износостойких, высокопрочных и устойчивых к коррозии бурильных труб для скважин с повышенными требованиями.

TMK:
Освоение перспективных месторождений в России будет связано с применением передовых технологий в бурении, которые в свою очередь потребуют инноваций в технических характеристиках бурильных труб. Для этой цели в ТМК создана инновационная компания ТМК – Премиум Сервис, в задачи которой входит удовлетворение рынка бурильных труб высокотехнологичной, энергоэффективной продукцией. За короткое время специалистами ТМК – Премиум Сервис сделан значительный технологический прорыв в производстве бурильных труб в России. Предлагаемая продукция в значительной мере удовлетворяет возросшие потребности буровых компаний при строительстве скважин на суше и на море, в труднодоступных регионах Крайнего Севера и Арктики.

Акватик: Бурение в России постоянно усложняется. Увеличивается процент горизонтальных скважин. Для решения все более сложных проблем нужен соответствующий инструмент, такой, как алюминиевые бурильные трубы. Одновременно мы разрабатываем новые изделия, которые востребованы развивающимся рынком. К ним относятся алюминиевые бурильные трубы со спиральным оребрением, алюминиевые насосно-компрессорные и обсадные трубы. Более востребованным станет  бурение морских скважин. В нашем ассортименте имеются также некоторые изделия из алюминиевого сплава для морского применения, в частности водоотделительные колонны (райзеры) различных типов: для бурения и для эксплуатации.

HARDBANDING (поверхностное упрочнение бурильных труб)

Метод наплавки твердого сплава не нашел такого широко применения в России, как в других регионах по всему миру.

Вопрос к производителю труб: В каких ситуациях Вы бы рекомендовали операторам и подрядчикам применять наплавку твердого сплава на бурильных трубах в России?

VAM Drilling (Vallourec Group): При бурении наклонно-направленных скважин мы рекомендуем использовать бурильные трубы с нанесением наплавки твердого сплава для защиты замков от износа обсадной колонной. Нанесение наплавки твердого сплава на замки увеличит срок службы труб при бурении скважин в открытом стволе,  с агрессивными геологическими образованиями.

Tenaris:
Нанесение покрытия методом hardbanding особенно эффективно в горизонтальных скважинах и скважинах с большим отходом от вертикали, где замки бурильных труб в открытом стволе могут подвергаться значительному износу из-за наличия твердого слоя в пробуриваемых геологических образованиях.

TMK: Рекомендуется использовать наплавку защитного сплава на поверхность замка при бурения внутри обсадной колонны, для защиты последней от поврждения буровым замком.

Основные области износа обсадной колонны:
»    первая секция морского стояка (гибкое соединение);
»    устье, привентор;
»    верхнее соединение обсадных труб ниже устья в интервале 0-1800м;
»    скважины с высокорасположенным интервалом искривления;
»    резкие искривления профиля скважины;
»    S- образные скважины;
»    зоны, образующиеся при высоких боковых нагрузках и сильном растяжении колонны бурильных труб;
»    зоны плохого цементирования обсадной колонны, и т.д.

Как видно достаточно много причин конструкционного и технологического происхождения могут приводить к повреждениям обсадной колонны, на устранение которых понадобятся не малые ресурсы.

С другой стороны бочка бурового замка так же может изнашиваться в открытом стволе скважины, что в свою очередь приведет к преждевременному выходу колонны бурильных труб из строя и соответственно увеличит затраты на бурение

Акватик: Метод Hardbanding не так распространен в России, как в других регионах мира. Это связано с традиционным применением забойных двигателей вместе с вращением бурильной колонны, в отличие от роторного бурения, которое более распространено за пределами России. Однако в настоящее время метод hardbanding завоевывает свое место на рынке России. В случае роторного бурения в твердых геологических образованиях, это решение – одно из первых. Также можно рассматривать и другие варианты применения. Например, в некоторых случаях требуется улучшить вынос шлама, при вращении бурильной колонны с частотой 180 об/мин, труба без покрытия методом hardbanding не проработает долго в таких условиях. Метод Hardbanding, можно добавить, уменьшает износ обсадной колонны, это еще одно «за», чтобы рекомендовать его.

1. Почему Вы считаете, что наварка твердого сплава не широко применяется в России?

Arnco: До 1990 г. в России для буровых работ использовались преимущественно алюминиевые бурильные трубы (АБТ). При этом всегда использовался карбид вольфрама, наносящийся на АБТ в качестве первичного покрытия после изготовления, а также на небольшое количество традиционно применяемых стальных труб. Продукция из твердосплавных наплавок с низким коэффициентом износа обсадных труб появилась в начале 1990 г., что совпало по времени с существенным сокращением объемов буровых работ в России. Это воспрепятствовало широкому распространению знаний и заинтересованности в использовании новых прогрессивных материалов для твердосплавных наплавок. С тех пор, особенно в последние годы, положение дел изменилось, поскольку в России осознали преимущества современных твердосплавных наплавок, обладающих низким коэффициентом износа обсадных труб.

Postle Industries:
Твердосплавные наплавки тесно связаны с буровыми работами при добыче нефтии газа. Поскольку объемы буровых работ растут,растет и потребность в твердосплавных наплавках.Технология твердосплавных наплавок существует ужеболее 60 лет, но многим компаниям, работающимв буровой промышленности, преимущества ееиспользования все еще неизвестны. Вместо того,чтобы продлить срок службы бурильных замковпри помощи твердосплавных наплавок, некоторыекомпании просто заменяют бурильные трубы позавершении срока эксплуатации бурильных замков.На протяжении многих лет твердосплавные наплавкирассматривались как источники расходов натехническое обслуживание, которых по возможностинеобходимо избегать. Даже в случае применениятвердосплавных наплавок на новых бурильных трубахв целях предотвращения износа некоторые компаниисчитают их источником дополнительных издержек,необходимость в которых отсутствует до тех пор,пока они не станут бывшими в эксплуатации. Сейчасже для буровых компаний стало очевидным, чтотвердосплавные наплавки могут сэкономить имтысячи долларов.

NOV: Цена и отсутствие информации о преимуществах твердосплавных наплавок. Вероятно, отрасль еще не приложила достаточных усилий для обучения буровых инженеров, операторов и подрядчиков из России. За последние 30-40 лет много раз было доказано, что применение твердосплавных наплавок действительно продлевает срок эксплуатации бурильных замков, а также то, что бурильные замки без покрытия повреждают обсадные трубы.

2. Какой экономический эффект предлагает наварка твердого сплава буровым подрядным фирмам и операторам?

Arnco: Как и многие другие традиционные услуги и решения, применяемые в сфере буровых работ, в долгосрочном периоде твердосплавные наплавки обеспечивают ощутимую экономию издержек и стабильную рентабельность инвестиций как для операторов, так и для подрядчиков. Выгода для операторов состоит в предотвращении износа обсадных труб и возникновения их неисправностей, а также в снижении силы трения при вращении. Использование высокопрочных твердосплавных наплавок позволит буровым подрядчикам значительно увеличить срок эксплуатации бурильного замка Применение твердосплавных наплавок с низким коэффициентом износа обсадных труб широко распространено для защиты бурильных колонн и самих обсадных труб, поэтому оно является обязательным условием большинства планов буровых работ, реализуемых интернациональными нефтяными компаниями.

В качестве примера с научно обоснованными результатами измерений можно привести работы, имевшие место в 2005 г., в ходе которых компания Weatherford поставила компании Chevron бурильную колонну с применением  наплавки Arnco 300XT для проекта Captain Drilling Campaign, осуществляемого Chevron. При помощи аналитического подхода Weatherford оценила, что новые меры по контролю качества с применением Arnco 300XT для всех бурильных замков позволили сэкономить 3 млн. долларов США. (Детали проекта – местоположение: британский шельф Северного моря, количество скважин: 6, породы: высокоабразивные неуплотненные пески, размеры скважины: 12-1/4 дюйма, угол: макс. 90°, обсадные трубы: 9-5/8 L80, длина в футах: 27 771, ротационных часов: 461,3)

Postle Industries: Твердосплавные наплавки обеспечивают экономический эффект как для буровыхоператоров, так и для подрядчиков, использующихпротивоположные стратегии их применения. Поскольку обсадные трубыпринадлежат операторам, последние не желают, чтобыв их трубе под воздействием трения образоваласьдыра. Буровой подрядчик заинтересован в продлениисрока эксплуатации бурильного замка. Когда бурениебыло преимущественно вертикальным, износуобсадных труб уделялось крайне незначительноевнимание. Однако по мере увеличения глубиныбурения и применения направленного бурения технологиятвердосплавных наплавок становилась значительными все более важным фактором. Операторам былодоказано, что бурильный замок без покрытия протрет вобсадной трубе дыру, а твердосплавная наплавка – нет.Выгода подрядчиков будет состоять в том, что правильноподобранная твердосплавная наплавка продлит срокэксплуатации бурильного замка во много раз.

NOV: Операторы: при необходимости выполнения буровых работ в обсаженной скважине, выгода от применения бурильных труб с твердосплавной наплавкой при их проведении будет состоять в снижении износа обсадной трубы и в снижении коэффициента трения, что позволит повысить эффективность бурения.

Буровые подрядчики: внедрение эффективной программы использования твердосплавных наплавок позволит владельцам труб увеличить доходность капиталовложений в бурильные трубы за счет увеличения срока эксплуатации бурильных замков, а также сокращения количества замков, качество которых снизилось по причине окружного износа.

3. На основании каких критериев заказчик выбирает оптимальный материал наварки твердого сплава для конкретного плана строительства скважины?

Arnco: Высокопрочное изделие, обеспечивающее крайне низкий уровень износа обсадных труб, хорошо подходит для любого плана строительства скважины – как с обсаженным, так и с необсаженным стволом. Понимание и объяснение комбинации металлургических факторов, влияющих на эффективность работы твердосплавных наплавок, может оказаться крайне сложным. Как пионер на рынке твердосплавных наплавок с низким коэффициентом износа обсадных труб, компания Arnco всегда вкладывала огромные усилия и время для обучения персонала клиентов. Существует много способов оценки ожидаемой эффективности продукции из твердосплавных наплавок, причем большинство таких способов изложено на домашней странице компании Arnco Technology вместе с соответствующими пояснениями. При выборе сплава для твердосплавной наплавки крайне важно учитывать необходимую эффективность работы в скважине, легкость в использовании/повторном использовании и цену.

Postle Industries: Считается, что существующаяна сегодняшний день продукция обладает низкимкоэффициентом износа обсадных труб, поэтомуопасения операторов должны быть рассеяны. Чтокасается буровых подрядчиков, им необходимоподумать, насколько сильной должна быть защитабурильных замков и насколько велико абразивноедействие среды бурения. Мы производим дванаименования продукции: Tuffband и Duraband. Tuffbandобладает очень высокой износоустойчивостью, тогдакак Duraband обеспечивает максимальную защитубурильного замка, при этом оба изделия имеютнизкий коэффициент износа обсадных труб. Другимважным фактором является стоимость повторнойнаплавки. Если предыдущее износостойкое покрытие должно быть удалено перед нанесением нового, то стоимост работ может возрасти до 400%. Как Tuffband, так и Duraband могут быть повторно нанесены поверх остатков такой же наплавки. Благодаря правильному выбору наплавочного покрытия и своевременному его восстановлению можно сэкономить существенные деньги.

NOV: В некоторых случаях операторам приходит на помощь программное обеспечение, позволяющее обнаружить проблемные участки, в которых можно ожидать износа обсадных труб. Изучение таких профилей скважины позволяет инженерам определить серьезность ожидаемого износа обсадных труб и принять компетентное решение о том, какую твердосплавную наплавку лучше применить для каждого профиля скважины.

ТРУБНАЯ СМАЗКА

Рекомендуете ли Вы использовать трубную смазку для всех Ваших труб?

VAM Drilling (Vallourec Group): Все трубы компании VAM Drilling поставляются с защитной смазкой на соединениях, также важно наносить на соединения эксплуатационную резьбовую смазку на буровой площадке во избежание повреждения резьбы при свинчивании соединений. При правильном нанесении, эксплуатационная  резьбовая смазка гарантирует верные показатели момента свинчивания с учетом правильного определения коэффициента трения резьбовой смазки.

Tenaris: Да. Мы ставим условием обязательное нанесение трубной смазки на все бурильные трубы, поскольку, без учета всех остальных причин, это помогает защитить соединения от ржавчины. Для насосно-компрессорной и обсадной колонны мы предлагаем нашу технологию Dopeless®, сухое, многофункциональное покрытие, наносимое на соединение изготовителем трубы в контролируемых, промышленных условиях завода, что обеспечивает неизменное качество и эксплуатационную надежность.

Акватик:
Да, трубная смазка наносится всегда. Мы используем в основном замки бурильных труб, которые полностью соответствуют требованиям ISO 11961: та же резьбаи материалы. Рекомендуемые виды трубной смазки такие же, как и для других стальных труб. Для алюминиевых соединений, алюминиевых беззамковых бурильных и обсадных труб требуется специальная трубная смазка.

1. Какие основные функции трубной смазки?

Bestolife: Смазка – уплотнение – защита
»    Обеспечить достаточную смазку, чтобы преодолеть начальное трение в резьбе во время начальных этапов докрепления.
»    Предотвратить контакт металла с металлом и задиры.
»    Обеспечить герметичное для буровых флюидов уплотнение трубного соединения.
»    Контролировать / предотвратить докрепление в забое скважины во время бурения, чтобы избежать чрезмерных напряжений в соединении.
»    Обеспечить раскрепление соединения с меньшим моментом, чем при докреплении.
»    Предотвратить образование осадка или металлизации на упорных торцах при раскреплении.
»    Предотвратить коррозию резьбы/упорных торцов во время буровых работ, хранения и транспортировки.

Jet-Lube: Она должна эффективно смазывать профиль резьбы бурильной трубы во время докрепления и раскрепления, при этом неблагоприятное воздействие на окружающую среду должно быть сведено к минимуму. Этот последний пункт был определяющим фактором для перехода на решения Jet-Lube, сделанного много лет назад, чтобы удалить, где возможно, свинец и цинк из наших смазочных материалов с металлическими добавками. Эта цель привела также к тому, что были разработаны и внедрены изделия Jet-Lube номенклатуры «ECF» (одно из них совместно с крупным норвежским оператором), относящиеся к самому высокому из возможных классов HOCNF для готового продукта: «E» для Великобритании и Нидерландов и «Yellow» для Норвегии.

Что интересно, появление биологически разлагаемых, не склонных к биоаккумуляции резьбовых герметиков класса «E» и «Yellow» стало причиной серьезной переоценки некоторыми производителями резьбы аргументов в пользу продолжения технологических исследований, исключающих использование присадок, поскольку необходимость в защите окружающей среды как одном из доводов в пользу этой продукции с высокой себестоимостью отпала вместе с появлением на рынке продуктовой линейки герметиков ECF компании Jet-Lube.

Признаюсь, что мне не нравится термин «трубная смазка». Для меня трубная смазка ассоциируется с продуктами старой технологии, которые состоят почти полностью из основного смазочного материала с добавлением частиц тяжелых металлов, присутствие которых призвано облегчить докрепление и раскрепление соединений бурильных труб. Современные продукты более точно называть смазочными смесями для резьбы, с учетом усовершенствований, сделанных за последние годы с привлечением химии в процесс изготовления. Современные смазочные смеси являются технологически сложными продуктами, разработанными для сегодняшних более тяжелых условий бурения (высоких или низких температур, увеличенного веса колонны, повышенной скорости вращения, высокого значения pH бурового раствора и сильных эмульгирующих агентов, больших углов отклонения и пр.)

2. Какие ключевые рекомендации Вы можете предложить при использовании трубной смазки?

Bestolife:
»    Тщательно взболтайте продукт для повторного перемешивания всего выделившегося масла или осевших твердых компонентов, что может произойти во время доставки и хранения. Это, в частности, критически важно для материалов высокой плотности, которые содержат свинец и/или цинк.
»    Убедитесь, что нарезка и упорные концы наружной и внутренней резьбы чисты и не загрязнены буровыми флюидами или другими загрязняющими материалами перед нанесением смазочной смеси.
»    Нанесите ровный слой смазочной смеси для резьбы на нарезку и упорные торцы наружной и внутренней резьбы. Важно нанести смесь и на внутренние и на внешние упорные торцы внутренней резьбы соединений с двумя упорными торцами (DSTJ).
»    Закройте контейнер крышкой после использования для предотвращения загрязнения.

КЛЮЧЕВОЙ МОМЕНТ: Наличие (или отсутствие) трубной смазки при закреплении соединения / спуске. При отсутствии хорошего слоя смазочной смеси, равномерно покрывающего всю контактную поверхность наружной и внутренней резьбы, и особенно, упорных торцов, существует опасность, что соединение не сможет правильно выполнять свою функцию и предотвратить контакт металла с металлом или создать герметичное уплотнение между упорными торцами – процесс с поглощением части энергии крутящего момента докрепления, во время которого происходит прессование / смятие / сжатие твердых частиц с образованием уплотнения. В этом случае дополнительная (излишняя) энергия будет передаваться в соединение, и затягивать его слишком сильно – раскрепить его будет трудно, если вообще возможно.

Jet-Lube: После открытия контейнера, в случае смазочных смесей с металлическими добавками, продукт следует перемешать кистью или другим подходящим приспособлением, чтобы вернуть в смесь выделившееся масло или осевшие твердые компоненты, что может произойти во время доставки и хранения.

Не содержащую металлические добавки смесь также следует перемешать, особенно если используется смесь тиксотропной природы (твердый в статическом состоянии, но жидкий при перемешивании), например продукт Jet-Lube ECF. Также следует постоянно следить, чтобы контейнер со смазочной смесью не подвергался загрязнению, например грязью и другим мусором.

Категорически запрещается добавлять в смазочную смесь любые вещества, такие как дизельное топливо, керосин, моторное масло и прочее, чтобы облегчить процесс нанесения. Растворители могут облегчить нанесение, но загрязнение или подмешивание может изменить коэффициент трения смазочной смеси, а также ухудшить ее противозадирные свойства. К сожалению, подобная практика широко распространена в России и других регионах мира, особенно с низкой температурой. Российские источники свидетельствуют, что в качестве «разбавителя» часто выбирается отработанное моторное масло.

Смазочную смесь для резьбы следует наносить обильно и равномерно на всю контактную поверхность наружной и внутренней резьбы. Практика набрасывания «комка» смазочной смеси на одну сторону наружной или внутренней резьбы и надежда на то, что при вращении трубы во время докрепления смесь распределится по поверхности соединения, являющаяся широко распространенной при применении смазочных смесей с высоким процентным содержанием свинца и цинка, неприемлема для большинства смазочных смесей для резьбы, не содержащих металлические добавки.

Если трубная смазка наносится на наружную резьбу во время спускоподъемных операций или когда труба находится в мостках, следует следить за тем, чтобы, когда колонна ставится на пол буровой вышки перед спуском, на смазочную смесь не попали загрязнения (например, высохший буровой раствор и пр.) с пола буровой. Некоторые добавки в буровой раствор могут ухудшить сцепление смазки. В таком случае соединения можно промыть после подъема, а затем нанести смазочную смесь на внешнюю резьбу перед установкой трубы в мостки, вместо того, чтобы пытаться повторно нанести смесь трубной смазки на внутреннюю резьбу при наличии оставшегося бурового раствора.

3. Существуют ли специальные стандарты ГОСТ или технические требования к смазке при ее использовании в различных регионах России, как например, в арктических регионах, на суше, и т.д.? Ваши решения для таких регионов?

Bestolife: Законы, нормы и стандарты, регулирующие поставку и использование смазочных смесей для резьбы и других химреагентов для разведки нефти и газа в России, имеют сходное содержание с теми, которые мы встречаем в других странах мира.  Они охватывают вопросы охраны труда, безопасности и воздействия на окружающую среду.   Крупные операторы, такие как ОАО Газпром и Сахалин Энерджи имеют собственные технические квалификационные требования, также как и такие изготовители бурильных труб, как TMK, Tenaris и VAM Drilling.

Соответствовать этим требованиям нам помогает высокая квалификация, знания и опыт, полученный почти за 80 лет, посвященных изготовлению продукции высшего качества на все возможные случаи. От И. Х. Гранселла, создателя первой резьбовой смазочной смеси для борьбы с задирами, заеданием и раскреплением в забое скважины, до современного поколения экологически чистых смесей Bestolife Т4010УNM мы проводим исследования и ищем новые формулы смазочных смесей для уникальных условий эксплуатации, предлагая разнообразный ассортимент высококачественных продуктов. С 1930 года и до настоящего времени компания Bestolife остается верной лозунгу: Компания Bestolife имеет решение для любых условий, на материковой территории Западной Сибири, в арктических холодных водах Баренцева и Печорского моря или в экологически чувствительной зоне острова Сахалин.

Jet-Lube: В настоящее время действует более трех тысяч стандартов ГОСТ Р, но на сегодняшний день компании Jet-Lube не известен ни один из этих стандартов, касающийся конкретно смазочных смесей для резьбы, и ни один из наших конечных пользователей не ссылался на такой стандарт, необходимый для продукции этого типа. Буровые компании, работающие на территории России и применяющие наши смеси, пользуются ими после проведения собственных испытаний продукции и допуска продукции к эксплуатации.

Другие участники настоящего обсуждения, возможно, более информированы, но, насколько мне известно, хотя говорят, что ситуация может измениться в будущем, в настоящее время, даже в лучшем случае, он находится всего лишь в состоянии проекта.

Что касается того, как Jet-Lube справляется с проблемами, возникающими при работах в этом регионе, то, как и можно было ожидать, благодаря тому, что наши составы допускают нанесение при температурах до –65 градусов по Фаренгейту (–53 градуса по Цельсию), наши смазочные смеси арктических марок оказываются одними из наиболее популярных наших продуктов для бурения по объемам продаж.

4. Насколько широко применяются экологически приемлемые смеси трубных смазок в России? Какие преимущества / недостатки по сравнению со стандартной продукцией на основе меди, свинца и цинка?

Bestolife:
Растет использование экологически чистых смазочных смесей. Вероятно, спрос увеличится в связи с проектами морской разработки таких месторождений, как Штокмановское газовое и Приразломное нефтяное.

В 1992 г. мы представили продукт BestolifeТ3000УЁ, первую вообще не содержащую металлы смесь для бурения, обладающую свойствами, аналогичными смесям на основе тяжелых металлов.  Продукт Bestolife 3010 Ultra последовал в 1999 г., с тех пор этот продукт стал наиболее широко используемой экологически чистой трубной смазкой для морских операций по всему миру, и эту смесь выбирают многие международные подрядчики и операторы морского бурения, независимо от их местоположения, включая Сахалин Энерджи.  В 2004 г. дальнейшие разработки позволили представить продукт Bestolife “3010”®NM SPECIAL, самую первую экологически чистую смазочную смесь, зарегистрированную как «Yellow» в Норвегии, что дало возможность компании Statoil начать бурение разведывательных скважин Snшhvit в Баренцевом море в январе 2005 года.

Сегодня с представлением продукта Bestolife Т4010УNM, оригинальной многоцелевой смазочной смеси, подходящей как для бурильных труб, так и для улучшенных с уплотнением металл-металл стальных соединений обсадной/насосно-компрессорной колонны из сталей со сверхвысоким содержанием хрома, имеется совсем небольшое или совсем отсутствует различие эксплуатационных параметров в забое скважины по сравнению со стандартными смесями на основе тяжелых металлов. Главная тенденция в отличии между ними заключается в цене, экологические продукты оказываются более дорогими, однако их значительно меньшая плотность и физические свойства позволяют легко наносить их тонким равномерным слоем, таким образом, снижая расход, сводя к минимуму потери и разливы в окружающую среду.

Jet-Lube: Переход к смесям, не содержащим металлические добавки, включая наш экологичный продукт NCS-30 ECF, поддающийся биоразложению и не подверженный бионакоплению, в плане объемов продаж пока происходит медленно по сравнению с другой продукцией для бурения. С учетом этого этот рынок несколько отстает от остальной отрасли.

К примеру, смесь NCS-30 ECF широко применяется в британском секторе Северного моря, три крупных оператора даже предписывают использование именно этого продукта, и в норвежском секторе он также применяется повсеместно.

Следует сказать, что некоторые наиболее прогрессивные конечные пользователи либо думают переходить, либо уже перешли на наши продукты без металлических добавок, поэтому в экологическом аспекте прогресс наблюдается.

Преимущества биоразлагаемых смесей без металлических добавок по сравнению, например, с продуктами на основе меди, связаны, в основном, с процессом применения продукции.

С точки зрения эксплуатационных характеристик различия между ними незначительны, но поскольку вес галлона Jet-Lube ECF меньше веса любой содержащей металлы смеси, при одинаковом весе заполненного контейнера объем продукта ECF будет больше, чем объем смеси c добавлением тяжелых металлов.

Это означает, что заказчик получает больше смеси за те же деньги, и поэтому, при правильном нанесении, может с использованием одного контейнера продукта ECF смазать большее число замков, чем при применении продукта на основе меди.

Если взять более тяжелые смеси с добавками свинца и цинка, то различие в объеме будет еще более значительным.

ВНУТРЕННИЕ ЗАЩИТНЫЕ ПОКРЫТИЯ ТРУБ

Какой уровень спроса на внутренние пластиковые покрытия труб в России в настоящее время?

VAM Drilling (Vallourec Group): В России наблюдается повышение спроса на внутреннее защитное покрытие со стороны крупных вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний. Надеемся, что в ближайшие годы нанесение внутреннего покрытия  станет стандартным в условиях применения труб в агрессивной среде.  Внутреннее защитное покрытие защищает  бурильные трубы от точечной коррозии под воздействием хлоридов бурового раствора и абразивного износа труб. Как изготовитель бурильных труб мы рекомендуем наносить внутреннее защитное покрытие на все бурильные трубы.

Tenaris: Мы еще не получали специальных требований от заказчиков из России на внутреннее защитное покрытие. Однако следует отметить, что мы всегда рекомендуем наносить внутреннее защитное покрытие, чтобы избежать местной точечной коррозии на внутренней поверхности трубных изделий.

TMK: 2500-3000 тысячи тонн в год.

Акватик: Я полагаю, что уровень спроса составляет около 5%.

1. Как внутреннее защитное покрытие труб сокращает риск коррозии бурильных труб для подрядчиков при бурении?

NOV:
Поскольку основой большинства буровых растворов является вода, они способны вызвать интенсивную точечную коррозию в результате попадание солей и образования соединений с CO2 и H2S, захватываемых из геологических образований. Усложняет проблему кислород, захватываемый при циркуляции бурового раствора через вибросито и амбар, который усиливает коррозионные свойства бурового раствора. Коррозия может усиливать напряжения, возникающие в бурильной трубе во время тяжелых буровых операций, приводя к быстрому развитию усталостных трещин и в конечном итоге к катастрофическому разрушению трубы в забое скважины.  Приблизительно 85% разрушений металла от усталости происходит вблизи криволинейных участков, где уменьшение толщины стенки корпуса возле замков бурильной трубы совпадает с местным напряжением напротив криволинейного участка – вызывая слишком раннее для срока службы бурильной трубы повреждение, устранение которого обходится не дешево. Внутренне пластиковое покрытие бурильных труб NOV Tuboscope обеспечивает защиту вдоль всей внутренней поверхности трубы. Предотвращение нежелательной коррозии внутренней поверхности трубы является первым шагом для сведения к минимуму напряжений, которые могут привести к разрушению трубы. Снижение потерь толщины стенки также дополнительно продлевает срок службы бурильных труб.  Для внутреннего защитного покрытия бурильной колонны используются термоусадочные материалы.  Это значит, что во время нанесения покрытия покрывающий материал подвергается воздействию температуры (обычно от 220°C до 245°C).  В результате получается высокосшитый полимерный материал, создающий барьер для окружающей среды при бурении.  Во время бурильных работ покрытие может подвергаться воздействию различных вызывающих коррозию веществ, поэтому тип покрытия и параметры нанесения должны соответствовать требованиям защиты.  Таким образом, создание физического барьера позволяет перекрыть доступ коррозийных жидкостей к стальной основе и предотвратить развитие процесса коррозии.

DJ Coatings: Нанесение внутреннего покрытия создает барьер между коррозионными флюидами, используемыми при буровых работах, и внутренней поверхностью бурильной трубы.

2. Какие дополнительные проблемы, помимо коррозии, решает внутреннее защитное покрытие труб и какой экономический эффект оно предлагает?

NOV: Использование внутреннего пластикового покрытия обеспечивает два дополнительных преимущества: улучшение гидравлических характеристик и сведение к минимуму образования солевых отложений на поверхности трубы.  Внутреннее покрытие, по своей природе, имеет очень гладкую поверхность.  Чистая поверхность трубы в десять раз менее гладкая, чем поверхность внутреннего покрытия.  Это приводит к снижению трения, которое возникает между поверхностью и потоком флюида, что в свою очередь приводит к увеличению потока сквозь колонну труб с покрытием.  Пропускная способность колонны бурильных труб с покрытием увеличивается более чем на 10% по сравнению с непокрытой колонной.  Такое увеличение гидравлического потока обеспечивает поступление дополнительного флюида к долоту, лучший подъем и удаление твердых частиц, и даже уменьшение количества систем инженерного обеспечения, необходимых для насосов бурового раствора.  Кроме этого, покрытие поверхности также обеспечивает снижение к минимуму образование солевых отложений.  На первый взгляд сразу это не кажется значительным, но если учесть вред, который наносится солевыми отложениями и их удалением, становится ясной важность этого.  Солевые отложения могут засорить сопла бурового долота, засорить забойный двигатель, снизить до минимума эффективность подъема бурового раствора и ограничить до минимума гидравлический поток.  С точки зрения колонн для заканчивания скважин, солевые отложения могут создать помехи при установке пакера, а также вызвать смещение и отрицательно воздействующий скин-эффект разрабатываемого участка пласта ствола скважины.

DJ Coatings:
Хотя основное преимущество внутреннего защитного покрытия заключается в предотвращении коррозии, также оно заключается в получении лучших гидравлических характеристик за счет гладкой поверхности покрытия по сравнению с шероховатой поверхностью голой трубы. Внутреннее защитное покрытие уменьшает внутреннюю коррозию и образование солевых отложений в бурильных трубах, что может, в конечном итоге, привести к засорению и закупорке промывочных сопел долота, после чего потребуется извлечение трубы из скважины для очистки долота.

При использовании в эксплуатационных скважинах внутреннее защитное покрытие может во много раз продлить срок службы труб по сравнению с трубами без покрытия. В коррозионных скважинах стальные трубы подвергаются воздействию агрессивной среды, что приводит к образованию отверстий в стенке и разрушению, после чего потребуется проведение капитального ремонта скважины для извлечения поврежденной трубы и замены ее новой. Затраты на это могут быть значительными и регулярными. Применение внутреннего защитного покрытия может значительно увеличит время до капитального ремонта, сохраняя деньги и время.

В скважинах, из которых добывается нефть с большим содержанием парафинов, гладкая поверхность внутреннего защитного покрытия уменьшает прилипание вязких веществ к внутренней поверхности трубы, предотвращая возможное закупоривание ствола и прекращение добычи. Внутреннее защитное покрытие может значительно увеличить периоды между проведением необходимой механической или гидравлической очисткой.

3. На основании каких критериев оператор принимает решение относительно оптимального материала для конкретных условий скважины?

NOV: При наличии применяющихся для покрытия бурильных труб нескольких различных материалов, правильный выбор того или иного материала оказывает значительное влияние на эксплуатационные характеристики покрытия.  При использовании нашего ассортимента продукции нет различий в свойствах покрытия бурильных труб в зависимости от температуры или давления.  Как можно видеть продукты различаются по своей способности выдерживать воздействие H2S, химических и абразивных веществ.  Наличие информации об ожидаемых условиях в скважине (концентрации коррозионных веществ), предполагаемой программы использования химреагентов (температурного воздействия, концентрации и типа химреагента), типа и частоты операций с трубами (гидроразрыв, цементирование, установка гравийного пакера, спуски каротажного кабеля, спуск гибких насосно-компрессорных труб малого диаметра и пр.) позволит выбрать покрытие, которое обеспечит максимальную пользу в конкретных условиях применения.  Мы не собираемся оставлять оператора в одиночестве в момент решения о выборе покрытия, наилучшим образом соответствующего его требованиям.  Компания NOV Tuboscope участвует в принятии решения о выборе покрытия, наилучшим образом подходящего для условий эксплуатации заказчика.

DJ Coatings: Наиболее подходящее защитное покрытие для эксплуатационных скважин определяется на основании относительного содержания жидкость/газ, протекающего через трубу с учетом ожидаемой температуры.

Share in top social networks!


Monday, December 13th, 2010

Добро пожаловать на выставку!

Как известно, в сложные экономические периоды некоторые компании сокращают командировочные и выставочные расходы. Однако статус ведущего издателя обязывает нас демонстрировать полную решимость участвовать в специализированных выставках, на которых представлена продукция наших рекламодателей. В течении двух месяцев рабочая группа «ROGTEC в пути» провела плодотворные встречи с нашими рекламодателями и друзьями на наиболее престижных выставках и конференциях региона, раздав в виде бонусов в общей сложности 10 000 экземпляров издания. В который раз журнал ROGTEC с гордостью констатировал, что являлся единственным региональным изданием, лично представленным на каждом крупном мероприятии, включая Международную выставку KIOGE в Алматы, KazEnergy в Астане, ADIPEC в Абу-Даби, а также нельзя забывать выставку SPE Moscow, на которой многие из Вас лицезрели подающую надежды московскую скрипачку Василису Федорову, чья музыка лилась со стенда журнала ROGTEC. Мы были рады встретить в ходе этого активного выставочного периода всех наших коллег по отрасли и с нетерпением ждем новых встреч с Вами на выставках в конце года.

Share in top social networks!


Monday, December 13th, 2010

Интервью ROGTEC с Дэвидом Робсоном, Генеральным директором Tethys Petroleum Ltd

Д-р Дэвид Робсон
Председатель, Президент и Главный исполнительный директор
Tethys Petroleum Limited

Компания Tethys Petroleum стала играть значительную роль в нефтегазовой промышленности Казахстана, Узбекистана и Таджикистана. Могли бы Вы предоставить нашим читателям краткий обзор о Ваших последних ключевых достижениях и деятельности на этом рынке?

Будучи единственной нефтегазовой компанией, работающей одновременно в трех республиках Средней Азии, мы достигли определенных результатов в рамках нашей деятельности в регионе:
» Первые негосударственные разработки сухого газа в Казахстане.
» Первое открытие промышленного месторождения нефти в геологическом районе под названием Северо-Устюртский бассейн.
» Первый контракт на компенсационных условиях в Таджикистане.
» Первое негосударственное бурение в Таджикистане.
» Первый и единственный в Узбекистане контракт на повышение нефтеотдачи пласта.
» Первое радиальное вскрытие пласта в регионе.

Компания Tethys недавно привелекла инвестиции на сумму 100 миллионов долларов США  – какие планы капиталовложений Вы имеете на эти деньги?

Недавно привлеченный капитал, размером 100 миллионов долларов США, ориентирован на:
» дальнейшие поисково-разведочные работы и ввод в эксплуатацию скважин открытого нами нефтяного месторождения Дорис в Казахстане;
» расширение поисково-разведочных работ и добычи нефти в Таджикистане; и
» потенциальное приобретение дальнейших активов нефтедобычи в Узбекистане.

С какими основными проблемами сталкивается компания при ведении бизнеса в этом регионе? Как Вы справляетесь с ними?

Я полагаю, что ключевые проблемы работы в этом регионе связаны с логистикой, при выполнении работ в отдаленной пустыне и горных регионах, отделенных многими сотнями километров от ближайшей инфраструктуры.

Наличие своего собственного парка бурового и нефтедобывающего оборудования означает, что мы можем сократить некоторую часть этих проблем, кроме того, мы разработали специально направленную логистику и подготовили техническую команду, способные полностью обеспечить наши работы всем необходимым оборудованием и технологиями.

Наша политика, принципиально направленная на привлечение местных кадров, помогает в решении местных вопросов и позволяет обеспечить рентабельность производства, что, в свою очередь, обеспечивает общественную выгоду в смысле занятости местного населения.

В смысле технологии и услуг, существует ли какая интеграция между местными и зарубежными поставщиками Tethys?

Мы стараемся, по возможности, использовать местные услуги, если они имеются в наличии.  Однако конкретного оборудования и услуг высокого технического уровня на местном рынке нет, поэтому приходится пользоваться зарубежными поставщиками.

Со временем, все больше местных поставщиков предлагают оборудование высокого качества. Мы поддерживаем этот процесс, одновременно обеспечивая использование самого передового оборудования, соответствующего требованиям безопасности и рентабельной добычи углеводородов.

Можете ли Вы назвать случай недавнего внедрения компанией Tethys какой-нибудь высокопроизводительной технологии, которая изменила порядок Ваших работ в регионе?

Tethys внедрила технологию радиального вскрытия пласта в Узбекистане и вскоре должна внедрить эту технологию и в Таджикистане. Эта технология основана на бурении с использованием напора жидкости под высоким давлением горизонтальных скважин против вертикальных, что предоставляет значительную дополнительную площадь для более эффективной добычи нефти.  На настоящий момент, результаты, полученные в Узбекистане, выглядят обнадеживающе, и мы полагаем, что это первое применение  технологии радиального вскрытия пласта во всем регионе.

Глобальные финансовые проблемы последних лет заставили многих операторов свернуть программы поисково-разведочных работ. Какие у Вас планы разведки месторождений в регионе на 2011 год?

Мы не планируем приостанавливать никакие программы поисково-разведочных работ.  Наоборот, мы предполагаем продолжить разведку глубоко залегающей нефти в Казахстане в 2011 году и запланировали ряд разведочных скважин.

Какие проекты строительства новых скважин в перспективе?

На ближайшее будущее у нас запланировано бурение ряда новых скважин для проведения поисково-разведочных работ, их оценки и нефтедобычи. В настоящее время ведутся работы по вскрытию новой горизонтальной скважины на нашем месторождении в Узбекистане. Недавно была достигнута проектная глубина газовой разведочной скважины Таджикистане, и мы ведем работы по вскрытию разведочной нефтяной скважины на юге страны. В Казахстане на ближайшие годы запланированы работы по вскрытию еще шести скважин, направленные на разведку потенциала глубоко залегающих нефтеносных структур.

Назовите момент, когда Вы испытывали самую большую гордость за свою компанию как Генеральный директор?

Открытие месторождения Дорис в Казахстане – скважина, заложенная без какого-либо предварительного геолого-геофизического обоснования, в месте, где никогда в прошлом не было обнаружено промышленного залегания нефти, когда  местоположение  скважины было выбрано на  основании инновационных геологических моделей, разработанных нашим техническим персоналом и успешно внедренным нашей бригадой по бурению и нефтедобыче.

Это открытие имеет потенциально значительный масштаб и я, полагаю, является одним из первых, если не первым месторождением нефти со скважиной, заложенной на неразведанном месте на суше в Казахстане после установления независимости. Момент гордости за Tethys!

Где Вы видите компанию Tethys через 10 лет?

Учитывая значительные базисные основы в смысле движения наличных средств и геологоразведочный потенциал, возможности Tethys фактически неограниченны. Я предвижу дальнейшее развитие проектов в странах, где мы сейчас работаем.  Я рассчитываю найти больше нефти и газа -  существует потенциал чрезвычайно крупных месторождений газа в Таджикистане, кроме того, я надеюсь, мы будем работать и в других регионах Центральной Азии и Каспия. Через 10 лет, я вижу компанию Tethys в качестве крупного игрока негосударственного сектора в проведении работ по разведке и добычи нефти и газа в Центральной Азии.

И наконец, какое Ваше мнение о пике добычи нефти?

ефть и газ останутся основными видами топлива для мира на ближайшее будущее. Так называемая альтернативная энергия окажет только очень незначительное влияние, а разработка новых форм выработки энергии все еще дело будущего.

На нашей планете все еще имеется большое количество углеводородов. Такие месторождения все больше находятся в труднодоступных и климатически сложных условиях, что усложняет вопросы бурения и технологии добычи.

Нельзя комментировать вопрос о пике добычи нефти без учета цены. Повышение цены на нефть позволяет расширить объемы геолого-разведочных работ и работ по нефтедобыче. Снижение цены на нефть говорит о том, что промышленный порог таких разработок еще не достигнут (как например, нефтеносные пески в Канаде). Несмотря на все это, мир  постоянно нуждается в углеводородном топливе и становится ясно, что цена будет расти, обеспечивая финансирование новых разведочных работ и разработки современных технологий.

Мы все еще будем жить в мире, где в течение многих лет нефть и газ будут занимать главенствующее положение.

Д-р Дэвид Робсон
Председатель, Президент и Главный исполнительный директор
Tethys Petroleum Limited

Д-р Дэвид Робсон является Председателем, Президентом и Главным Исполнительным Директором, компании по разведке и добычи нефти и газа, деятельность которой сфокусирована на проектах, реализуемых на территории Центральной Азии, зарегистрированной в основном списке Фондовой биржи Торонто под символом “TPL”. Компания Tethys Petroleum ведет добычу газа в Казахстане (где недавно также было обнаружено месторождение нефти со значительными запасами), нефти в Узбекистане и проводит разведку на довольно обширной площади с большим потенциалом в Таджикистане.

Карьера Д-ра Дэвида Робсона главным образом складывается из работы в нефтегазовых компаниях. Он являлся Председателем, Президентом и Главным Исполнительным Директором, а также одним из основателей компании CanArgo Energy Corporation, ранее зарегистрированной в основном списке Фондовой биржи США в качестве компании по разведке и добыче нефти и газа, функционирующей на территории Грузии; и Управляющим директором, Главным Исполнительным Директором, а также одним из основателей компании JKX Oil & Gas plc, зарегистрированной в Лондонской Фондовой бирже и являющейся одной из первых международных нефтегазовых компаний, работающих на территории Украины и бывшего Советского Союза. Прежде он работал на технической (разведка, эксплуатация, технология газонефтедобычи), коммерческой и управленческой должности в Britoil plc, Hamilton Oil (сейчас BHP Petroleum) и Mobil.

Д-р Робсон получил специальность геолога с присвоением степени бакалавра наук в области геологии и звание доктора наук в области геохимии. Он является обладателем степени MBA Университета Стратклайда, где защитил диссертацию на тему Европейский Газовый Рынок.

С 1990 г. Д-р Робсон работал над нефтегазовыми проектами в Восточной Европе и бывшем Советском Союзе, включая первый негосударственный проект по разработке газа на Украине; первый негосударственный проект по бурению на Черном море (Украина) и первый негосударственный проект по разведке и разработке скважин в Грузии, первый негосударственный проект по добыче сухого газа в Казахстане и первое Соглашение о Разделе Продукции в Таджикистане. Д-р Робсон работал во многих частях бывшего Советского Союза, в том числе, Западная Сибирь, Сахалин, Печорское море, Калмыкия, Дагестан и Каспий и Центральная Азия. Он является членом Геологического Общества и Общества Инженеров-нефтяников, членом Европейской ассоциации инженеров-геологов и геофизиков. Д-р Робсон является обладателем Ордена Чести за заслуги в области добычи углеводородного сырья в Грузии, а также является представителем сектора энергетики Восточно-европейского Торгового Совета Правительства Великобритании.

Д-р Робсон выступал с речью на многих международных форумах по вопросам энергетики на территории бывшего Советского Союза, а также в Парижском клубе.

Share in top social networks!


Monday, December 13th, 2010

Российский шельф: раскрывая потенциал

Марк Томас

Когда заходит речь об иностранных рынках, Россия воспринимается глобальной нефтяной индустрией как спящий колосс, еще только начинающий просыпаться. Поскольку страна располагает огромными залежами на континентальном шельфе, причем большая их часть не является предметом международных споров, вопрос в отношении разработки этого огромного источника углеводородов ставится не о вероятности такой разработки, а о времени, оставшемся до ее начала.

Mожет показаться странным, что возможность разработки месторождений на российском шельфе исследована еще относительно недостаточно, особенно учитывая несколько крупных проектов с участием ведущих интернациональных нефтяных компаний, в рамках которых нефть уже добывается, в частности, в субарктическом сахалинском регионе на Дальнем Востоке. Но более широкое и долгосрочное сравнение с доминирующей и зрелой индустрией сухопутной разведки и добычи нефти демонстрирует, что континентальный шельф остается фактически нетронутым просто потому, что потребности обратить на него внимание еще не возникало. Тот факт, что только примерно 3% совокупной добычи нефти в России осуществляется на шельфе, говорит сам за себя.

Однако в прошлом году в таком положении наметился сдвиг. Сегодня многие наблюдатели уверены в том, что в 2011 г. Россия наконец-то всерьез примется за разработку своих ресурсов на континентальном шельфе, и фактором ускорения такой разработки станет возникновение и совершенствование новых технологий, обеспечивающих постоянный рост ассортимента стационарных, плавучих, подводных и придонных систем нефтедобычи, которые могут быть достаточно просто адаптированы к разнообразным условиям российского шельфа и (что является критическим фактором) обеспечивать реальный экономический эффект.

Итак, какой же потенциальный выигрыш можно ожидать? По оценкам специалистов, российский континентальный шельф, занимающий площадь более 6,2 млн. квадратных километров, содержит 100 миллиардов тонн в эквиваленте извлекаемой нефти (80% из которых составляет природный газ). Причем данная оценка довольно консервативна, поскольку, несмотря на то, что большая часть российского шельфа уже картирована на карту, значительная его территория подлежит дальнейшему анализу, повторной съемке и доработке с использованием современных сейсмических и геологических приборов и методов, используемых преимущественно в западных странах. Добавьте к этому российский арктический шельф, в недрах которого содержатся еще не подтвержденные, но также, очень вероятно, значительные объемы новых нефтегазовых месторождений, и потенциал станет воистину гигантским.

Ранее правительство России прогнозировало, что первоначальная разработка ее континентального шельфа в течение следующих трех десятилетий потребует инвестиций в объеме более 205 млрд долл. США (более 6 триллионов рублей). И значительная часть таких средств потребуется от глобальных игроков нефтегазового рынка уже в недалеком будущем.

Стоит задаться вопросом, почему Россия не прилагала больших усилий для оценки и разработки своих шельфовых месторождений раньше? Отдельно от упомянутого выше факта, свидетельствующего, что технологии нефтедобычи лишь недавно достигли уровня, позволяющего использовать их на большей части континентального шельфа страны, существует и другое препятствие в виде действующего Закона о недропользовании, по условиям которого российский шельф все еще определяется как стратегический регион.

Выражаясь проще, это означает, что «Роснефть» и «Газпром» – единственные дети, которым сейчас позволено играть в этой заполненной игрушками, но все еще пустой песочнице. Это единственные российские государственные организации, обладающие необходимым пятилетним опытом шельфовых работ, которые могут участвовать в тендерах на разработку континентального шельфа в этих регионах.

Однако данная ситуация обещает измениться ввиду стратегических намерений правительства увеличить количество компаний и консорциумов, имеющих лицензию на разработку шельфового сектора страны, результатом которых может стать увеличение объемов непрерывной передачи шельфовых технологий. Это раскроет двери для таких игроков, как «Лукойл», который уже выполнял подобные проекты в Каспийском и Азовском морях.

Вдобавок к вышесказанному и учитывая, что шельфовый сектор находится только на начальном этапе становления, отсутствие инфраструктуры и соответствующих вспомогательных береговых баз означает, что первичные затраты первых компаний, рискнувших начать проекты в данных областях, прогнозируются на крайне высоком уровне – и возможные игроки чувствуют это особенно остро в свете того, что имеются существенные, более простые и, соответственно, более дешевые возможности для добычи нефти на берегу. Естественно, все внимание в первую очередь обращено на них.


Такое положение дел в значительной мере является неизбежным, поскольку, выражаясь фигурально, занять место первого игрока в игре всегда дороже. В качестве наглядного примера можно привести тот факт, что прогнозируемая стоимость реализации Штокмановского проекта в Баренцевом море в настоящее время оценивается в диапазоне от 12 до 20 млрд. долларов США – в зависимости от того, с кем из экспертов вы говорите.

Однако для игрока, вступившего в игру вторым, цена «догонялок», да и вообще присоединения к игре, может оказаться намного выше. Только прислушайтесь к цифрам, которыми перекидываются компании уровня «ExxonMobil», рассматривая возможность покупки активов в модных сегодня нефтяных месторождениях в Гане (Западная Африка) по цене до 5 млрд. долларов…

И потому проекты наподобие Штокмановского, а также Сахалина I и Сахалина II – так же как и консорциумы, учрежденные с целью продолжения соответствующих разработок – будут рассматриваться в качестве шаблонов, по которым зарубежные нефтегазовые гиганты станут учреждать партнерства с российскими государственными (а в будущем, возможно, и частными) компаниями для превращения нефтедобычи на континентальном шельфе страны из фантастики в реальность.


Арктика
В качестве места будущих разработок на российском шельфе рассматривается в частности Арктика вместе с ее технологическими требованиями, интерес к которой подогревается первыми работами по реализации проекта на гигантском Штокмановском газоконденсатном месторождении.

Вице-президент компании «Роснефть» Михаил Ефимович Ставский недавно охарактеризовал разработку российских арктических месторождений как «серьезный вызов» для всех, кто будет в ней участвовать, и сделал акцент на необходимости расширения рамок возможностей проведения работ в регионе, большая часть территории которого в течение девяти месяцев в году покрыта льдом. По его словам, «это будет означать необходимость разработки технологий, позволяющих расширить время проведения работ, в том числе разработку платформ, с тем, чтобы обеспечить их эксплуатацию в условиях льда, а также строительство подповерхностных сооружений, позволяющих вести безопасную эксплуатацию подводных скважин. Добавьте к этому необходимость постройки танкеров ледового класса, подземных сооружений для подготовки и выкачивания нефти, а также необходимость непосредственного и непрерывного мониторинга объектов и станет ясно, что в случае, если Арктика станет следующим локомотивом российской нефтегазовой промышленности, придется преодолеть множество вызовов.»

Марс Хасанов, директор по научной работе в компании «Роснефть», также недавно отметил, что российская нефтяная промышленность находится на «критическом этапе». По его словам, месторождения, разведанные в советские времена, уже истощены, и большинство их находится на последней стадии жизненного цикла. «Пришло время разрабатывать новые регионы: Восточную Сибирь, шельфовые месторождения, особенно арктический шельф. В данной ситуации для обеспечения проведения в новых регионах рентабельных разработок при минимальных капиталовложениях нам необходимо использовать самый передовой опыт», – прокомментировал он.

В настоящее время в отрасли реализуется множество проектов технологических исследований, разрабатывающих потенциальные решения для регионов Арктики, например, “сейсмическую разведку на льду”, которая является альтернативой морским исследованиям на открытых водах в целях проведения работ на мелководье в прибрежных водах. Такие исследования позволят компаниям получить данные сейсмической разведки в мелководных местах в то время, когда они покрыты льдом, с минимальным ущербом для дикой природы.

Кроме того, существуют совместные отраслевые проекты, такие как проект, осуществляемый норвежским исследовательским институтом SINTEF, нацеленные на разработку передовых методов очистки, наличие которых является крайне важным фактором при проведении в Арктики любых возможных разработок месторождений. В настоящее время проводятся эксперименты, позволяющие обнаруживать нефть во льду, выжигать нефть в битом льду, а также рассеивать нефть в битом льду. Тем временем, на Аляске Shell разрабатывает специальную систему сбора нефти на мелководье.

К прочим технологическим сферам, в которых необходимо проводить дальнейшие исследования, относятся: подводные (и подледные) модули для добычи, подготовки и перевозки добытых углеводородов; проблемы удаленной многофазной добычи (в случае Штокмановского месторождения расстояние до берега составляет более 500 км); бурение в жестких ледовых условиях на мелководье; сейсморазведка в условиях льда; организация сил быстрого реагирования и систем берегового оповещения для обеспечения сохранности окружающей среды.

По самому Штокмановскому месторождению, открытому еще в 1988г., компания «Штокман Девелопмент» (в составе «Газпрома» и его партнеров Statoil и Total) до середины 2011 г. должна принять окончательное инвестиционное решение, если добыча на месторождении должна начаться к 2016 году. Данное месторождение сс запасами 3,8 трлн м3 газа и 37 млн тонн газоконденсата представляет собой один из наиболее сложных вызовов, которые когда-либо вставали перед шельфовой индустрией. Кроме строительства 550-километрового 36-дюймового трубопровода к перерабатывающему заводу на берегу и решения связанных с ним проблем по обеспечению бесперебойной работы, а также угрозы, которую представляют собой для производственного объекта айсберги, необходимо будет ликвидировать серьезные препятствия в сфере логистики, связанные с доставкой материалов и персонала.

Это все лишь дополняет проблемы, связанные с проектированием и строительством 110000-тонной плавучей добывающей платформы и комплексной подводной нефтедобывающей системы, которые должны были стать первым из нескольких этапов разработки месторождения, расположенного в водах глубиной 320-340 м.

Среди других вариантов, концепция которых также изучается, рассматривается использование судна для добычи, хранения и выгрузки или плавучего завода по сжижению газа, используемого либо как альтернатива для плавучей добывающей платформы, либо для более поздних этапов. Международные консорциумы, состоящие из таких подрядчиков, как итальянская компания Saipem, южнокорейская компания Samsung Heavy Industries и японская компания Sofec, соревнуются за контракт на проектирование и строительство такой платформы с норвежской компанией Aker Solutions, швейцарской компанией SBM Offshore, французской компанией Technip и южнокорейской компанией Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering.

Подрядчик INTECSEA-WorleyParsons также недавно получил контракт на предварительный проект второго и третьего этапов разработки, объем работ по которому включает разработку надстроек, корпуса, морских систем, башни и жилых помещений, а также общей интеграции плавучей системы добычи, хранения и выгрузки. Ожидается, что в день надстройки смогут добывать до 70 млн. м3 газа и попутных жидкостей.

Закономерные отсрочки в реализации Штокмановского проекта означают, что честь первого функционирующего арктического месторождения будет отдана месторождению Приразломное в Печорском море. Это месторождение “Газпрома” расположено в 60 км от берега в водах глубиной 20 м; его эксплуатация начнется в следующем году. Ледостойкая платформа, срок сдачи которой откладывался много раз, скоро направится в Мурманск для окончательной оснастки перед ее транспортировкой к месторождению.

Запасы в Приразломном оцениваются примерно в 41 млн. тонн и, в конечном итоге, будут извлекаться посредством 30 эксплуатационных скважин. От месторождения нефть будет доставляться танкерами к плавучей установке для хранения и выгрузки, стоящей на шельфе возле Мурманска.

Учитывая, что общие потенциальные запасы в Баренцевом и Карском морях оцениваются в 60 млрд. тонн нефтяного эквивалента, эти два месторождения не единственные, о которых известно в регионе. Исследования позволили обнаружить не менее 10 других, включая Русановское и Ленинградское, причем запасы только последних двух оцениваются в 5 триллионов кубометров газа.

Share in top social networks!


Monday, December 13th, 2010

Высокая точность оценки запасов для уверенного будущего ТНК-ВР

От точности оценки запасов углеводородного сырья зависит не только выбор оптимальных шагов по освоению ресурсной базы любой нефтегазовой компании, но и вся стратегия ее дальнейшего развития. В то же время, недостаточная проработка материалов по подсчету запасов может привести к переносу сроков утверждения проектной документации на разработку месторождений в государственных органах, что создает дополнительные лицензионные риски для недропользователей. Выполняя внутреннюю экспертизу подсчета запасов, Департамент управления запасами БН «Технологии» призван обеспечить достоверность оценки ресурсной базы Компании и ее добывающих подразделений как по российским, так и по международным критериям.

Валерий Щербаков
(VVShsherbakov@tnk-bp.com),
начальник отдела российских категорий запасов, Департамент управления запасами, Управление технической экспертизы, БН «Технологии»

Александр Сорокин
(AVSorokin4@tnk-bp.com),
начальник отдела западных категорий запасов, Департамент управления запасами, Управление технической экспертизы, БН «Технологии»

Светлана Жирнова
(SPJirnova@tnk-bp.com),
менеджер, отдел российских категорий запасов, Департамент управления запасами, Управление технической экспертизы, БН «Технологии»

Адиля Хангильдина
(AMKhangildina@tnk-bp.com),
главный специалист, отдел российских категорий запасов, Департамент управления запасами, Управление технической экспертизы, БН «Технологии»

дним из ключевых элементов стратегии ТНК-ВР, направленной на увеличение стоимости Компании в долгосрочной перспективе, является прирост доказанных запасов и ресурсов и их последующий ввод в разработку. Ежегодная оценка ресурсной базы позволяет недропользователям не только оценивать ее текущее состояние, но и отслеживать динамику ее изменений и разрабатывать на этой основе рекомендации по ее дальнейшему освоению и развитию.

Совершенствуются технологии добычи, меняется финансово-экономическая ситуация в стране и мире – соответственным образом корректируются и системы оценки нефтегазовых запасов и ресурсов. Появление новых требований отслеживают специалисты Департамента управления запасами БН «Технологии», задача которых – помочь коллегам в добывающих предприятиях подготовить материалы для защиты запасов в российских государственных органах, а представителям независимой компании-аудитора – учесть все особенности месторождений ТНК-ВР при оценке запасов Компании по международным критериям.

В рамках требований Государственной комиссии по запасам
В в соответствии с действующим законодательством РФ в сфере недропользования, данные по запасам углеводорододов ежегодно обновляются, что может быть связано как с уточнением фактического строения залежей в ходе разработки, так и с обновлением геологической информации по результатам сейсморазведки, поисково-разведочного и эксплуатационного бурения или проведенных геолого-технических мероприятий (ГТМ). Кроме того, меняется формальный статус тех или иных участков недр в связи с приобретением или, наоборот, сдачей лицензионных участков в нераспределенный фонд недр.

Чтобы минимизировать риски отклонения государственными органами работ по подсчету запасов, выполняемых по заказам добывающих предприятий ТНК-ВР, все документы проходят предварительную внутреннюю экспертизу в отделе российских категорий запасов Департамента управления запасами.

Одной из основных задач команды является анализ подготовленных по заказам недропользователей материалов по подсчету запасов и выявление и устранение недостатков еще до представления данных на рассмотрение в Государственную комиссию по запасам (ГКЗ) Роснедра. В частности, специалисты отдела российских категорий запасов могут рекомендовать недропользователям расширить существующий пакет материалов за счет привлечения дополнительных данных, в том числе по схожим подсчетным объектам, рассмотреть альтернативные варианты или уделить больше внимания обоснованию спорных моментов.

В ходе внутренней экспертизы материалов по подсчету запасов особое внимание уделяется выбору методик оценки подсчетных параметров: если для большинства распространенных типов коллекторов существуют проверен – ные временем методики оценки, то по ряду локальных объектов – например, по пластам АК Фроловской свиты Каменного месторождения – устоявшихся подходов просто не существует. Попытки авторов и недропользователей применять апробированные на других типах пород и/или залежей методики оценки подсчетных параметров ведут к системному необоснованному изменению в ту или другую сторону таких важнейших параметров, как величины эффективных нефтегазонасыщенных толщин и коэффициенты пористости и нефтенасыщенности. Представление на защиту в ГКЗ Роснедра такой работы чревато постановкой на государственный баланс некорректных величин запасов, либо срывом сроков защиты, что увеличивает риски невыполнения лицензионных обязательств.

Специалисты отдела российских категорий запасов помогают коллегам в добывающих предприятиях и непосредственно авторам работ по подсчетам запасов применять оптимальные методики оценки подсчетных параметров в зависимости от конкретных геологических условий или даже разрабатывать собственные методики, применимые индивидуально для каждого из уникальных объектов. В особо сложных случаях к разработке методик обоснования и расчета параметров привлекаются ведущие отечественные эксперты, мнение которых для членов ГКЗ Роснедра является практически непререкаемым.

Активное участие в обосновании выбранных методик принимают и непосредственные исполнители работ по подсчетам запасов. И если раньше генеральным подрядчиком для всех недропользователей ТНК-ВР выступал Тюменский нефтяной научный центр (ТННЦ), то теперь специалисты ТННЦ работают только с 25 стратегическими месторождениями Компании, а менее значимыми месторождениями занимаются сторонние подрядчики – ОАО «Гипровостокнефть», ТатНИПИнефть, ОАО «ВНИИнефть» и другие научные институты. Опыт работы этих организаций с различными российскими нефтегазовыми компаниями, несомненно, будет полезен и при оценке ресурсной базы ТНК-ВР.

После того как материалы подсчета запасов пройдут внутреннюю экспертизу в Корпоративном центре ТНК- ВР, они будут переданы на рассмотрение и утверждение непосредственно в ГКЗ Роснедра. Однако на этом работа специалистов отдела российских категорий запасов не заканчивается: представители команды принимают непосредственное участие в защите материалов по подсчетам и пересчетам запасов в государственных органах на всех этапах этой работы и оказывают специалистам дочерних предприятий ТНК-ВР необходимую поддержку. Все это позволяет минимизировать риски переноса сроков рассмотрения и утверждения подготовленных материалов, а это напрямую определяет сроки утверждения и/или обновления проектных документов, без которых разработка месторождений невозможна.

В рамках международных стандартов
В 2003 году ТНК-ВР одной из первых в российской нефтегазовой отрасли начала применять при оценке запасов углеводородов международные критерии, установленные Комиссией по ценным бумагам и биржам США (SEC) и Обществом инженеров нефтяников (SPE, с 2007 года – PRMS, Система управления углеводородными ресурсами) (см. «Эволюция методик оценки запасов: стандарты сближаются», «Новатор» №26)

В отличие от российских категорий запасов, западные критерии ориентируются не только на геологические характеристики пластов, но учитывают и экономические параметры и рентабельность добычи в текущих финансово-экономических условиях и при существующем уровне развития нефтегазовых технологий. В зависимости от того, зафиксирована ли историческая добыча углеводородов по соответствующим площадям, международные стандарты подразделяют доказанные запасы на разрабатываемые и неразрабатываемые. В свою очередь, неразрабатываемые доказанные запасы классифицируются в зависимости от объема ожидаемых вложений для их извлечения из недр (Рис. 1): доказанные неразрабатываемые запасы (PUD) требуют дополнительного бурения стволов скважин, а доказанные разрабатываемые недобываемые запасы (PDNP) – переводов на другие объекты эксплуатации. Для подсчета объемов доказанных неразрабатываемых запасов, которые потенциально могут перейти в категорию разрабатываемых, необходимо оценить эффективность планируемых работ с точки зрения получения рентабельной добычи, что должно соответствовать планам недропользователя и отражаться в комплексных проектах на развитие актива. Эффективность выработки запасов по каждой из вышеперечисленных категорий должна быть подтверждена как инженерными расчетами, так и фактическими результатами, в том числе анализом кривых падения добычи, эффективности применяемой системы поддержания пластового давления, рассмотрением месторождений-аналогов (Рис. 2) Для инженерных расчетов могут быть использованы геолого-гидродинамическое модели, расчеты материального баланса, различные виды гидродинамических исследований (гидропрослушивание, замер пластового давления, кривые восстановления давления (КВД) и уровня (КВУ)), которые могут подтвердить эффективность применяемой системы разработки и потенциала добычи углеводородов.


Прогнозная добыча, которая не является доказанной частью, но является возможной при выполнении соответствующих условий (например, при подтверждении определенных геологических характеристик объектов и соответствующих экономических показателей) относится к более низшим категориям запасов – вероятным или возможным, в зависимости от степени уверенности в наступлении каждого случая – и считается отдельным слоем.

В настоящее время независимый аудит запасов ТНК-ВР по международным стандартам выполняет компания DeGolyer&MacNaughton, работающая и с другими крупными российскими нефтегазовыми компаниями. Большая роль при проведении независимых аудитов отводится специалистам Департаментов управления запасами в Корпоративном центре и ТННЦ: они предоставляют экспертам компании DeGolyer&MacNaughton необходимые геолого-промысловые материалы и данные по операционным и капитальным затратам ТНК-ВР, проводят предварительную оценку и пересчет геологических объемов и извлекаемых запасов нефти по результатам эксплуатационного бурения, ГТМ и изменения геолого-гидродинамических моделей,
а также оказывают аудиторам всю необходимую информационную и консультационную поддержку. На основе полученных материалов специалисты DeGolyer&MacNaughton проводят оценку запасов с учетом рентабельности их разработки (Рис. 3).


В настоящее время функции Департаментов управления запасами в Корпоративном центре и ТННЦ при выполнении аудита запасов по международным стандартам сводятся к предоставлению необходимой информации экспертам компании-аудитора. Однако постепенно специалисты ТНК-ВР начинают осваивать западные методики и переходят к параллельному с компанией DeGolyer&MacNaughton подсчету запасов. В частности, в этом году запущена программа по созданию в ТНК-ВР собственного инструмента для подсчета запасов по западной классификации и приведения их в соответствие с российским балансом запасов (формой 6ГР). Проект, реализуемый совместно с компанией Schlumberger, предусматривает разработку программы для внутренней оценки запасов, которая будет включать в себя как блок расчетов объемов углеводородов, так и инженерные аспекты прогнозирования выработки запасов. Для этого будут использоваться приложения Merak Peep, предназначенное для анализа экономической эффективности проектов и построения кривых падения добычи, и Merak VOLTS, созданное для учета и отслеживания изменений ресурсной базы и составления отчетов по запасам. До конца этого года планируется ввести новую систему в эксплуатацию и уже со следующего года начать выполнять оценку запасов по международным критериям самостоятельно в качестве пилотного проекта. В 2012 году специалисты Компании проведут оценку запасов по месторождениям Компании самостоятельно и представят результаты на аудит независимой международной компании.

В мировой нефтегазовой отрасли давно известно, что любая компания хороша ровно настолько, насколько хороши ее запасы, которые в будущем могут быть

введены в разработку. Имея в своем распоряжении опытных и высококвалифицированных специалистов Департамента управления запасами БН «Технологии», ТНК-ВР может быть уверена как в качестве своей ресурсной базы, так и в долгосрочном успехе на российской и международной аренах.

Спасибо компании TNK-BP и журналу «Новатор» за предоставление материалов.

Share in top social networks!






СПОНСОРСКАЯ РЕКЛАМА





























rogtec
Tel: +350 2162 4000    Fax:+350 2162 4001
ROGTEC Magazine © 2009/2014 - All rights Reserved | Legal Disclaimer
Website design and development by Saul Haslam and Tictac Studio - SEO by Solar Internet Specialists in SEO Spain
[Valid RSS] Valid XHTML 1.0 Transitional ROGTEC Magazine in Twitter ROGTEC Magazine in LinkedIn ROGTEC Magazine Feed
ROGTEC Magazine in englishROGTEC Magazine in russian
s