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

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

Tuesday, April 1st, 2014

Технология за Круглым Столом: Российские Буровые Подрядчики

ROGTEC Технология за Круглым Столом:  Российские Буровые Подрядчики

1.    Пожалуйста, расскажите о функциональных возможностях вашего парка буровых установок.

«Башнефть-Бурение»: В настоящее время парк буровых установок ООО «Башнефть-Бурение» дислоцируется в Урало-Поволжском регионе, ХМАО, НАО. Функциональные возможности :

Урало-Поволжье
Буровые установки грузоподъемностью от 140 до 200 тн., мобильные установки г/п от 60 до 100 тн. способны пробурить в год до 200 тыс. метров, произвести реконструкцию методом зарезки БС – 20-25 скважин.

ХМАО
Установки эшелонного типа БУ-300ЭУК г/п 200 тн., Мобильные установки МБУ-125 способны пробурить в год до 300 тыс. метров, произвести реконструкцию методом зарезки БС – 50 скважин.

НАО
Буровые установки для бурения скважин системы ППД глубиной 1400-1600 метров. Бурение разведочной скважины глубиной 4500 метров осуществляется с БУ-4000 Э.

EDC: У EDC имеется 255 наземных установок для бурения и зарезки боковых стволов (ЗБС), а также 427 подъемников КРС и ПРС. Это крупнейший парк буровых установок в Восточном полушарии. Грузоподъемность наших буровых варьируется от 80 до 450 тонн. 25% наших станков относятся к группе “тяжелых” с грузоподъемностью 320 тонн. Кроме того, нами эксплуатируются 3 СПБУ, работающие в российском, казахском и туркменском секторах на шельфе Каспийского моря. В г. Астрахань идет строительство нашей четвертой СПБУ. Эти СПБУ могут вести буровые работы на глубинах от 5 м до 107 м.

Группа ERIELL: Станочный парк компании насчитывает 53 буровые установки грузоподъемностью более 125 т, большая часть которых – станки грузоподъёмностью 320 т и выше, в том числе уникальная установка ZJ-90 грузоподъёмностью свыше 650 т, что позволяет бурить скважины глубиной до 10 тыс. метров.

«Интеллект Дриллинг Сервисиз»: Парк буровых установок составляют установки с грузоподъёмностью 125 т и 140 т, производства Кунгурского машиностроительного завода и Бежецкого опытно-экспериментального завода. Функционально установки позволяют производить следующие работы:
Установка МБУ-125(140) предназначена для бурения ротором и забойными двигателями эксплуатационных и разведочных скважин, капитального ремонта скважин и зарезки боковых стволов.

Условная глубина бурения скважин – 2700(3000) метров (при бурении колонной 28 кг/м).

Nabors: Все наши буровые установки оборудованы по последнему слову техники. На каждой буровой установлен силовой верхний привод, трубный манипулятор «Прагма», трубные ключи ST-80 и TM-120, система мониторинга буровой «Epoch» и другие новинки индустрии бурения. Все эти современные технологии позволяют сократить время операций, сократить непроизводительное время и позволяют применять последние технологии и разработки других сервисных компаний по проводке скважин, а самое главное позволяет производить операции более безопасно.

Weatherford: Парк буровых установок компании Weatherford разнообразен и способен выполнить многие задачи заказчика. В России буровые мощности компании Weatherford представлены тремя предприятиями: Нижневартовскбурнефть (НвБН), Нижневартовское предприятие по ремонту скважин-1 (НПРС-1) и Оренбургбурнефть (ОБН). Хочу отметить тот факт, что компанию Weatherford на отраслевой конференции Нефтегазсервис-2013 представители крупнейших нефтегазовых компаний назвали лучшим подрядчиком по зарезке боковых стволов.

Всего в России у нас задействован 61 станок грузоподъемностью от 125 до 400 тонн, предназначенный для глубокого бурения и реконструкции скважин методом забуривания боковых стволов, из них буровых российского производства – около 60%. Парк представлен установками для кустового бурения (23 шт.), мобильными (22) и стационарными (16) буровыми. Все они оснащены импортной четырехступенчатой системой очистки, а многие машины – еще и триплексными насосами и системой верхнего силового привода.

2.    Оценки бурового парка региона говорят о том, что более половины нынешнего парка машин – старше 20 лет. Каково техническое состояние ваших машин, приобретенных наиболее давно и каковы ваши планы по обновлению и модернизации нынешнего парка буровых установок на ближайшие несколько лет?

«Башнефть-Бурение»: Наиболее старые машины, отработавшие предельные сроки эксплуатации, в течение 2013-2014 года будут полностью утилизированы. Оставшийся парк БУ в количестве 38 единиц будет иметь средний возраст 12 лет (с учетом модернизации БУ-3000 ЭУК). После приобретения новых БУ в 2014-2015 годах средний возраст БУ составит менее 10 лет.

В настоящее время в ООО «Башнефть-Бурение» реализуется программа модернизации и частичного обновления парка БУ, которая предусматривает модернизацию с заменой ВЛБ и оснований БУ-3000 ЭУК в ХМАО, приобретение БУ эшелонного типа г/п 320 тн. для эксплуатационного бурения на м/р ТиТ в НАО, БУ г/п 160 тн. для бурения на территории РБ, а также приобретение современного насосного оборудования и систем очистки для оснащения действующего парка БУ на территории РБ.

EDC: Cредний возраст наших буровых установок составляет 12 лет, а примерно 30% – старше 20 лет (сравните с общероссийской статистикой, согласно которой 60% буровых в стране старше 20 лет по данным Douglas Westwood). Такое стремительное старение парка буровых явилось результатом недостаточного объема инвестиций, а зачастую, и просто их отсутствия после распада Советского Союза.

Группа ERIELL: Средний возраст станочного парка ERIELL менее 5 лет, и на сегодняшний день, учитывая постоянное пополнение парка, нам удается удерживать его на таком низком уровне.

По этому показателю мы являемся лидером в отрасли. Применение современного оборудования позволяет не только выходить на объекты, ранее недоступные с технической точки зрения, но и при бурении на «старых» объектах добиваться лучших показателей в скорости и качестве строительства скважин за счёт снижения ремонтного времени и применения более современного оборудования.

«Интеллект Дриллинг Сервисиз»: Состояние наших наиболее старых машин удовлетворительное, все установки в настоящее время находятся в эксплутации. Планируем обновлять парк производя замену установок с истекающим сроком эксплуатации на новые.

Nabors: Все буровые, которая ввозила компания «Нэйборз» в Россию были либо новыми, либо прошли полное переоборудование перед ввозом, так что данная проблема для нас не актуальна.

Weatherford: Действительно, средний возраст парка буровых установок Weatherford в России – 13 лет, но при этом 30% станков – старше 20 лет. Техническое состояние таких буровых различается, но в основной массе это машины, которые в течение последних нескольких лет подверглись капитальному ремонту, все станки были оснащены современной импортной системой очистки. В 2013 году часть буровых прошла глубокую модернизацию, получив новую жизнь. Кроме того, в прошлом году были приобретены три новые буровые установки ZJ-30. В 2014 году мы планируем провести технико-экономические изыскания и разработать стратегию по дальнейшему обновлению парка.

3.    У вас есть планы покупки новых буровых установок и как вы планируете расширять ваш парк в регионе?

«Башнефть-Бурение»: После реализации программы модернизации парк ООО «Башнефть-Бурение» будет насчитывать 50 буровых установок, из них в Урало-Поволжском регионе 28 установок.

EDC: Мы реализуем пятилетний план по приобретению новых станков и модернизации старых для поддержания всего парка на уровне самого современного парка буровых такого размера в России современных парков с таким количеством станков (255 единиц).

Группа ERIELL: ERIELL – быстрорастущая компания и, следуя долгосрочной стратегии развития Группы, мы постоянно пополняем станочный парк, в прошлом году нами было введено в эксплуатацию 6 новых буровых установок, в этом году у нас так же запланирован ввод дополнительных станков.

«Интеллект Дриллинг Сервисиз»: Планируем приобретать новые буровые установки для наращивания своего присутствия в домашнем – Нефтеюганском районе, а также в связи с увеличением числа запросов на услуги по ЗБС в соседних регионах: Няганьский, Мегионский и Ноябрьский.

Nabors: Да есть, в данный момент в мире на компанию производится несколько буровых установок. Что касается региона, то закуп, производство или ввоз буровой будет зависеть от конкретных пожеланий заказчиков. Мы компания, которая стремится максимально удовлетворять запросам заказчика!

Weatherford: В настоящее время мы активно анализируем рынок и нацелены как на обновление, так и на расширение парка буровых установок.

4.    Эксперты рынка озабочены возможным скорым недостатком буровых мощностей – в основном, в связи с темпами выбытия старых машин по сравнению с темпами замены их новыми установками. Это может потенциально негативно воздействовать на будущий рост и производительность. Поддерживаете ли вы такие опасения? Если да, как можно предотвратить такой исход событий?

«Башнефть-Бурение»: В ООО «Башнефть-Бурение» своевременно предприняты меры, которые позволят не только не потерять, но и нарастить свое присутствие на рынке буровых услуг. При этом ООО «Башнефть-Бурение» закрывает до 90 % потребности в буровых услугах основного Заказчика ОАО АНК «Башнефть». Касательно рынка буровых услуг в целом, опасения поддерживаю. Предотвратить такой исход возможно путем заключения долгосрочных контрактов с Заказчиками буровых услуг с включением в цену контракта инвестиционной составляющей, направленной на обновление парка буровых установок.

EDC: Учитывая, что 60% парка буровых в России эксплуатируется уже более 20 лет, несомненно, необходимо существенное увеличение капитальных инвестиций для замены стареющих установок. Простые расчеты показывают, что в последующие 5 лет необходимо примерно по 100 новых буровых установок в год. Мощностей уже имеющихся предприятий-изготовителей в России и Китае, а также планируемого к запуску в ближайшем будущем завода NOV недалеко от Москвы, по-видимому, будет достаточно для удовлетворения указанной потребности как в новых, так и в модернизированных б/у станках.

Группа ERIELL: Мы разделяем опасения экспертов: станочный парк в России достаточно старый и, несмотря на постоянное его обновление, каждый год из эксплуатации выводится достаточно большое количество БУ. Именно поэтому мы не останавливаемся на достигнутом и постоянно пополняем наш станочный парк.

«Интеллект Дриллинг Сервисиз»: Данные опасения могут иметь место, лишь в том случае если продолжится тенденция по «урезанию» стоимости предоставляемых услуг заказчиками (нефтедобывающими компаниями), т.к. буровым подрядчикам невозможно инвестировать в обновление производственных мощностей не имея достаточной прибыли.

Nabors: Да, в целом по миру существует проблема с недостатком буровых установок и если для России –это проблема связана с устареванием парка буровых установок, то в мировых масштабах- это связано с большой активностью ранка индустрии на ближнем востоке. Для заказчиков мы предлагаем самый надёжный и перспективный выход из сложившейся ситуации- это заключение долгосрочных контрактов заблаговременно, когда буровая компания может произвести буровую под конкретный договор учитывая все особенности бурения региона и пожелания заказчика.

Weatherford: Солидарен с экспертами, уже сейчас мы наблюдаем дефицит буровых мощностей, буровые подрядчики не в полной мере могут обеспечить потребности заказчиков, особенно в части современного оборудования, приобретение которого требует очень больших финансовых вложений.

Одним из возможных способов решения могло бы стать обязательное включение в контракты на строительство скважин инвестиционной составляющей. При этом в такой инициативе заинтересованы обе стороны – заказчик получает современное оборудование, отвечающее самым высоким требованиям, а буровой подрядчик, никогда не имеющий сверхдоходов, действительно получает возможность и работать, и модернизировать предлагаемое им оборудование.

Вторым способом решения этой проблемы могло бы стать предоставление кредитов на закупку оборудования с с низкой процентной ставкой при государственном дотировании. При этом, если условие касается только российского оборудования, выигрывал бы и буровой подрядчик, и завод-изготовитель.

Третий способ – заключение долгосрочных партнерских договоров нефтяных компаний с буровыми подрядчиками с целью совместного разбуривания стратегических и перспективных месторождений с использованием новых буровых установок с капитальными вложениями на паритетных началах.

5.    С российскими производителями буровых установок конкурируют многие европейские, североамериканские и азиатские. Какой процесс отбора вы используете при выборе нового оборудования, которое наилучшим образом будет соответствовать вашим нынешним и будущим требованиям в области бурения?

«Башнефть-Бурение»: Кроме цены приобретения очень важна стоимость содержания буровой установки, как в гарантийный, так и в послегарантийный период. В данном случае речь идет о надежности оборудования, обеспечении запасными частями и комплектующими.

EDC: Как и при всех остальных закупках, при выборе наших поставщиков мы используем подход на основе сравнительного анализа затрат и эффективности. Выбираем тех, кто способен изготовить и осуществить своевременную поставку буровой установки самого высокого качества, соответствующую российским условиям эксплуатации и по цене, находящейся в пределах выделенного бюджета.

Группа ERIELL: Некоторое время назад российские производители не могли конкурировать с европейскими, американскими и китайскими производителями нефтегазового оборудования. Но за последние годы в отечественном нефтегазовом машиностроении были осуществлены значительные инвестиции, что нашло свое отражение и в качестве выпускаемой продукции, и в широте ассортимента. При размещении заказов на закупку БУ мы в первую очередь ориентируемся на качество и технологичность производимого оборудования. Именно поэтому последнее время основной прирост станочного парка нашей компании осуществляется за счёт буровых установок «Уралмаш».

«Интеллект Дриллинг Сервисиз»: В первую очередь при выборе нового оборудования ориентируемся на его соответствие техническому заданию, которое предоставляется заказчиками (нефтедобывающими компаниями). Также важными факторами определяющими выбор являются: соотношение цены и качества товара, репутация и распространённость производителя на рынке буровых установок.

Nabors: У нас существует единый стандарт компании по оборудованию, в основном- это оборудование ведущих мировых брэндов и наших дочерних производственных компаний. При подборе оборудования мы оперируем тремя основными принципами выбора: безопасность, надёжность и практичность. Именно эти принципы позволяют нам добиться тех результатов, которые мы имеем на сегодняшний день.

Weatherford: Необходимо отдать должное российским производителям, которые за пару лет сильно выросли как в технологическом и качественном плане, так и сравнялись по цене с аналогами. Более того, получая российскую машину, можно быть более чем уверенным в соответствии оборудования ГОСТу.

В нашей компании выработана многолетняя практика тендерного отбора бурового оборудования с проведением экспертных оценок, которая помогает наиболее четко выбирать спецификации, по цене и качеству отвечающие заявленным требованиям.

6.    Будет ли недостаток современных тяжелых буровых установок задерживать развитие нетрадиционных месторождений? Какие потенциальные сложности может вызвать использование существующих машин?

«Башнефть-Бурение»: Если под нетрадиционными месторождениями понимать месторождения со сланцевой и битуминозной нефтью, недостаток современных тяжелых буровых установок станет задерживать их развитие намного меньше других объективных причин, связанных с технологиями извлечения. Касательно шельфовых месторождений, отсутствие бурового оборудования для их разбуривания является серьезным препятствием для вовлечения в разработку.

EDC: Если разработка залежей Баженовской свиты окажется экономически эффективной, вне всякого сомнения, потребуются станки большей грузоподъемности с верхними приводами и более мощными буровыми насосами для бурения эксплуатационных скважины на таких месторождениях. Баженовская свита залегает на 500 м глубже чем продуктивные горизонты, добыча из которых ведется в настоящее время, и разработка таких залежей сланцевой нефти должна вестись с помощью горизонтальных скважин. Поэтому существующий парк установок потребуется дополнить буровыми станками повышенной мощности и грузоподъемности.

Группа ERIELL: С каждым годом процесс добычи нефти и газа усложняется, приходится бурить более глубокие скважины и в более сложных горно-геологических условиях. Для успешного решения новых задач необходима совместная работа буровиков, производителей нефтегазового оборудования и разработчиков технологий, чтобы производство нового оборудования и технологий для бурения скважин отвечало современным вызовам. Нам удалось наладить достаточно тесное взаимодействие с российским производителем бурового оборудования «Уралмаш». Именно их оперативность в адаптации существующих и перспективных разработок нефтегазового оборудования к новым требованиям вселяет определённую уверенность в том, что российское оборудование позволит решить не только задачи, с которыми мы сталкиваемся сегодня, но и задачи завтрашнего дня.

«Интеллект Дриллинг Сервисиз»: Естественно, недостаточное количество современных тяжёлых установок, отвечающих требованиям заказчика, не позволит в запланированные сроки разрабатывать нетрадиционные месторождения и соответственно вывести их на проектные мощности.

Nabors: В России наша компания работает с различными месторождениями и все наши проекты имеют свои особенности. Наша компания имеет колоссальный мировой технический потенциал по выполнению сложнейших проектов на месторождениях различной сложности. Наши профессиональные инженеры имеют техническую возможность модернизовать существующие буровые станки под конкретное техническое задание месторождения. Такие проекты необходимо панировать заранее и на это требуются временные ресурсы.

Weatherford: Несомненно, недостаток буровых установок грузоподъемностью 250 тонн и выше может существенно повлиять на активную разработку месторождений сланцевой нефти. К примеру, российский парк компании Weatherford располагает четырьмя кустовыми и двенадцатью стационарными тяжелыми буровыми установками. Для недопущения перекоса российский и западный производитель буровых машин принял ряд верных решений, подталкивающих бурового подрядчика закупать подобные станки.

Заказчики, ведущие и планирующие разработку Баженовской свиты, имеют ряд очевидных требований к наземному оборудованию (насосной группе, системам очистки, верхнему силовому приводу, противовыбросовому оборудованию), его возрасту, тем самым только ограниченный процент существующих машин сможет работать в рамках подобных проектов.

7.    Многие новые месторождения отличаются труднодоступными пластами, все больше бурится горизонтальных и комплексных нетрадиционных скважин: какими решениями располагает ваша компания для решения этих сложных задач?

«Башнефть-Бурение»: На территории Республики Башкортостан в 2013-2014 годах доля скважин с горизонтальным окончанием составляет до 85% при 55 % в 2012 году. Залогом успешного бурения таких скважин является надежная работа бурового оборудования и привлечение зарекомендовавших себя с положительной стороны сервисных компаний по растворному сопровождению, телеметрии и долотному сервису.

EDC: Как указывалось выше, существует необходимость в увеличении количества установок с повышенной грузоподъемностью для решения таких задач. Мы приобретаем порядка 10 новых буровых в год, из них более 70% – станки повышенной мощности, необходимые нам в результате возрастающей потребности в них со стороны наших заказчиков. С 2005 г. мы инвестировали $2,2 миллиарда в приобретение новых и модернизацию имеющихся буровых установок, а также в современные технологии.

Группа ERIELL: Учитывая, что “эра дешевых углеводородов закончилась”, разработка каждого нового месторождения становится сложнее и дороже предыдущих. Для того чтобы остаться на рынке и сохранить конкурентоспособность, компании должны инвестировать значительные средства в НИОКР, совершенствовать применяемые технологии и разрабатывать новые. Показательным примером являются рекордные результаты на Уренгойском НГКМ, достигнутые Группой ERIELL. В начале текущего года при комплексной технологической поддержке «Шлюмберже» и интегрированном управлении сервисными подрядчиками компанией «НьюТек Сервисез» была пробурена первая в регионе скважина с горизонтальным окончанием свыше 1 км.

«Интеллект Дриллинг Сервисиз»: Для решения данных задач наше предприятие переходит на буровые установки с большей грузоподъёмностью 140 т, а в будущем до 160 т. Также наши установки будут оборудованы верх-ними приводами.

Nabors: В России наша компания оказывает сервис по бурению в основном на геологически сложных месторождениях, со своими климатическими условиями и удаленностью. Наша компания рассматривает сложные проекты как возможность саморазвития. Мы готовы рассматривать месторождения любой сложности. Наше главное решение сложностей это наши люди и информационная база, собранная с наших буровых во всем мире.

Weatherford: В первую очередь отмечу новые кустовые буровые установки грузоподъемностью 320 тонн, верхние приводы ведущих производителей, мощные насосы производства компании Weatherford производительностью 1600 л.с., современные четырехступенчатые системы очистки на всех буровых установках, новый сверхпрочный буровой инструмент. Не могу не отметить и ряд технологий компании Weatherford, уже доказавшие свою эффективность при выполнении проектов как в России, так и за рубежом: бурение на обсадной колонне (DwCTM), бурение с управляемым давлением (MPD), а также роторно-управляемые (RSS) и моторизированные (MSS) системы Weatherford.

8.    Какой уровень активности вы прогнозируете на 2014 и далее по сравнению с уровнем прошлых лет?

«Башнефть-Бурение»: Повышение уровня активности на рынке буровых услуг в среднесрочной перспективе будет вызвано устойчивой ценой на нефть на уровне выше $ 100.

EDC: В 2013 г. в России наблюдалось замедление темпов роста общей проходки. Общая проходка составила 21 млн. метров, что на 6% превышало показатель 2012 г. Однако по темпам роста этот показатель снизился, поскольку в 2012 г. прирост составил 9% от 2011 г. Тем не менее, в 2013 г. было пробурено на 45% (расчетный показатель) больше горизонтальных скважин, чем в 2012 г. Прирост добычи нефти в 2013 г. по сравнению с предыдущим годом составил 1%. В дальнейшем мы ожидаем, что эта тенденция продолжится. Общая проходка возрастет на 5%, а по горизонтальным скважинам – от 10% до 15%.

Группа ERIELL: Несмотря на сохраняющуюся волатильность на рынке, высокие цены на энергоресурсы позволяют делать достаточно оптимистические прогнозы на 2014 год. Мы ожидаем сохранение темпов роста на уровне, сопоставимом с уровнем прошлого года.

«Интеллект Дриллинг Сервисиз»: Планируем увеличить количество бригад с 6 до 10. В последующем до 14.

Nabors: С каждым годом, как показывает практика, не считая кризисных лет конечно, идёт рост добычи углеводородов, промышленность нуждается в увеличении добычи нефти и логично предполагать увеличение объёмов бурения. Уже с начала 2014 года, мы наблюдаем определённую активность в данном секторе рынка и на данном этапе рассматриваем ряд предложений от крупных нефтяных компаний.

Weatherford: Согласно планов основных нефтедобывающих компании России, объем эксплуатационной проходки в 2014 году возрастет в сравнении с прошлым годом. Кроме того, часть буровых компаний активно обновляет и наращивает свой флот, что также свидетельствует о росте активности. В ближайшие годы продолжится тенденция экстенсивного бурения, усложнения конструкций скважин, логистики, увеличения сроков строительства скважин, поэтому активность буровых работ может снизиться только в случае очередного мирового финансового кризиса или подобных форс-мажорных обстоятельств.

9.    Какие улучшения в российской буровой отрасли за последние годы вы бы отметили? Какие, по вашему мнению, изменения произойдут в ближайшее будущее? (в технологиях бурения и производства буровых установок, ТБОЗ и ООС, практических методах и т.п.)

«Башнефть-Бурение»: Бурение из безоглядной погони за метрами проходки превратилось в ремесло более интеллектуальное. К этому приводят требования Заказчиков к конструкции новой скважины, к качеству и скорости вскрытия продуктивных пластов. Поэтому растет доля скважин, пробуренных с использованием современных дорогостоящих растворов и телеметрических систем. Заказчиком ведется мониторинг проводки стволов скважин в режиме реального времени. В ближайшей перспективе распространение может получить бурение с использованием непрерывной компоновки бурильных труб, позволяющей осуществлять вскрытие продуктивных пластов на депрессии.

EDC: Можно еще раз отметить выше продолжающийся рост горизонтального бурения. Так в 2013 году на горизонтальное бурение приходилось 21% от общей проходки EDC по сравнению с 14% в 2012г. Также продолжала увеличиваться средняя глубина бурившихся скважин, а профиль и конструкция освоения скважин становились все более сложными. Для успешного решения таких задач требуется применение установок большей мощности и грузоподъемности, оборудованных верхними приводами, передовыми системами циркуляции, и использующими эффективный породоразрушающий инструмент. Мы также продолжаем уделять большое внимание вопросам ОТ И ТБ, привлекая высококвалифицированный персонал, внедряя соответствующие программы обучения и корпоративные стандарты для обеспечения более безопасной работы. Мы внедрили в компании стандарты и отчетность по IADC, позиционируя себя в качестве одного из лидеров отрасли. Мы также инвестировали в оснащение наших учебных центров симуляторами процесса бурения для более качественной подготовки наших буровых бригад и освоения ими передовых методик и технологий бурения. Это способствует интенсивному обмену положительным опытом и эффективными методиками работы между нашими бригадами.

Группа ERIELL: В последние годы отмечается повышение уровня технологий строительства скважин. Группа ERIELL одной из первых в РФ применила для проводки скважин роторно-управляемые системы в комплекте с каротажем во время бурения, что существенно повысило коммерческие скорости на данных скважинах. Значительную роль в снижении рисков дифференциальных прихватов, обрушения стенок ствола скважины, бурения неустойчивых пород сыграл раствор на углеводородной основе с усовершенствованной рецептурой приготовления, обеспечивающей большую стабильность. Эти технологии в купе с усовершенствованным бурильным инструментом, имеющим внутреннее полимерное покрытие трубы, защитную наплавку на замке и двухупорное замковое соединение позволяют бурить скважины горизонтального профиля с большим отходом от вертикали (ERD) глубиной по стволу 9000 м, что несомненно является прорывом в технологии строительства скважин. Однако бурение ERD скважин не возможно без мощной буровой установки с высокой грузоподъёмностью, которой обладает Группа ERIELL, – это БУ ZJ-90 грузоподъёмностью 675 тонн. В технологии освоения при строительстве скважин можно отметить компоновку по многостадийному гидравлическому разрыву пласта, которая позволяет за один спуск/подъём в скважину произвести несколько гидравлических разрывов пласта, итогом которых является повышение дебита скважины в несколько раз.

С уверенностью можно сказать, что в будущем каждая скважина будет являться уникальным продуктом с индивидуальным подходом к технологии строительства.

Nabors: Мы отмечаем постепенное обновление парка буровых установок в России, на рынке появляются достойные конкуренты, которые по праву могут соперничать с нами, как по оснащённости буровых установок, так и по применяемым технологиям. Западные подрядчики внедряют самые последние свои разработки в технологиях проводки скважин, что выставляет более жёсткие условия к применяемым буровым установкам. Всё больше нефтяных компаний уходят от устоявшихся с Советских времён ген. подрядных отношений к более выгодным с точки зрения эффективности раздельным сервисам. Мы считаем, что данный тренд будет лишь наращивать свои темпы в будущем, что приведёт к активному росту нефтяной индустрии России.

Weatherford: С недавних пор в России происходят ощутимые преобразования, совершенствуются производство и технологии, кроме того, отмечается:
    Обновление парка буровых станков грузоподъемностью 320-450 тонн для кустового бурения
     Применение мобильных установок грузоподъемностью 200-220 тонн для бурения с целью уплотнения старого фонда эксплуатационных скважин на месторождениях
     Применение более мощных МБУ грузоподъемностью 160-180 тонн  для ЗБС
     Применение менее металлоёмких буровых установок для снижения времени на ВМР и мобилизацию
     Наращивание объемов бурения на обсадных трубах и бурения с управляемым давлением
     Применение гидравлических/механических профильных перекрывателей в зонах катастрофических поглощений бурового раствора и АНПД
     Тенденция более частого использования мощных буровых насосов с повышенной производительностью
     Повсеместное применение верхних приводов
     Применение технологии закачки выбуренной породы в пласт
     Бурение многоствольных скважин.

10. Какова, по вашему мнению, самая большая сложность для развития российской буровой отрасли и как ее можно преодолеть?

«Башнефть-Бурение»: Сложность заключается в нежелании крупных нефтяных компаний способствовать такому развитию. Покупая «дешевую» услугу Заказчик сегодня должен понимать, что БУ-3000ЭУК или БУ-75БрЭ с которой ему оказывается данная услуга сегодня, завтра работать не будет, и у бурового подрядчика нет средств для ее замены на новый и более современный станок. До того как у Заказчика появится отчетливое понимание ситуации, есть реальный риск попадания буровой отрасли в стагнацию на период от 3 до 5 лет. Именно такой срок понадобится для восстановления производственных мощностей. При наличии финансирования, разумеется.

EDC: Для отрасли в целом самой сложной задачей является необходимость вложения больших средств в обновление значительной части парка буровых установок. Номинальная грузоподъемность станков старше 20 лет будет, скорее всего, снижена из-за старения металлоконструкций. А те, что эксплуатируются уже 25 лет, будут подлежать выводу из эксплуатации и замене на новые. Благодаря этому представится отличная возможность включить в работу более мощные и грузоподъемные станки в сочетании с соответствующими передовыми технологиями, которые так необходимы для строительства горизонтальных стволов и скважин с большим удалением забоя от вертикали как на уже разрабатываемых, так и на новых месторождениях, в том числе с трудноизвлекаемыми запасами.

Группа ERIELL: Развитие капиталоемкой нефтегазовой отрасли невозможно без заемных средств.

К сожалению, в российских условиях стоимость заемных средств высока. Если удастся снизить стоимость кредитов, направленных на инвестиции в оборудование (например, в случае государственного дотирования), то это вызовет бурный рост в отрасли, создание рабочих мест и, как следствие, рост налогооблагаемой базы. Так что временные «экономические» потери от снижения процентных ставок будут возвращены сторицей в будущем. И это не считая увеличения и обновления инфраструктуры нефтегазового комплекса, а также создания новых рабочих мест.

«Интеллект Дриллинг Сервисиз»: Отсутствие долгосрочных контрактов с приемлемой стоимостью.

Nabors: Не соответствие Российских стандартов и правил нефтяной индустрии общепринятым мировым стандартам отрасли и связанные с этим сложности при внедрении новых технологий. Обзор мирового рынка технологий и практик безопасного ведения работ гос. органами и своевременное внедрение изменений стандартов позволит исправить ситуацию.

Weatherford: Упомяну две основные и взаимодополняющие проблемы. Многие буровые предприятия работают сегодня на грани рентабельности и суточные ставки 2014 года будут даже ниже прошлогодних, что ведет в итоге к дефициту технологического развития, стагнации, а также сильно отражается на заработных платах буровых бригад, что приводит к регулярной ротации рабочих кадров.

Иван Михайлович Ташланов, ООО «Башнефть-Бурение»
Трудовую деятельность начал бурильщиком, со временем продвинулся по карьерной лестнице до главного инженера в ряде компаний нефтегазовой отрасли. С 2001 по 2010 – генеральный директор ЗАО «Оренбургбурнефть», с 2010 по 2012 – директор Бузулукского филиала ООО «Везерфорд Холдингз (РУС)» группы компаний Weatherford, с 2012 года – генеральный директор ООО «Башнефть-Бурение».

Том О’Галлахер, EDC Group
Том имеет квалификацию инженера по электрическим и электронным системам Университетского Колледжа в Дублине и является сертифицированным инженером. Имеет 35-летний опыт работы в нефтепромысловом сервисе. Вице-президент по работе с инвесторами с июля 2013 г. До прихода в EDC Том работал в Schlumberger, начав карьеру с должности специалиста на месторождении, затем был руководителем среднего звена в подразделениях по инжинирингу и технологиям, а также маркетингу и продажам. Работал на проектах, осуществлявшихся на Ближнем Востоке, в Дальневосточном регионе, на Северном море, а также в США и России.

Докунихин Виталий Борисович, ERIELL Group
Виталий Борисович Докунихин окончил факультет экономической кибернетики Государственного университета управления. Более 10 лет работает в компаниях нефтегазовой отрасли. С 2004 по 2006 гг. – директор Департамента планирования и управления эффективностью деятельности в компании TНК-BP Украина. В период с 2006 по 2009 гг. занимал должность Вице-президента по финансовому контролю, планированию и управлению эффективностью деятельности Блока нефтесервисов в Группе компаний «Интегра». С 2009 по 2011 гг. приобрел международный опыт, работая в качестве заместителя исполнительного директора сербской компании НИС-Петрол (зарубежный актив Газпромнефти) по планированию, экономике и контролю. С октября 2012 года – исполнительный директор Группы ERIELL.

Коваленко Валентин Владимирович, Intellect Drilling Services LLC
Валентин Владимирович Коваленко является вице-президентом по бурению управляющей компании «Ай Ди Эс менеджмент». До этого, с 2010 по 2013 г.г. он работал в генеральным директором «Интеллект Дриллинг Сервисиз» – буровой компании  группы компаний IDS.  Много лет Коваленко В.В. работал на нефтяных и газовых месторождениях Крайнего Севера. В различное время занимал должности инженера-технолога, ведущего инженера-технолога, главного технолога, главного инженера управления буровых работ, руководителя буровой компании. Коваленко В.В. является выпускником Азербайджанского института нефти и химии им. М. Азизбекова по специальности бурение нефтяных и газовых скважин.

Денис Иванов, Nabors Russia
Денис Иванов является Генеральным директором Nabors в России. Имеет научную степень в области анализа прочности материалов. Работал на различных должностях в компаниях Schlumberger и Weatherford в России, странах СНГ и Соединенных Штатах. Г-н Иванов возглавил Nabors в России в 2012 г., и с тех пор в российском подразделении компании произошло немало положительных изменений, включая расширение парка буровых установок в России и упрочнение позиций компании на российском рынке. При непосредственном участии Дениса Иванова были на несколько лет продлены контракты с заказчиками Nabors на все буровые установки компании в России.

Максим Николаевич Тамочкин, Weatherford Russia
Максим Николаевич Тамочкин – коммерческий директор по бурению и ЗБС компании Weatherford в России. Окончил Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина, имеет пятнадцатилетний полевой, управленческий и коммерческий опыт работы в сфере бурения и нефтесервиса в крупнейших российских и международных компаниях.

 

Share in top social networks!


Monday, March 31st, 2014

Avo Photonics и Weatherford разработали многоканальный скважинный фотометр

Avo Photonics, компания, специализирующаяся на проектировании оптоэлектроники по заказу различных компаний, совместно с группой разработки оптических датчиков подразделения НИОКР департамента Геофизические исследования скважин Weatherford International спроектировала и успешно испытала многоканальный скважинный фотометр. Проведено несколько испытаний в полевых условиях; в настоящее время датчик запущен в серийное производство для последующего коммерческого использования компанией Weatherford.

Анализатор пластовой жидкости (RFA) подходит для приборов диаметром 4,5 дюйма, используемых для анализа скважинных флюидов на глубине до пяти километров от поверхности земли. Конструкция датчика позволяет выполнить высококачественный фотометрический анализ при рабочих температурах от –20 до 177°C и дифференциальных давлениях до 207 МПа (30 000 фунт/кв. дюйм).

«Богатый опыт специалистов компании Avo в области проектирования и производства оптических и оптомеханических систем для эксплуатации в самых суровых условиях, а также глубокое понимание многообразия скважинных условий сыграли ключевую роль в создании датчиков, которые способны работать в комплекте с нашим оборудованием для геофизического исследования скважин», – отметил д-р Джесс В. Форд, главный научный сотрудник компании Weatherford.

«Проектирование и производство скважинного оптического анализатора флюидов – задача не из лёгких, и технические требования компании Weatherford относительно увеличения  длины волны ещё более усложняли задачу создания прибора для эксплуатации при высоких температурах», – заявил д-р Томас Хаслетт, директор по технологиям Avo Photonics. – Мы создали оригинальную конструкцию, используя наш уникальный опыт. В результате появился высококачественный прибор высокой точности, который продолжает собирать Avo».

Источник

Share in top social networks!


Thursday, February 20th, 2014

Партнерство Губкинского университета и Weatherford для выполнения сложных и комплексных нефтегазовых проектов

18 февраля 2014 года РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина и нефтесервисная компания Weatherford подписали меморандум о взаимопонимании, направленный на интеграцию усилий по созданию Центра совместных геолого-геофизических исследований. Современная лабораторная база Губкинского нефтегазового университета, научная школа и новейшие технологии Weatherford дадут необходимый взаимовыгодный синергетический эффект для выполнения сложных и комплексных проектов для нефтегазовой отрасли в соответствии с  мировыми стандартами.

Партнеры консолидируют усилия, направленные на оперативное выполнение научных исследований при реализации различных коммерческих проектов, включая решение задач в области геомеханики, повышения нефтеотдачи пластов и других актуальных проблем нефтегазового сектора РФ.

Стороны планируют разработку совместных программ обучения и повышения квалификации персонала. В комплекс мероприятий войдет и отбор особо одаренных студентов старших курсов и выпускников Губкинского университета, знания и умения которых будут отмечены именными стипендиями, а лучшие из них смогут пройти стажировку в компании Weatherford.

На встрече от Губкинского университета присутствовали ректор Мартынов Виктор Георгиевич, проректор по инновационному развитию и коммерциализации разработок Силин Михаил Александрович, проректор по международной работе Максименко Александр Федорович, советник ректора Шейнбаум Виктор Соломонович,  зав. кафедрой бурения скважин Оганов Александр Сергеевич, зав. кафедрой литологии Постников Александр Васильевич, проф. кафедры литологии Постникова Ольга Васильевна,  профессор кафедры геофизики Беляков Михаил Анатольевич, зав. кафедрой разработки нефтяных месторождений Мищенко Игорь Тихонович, а также начальник отдела по связям с общественностью Ларионов Андрей Сергеевич.

В состав делегации Weatherford входили: Мэтью Вандерфин, вице-президент направления Консультационные услуги в области геолого-геофизических исследований скважин; Брайс Буффард, вице-президент направления Геофизические исследования скважин; Дин Камински, вице-президент, Weatherford Россия; Михаил Гельфгат, директор по НИОКР и инжинирингу, Россия; Юрий Наумов, руководитель департамента Консультационные услуги и обработки данных, Россия; Станислав Свидинский, региональный руководитель департамента ГИС; Александр Муравьев, советник по геологии, НИОКР, Россия.

По окончании встречи для делегации Weatherford сотрудниками вуза была проведена экскурсия по лабораториям и научным центрам Губкинского университета и презентации новейшего оборудования, закупленного университетом в рамках развития программы «Национальный исследовательский университет».

Как отметил ректор Мартынов Виктор Георгиевич: «Губкинский университет как лидер в системе нефтегазового образования России предлагает партнерам не только свой интеллектуальный потенциал и опыт научно-исследовательской работы, но и современные цепочки взаимосвязанного научного оборудования для исследования горных пород и насыщающих их флюидов. За последние три года в рамках программы развития НИУ мы капитально переоснастили наши лаборатории. Мы заинтересованы в  дополнительном доходе при реализации комплексных проектов, которые ранее мы выполнять не могли. Это позволит поступательно развивать университет, совершенствовать технологическую платформу нефтегазовых технологий в кооперации с нашими партнерами».

Дин Камински, вице-президент Weatherford Россия, добавил: «Мы знаем, что ваш университет известен не только в России, но и во всем мире. Мы очень рады дружить с лидерами и профессионалами своего дела. Партнерство должно быть взаимовыгодным, и у нас есть что предложить – целый спектр уникальных  технологий, многие из которых на российских месторождениях применяются впервые, в том числе в сложных геологических условиях. Решение задач такой повышенной сложности требует качественной проработки всех принимаемых решений. Создание совместного научного центра позволит консолидировать усилия на взаимовыгодной основе. Мы готовы продуктивно поработать, для чего уже реконструировали учебный класс на кафедре бурения, снабдив его наглядными образцами нашего оборудования. Уверен, этот проект будет успешен для обеих сторон».

Источник

Share in top social networks!


Monday, December 23rd, 2013

Компанией Weatherford была организована лекция в Московском государственном университете имени М. В. Ломоносова

МОСКВА, РОССИЯ, 10 декабря 2013 г. – Компанией Weatherford для магистрантов, аспирантов и сотрудников кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых Московского государственного университета им. М. В. Ломоносова была организована лекция «Сланцевые коллекторы как альтернативное направление для добычи нефти и газа: оценка и освоение». Презентовал материал советник по петрофизике департамента Консультационные услуги и обработка данных Халед Х. Хашми.

В рамках доклада он представил опыт компании Weatherford по выявлению наиболее перспективных объектов в низкопроницаемых отложениях, а также рассмотрены технологии их оценки и разработки на примерах сланцевых отложений Северной Америки. Доклад вызвал несомненный интерес аудитории: по завершении его презентации молодые геологи с энтузиазмом задавали многочисленные уточняющие вопросы и обсуждали с ним возможные методы оценки и перспективность разработки отложений баженовской свиты с помощью новейших технологий, предлагаемых компанией Weatherford.

По окончании лекции с руководством кафедры также обсуждались вопросы взаимовыгодного сотрудничества в области исследований керна в лабораториях природных резервуаров, органической химии и угольных месторождений.

Источник

Share in top social networks!


Wednesday, November 27th, 2013

ЛУКОЙЛ-АИК Способы контроля ГРП в Западной Сибири

Александр Калугин, начальник отдела геологии и бурения «ЛУКОЙЛ-АИК»                                                                                                             
Искандер Казбулатов, инженер-геофизик, Weatherford        
Анна Рубцова, геофизик скважинной сейсмики, Weatherford

Mикросейсмический мониторинг – один из наиболее достоверных способов контроля за проведением гидроразрыва пласта (ГРП). Суть его заключается в наблюдении за микро-землетрясениями, которые образуются в местах скользящих сдвигов пластовых пород вдоль распространения гидроразрыва, либо активации природных разрывов. Такого рода события фиксируются сборкой скважинных сейсмоприемников, расположенных в соседней наблюдательной скважине. Ключевое значение при этом имеют четкое планирование и подготовительные операции. Путем исследования геологического строения месторождения, а также оценки расстояний для наблюдений специалистами-геофизиками по скважинным сейсмическим измерениям осуществляется первоначальный поиск скважин-кандидатов на проведение микросейсмического мониторинга, после чего выполняется подготовка к работам на наблюдательной скважине и скважине ГРП.

Примером успешного выполнения микросейсмического мониторинга стала операция нефтесервисной компании Weatherford при проведении исследований для ЗАО «ЛУКОЙЛ-АИК»
в Западной Сибири. Компании использовали наблюдательную скважину, где сейсмоприемники были размещены на расстоянии до 500 м от портов ГРП. Она была обсажена и неперфорирована при хорошем качестве цементажа эксплуатационной колонны. В целом, для проведения операции на кабеле без использования жесткого кабеля и скважинных тракторов допускается угол скважины до 50 градусов от вертикали. Перед проведением работ эта скважина намеренно не осваивалась, а впоследствии ее заканчивали для дальнейшей добычи нефти. Стоит отметить, что при наличии достаточного расстояния можно использовать уже работающие скважины. В этом случае понадобится извлечение глубинного насосного оборудования (ГНО) и установка пакера выше 50 м от интервала перфорации. При этом в наблюдательной скважине уровень жидкости искусственно понижается на 400 м от устья – делается это для того, чтобы уменьшить воздействие сейсмических колебаний, вызванных работой насосов ГРП и передвижениями тяжелой наземной техники, на сейсмоприемники.

Для точного определения местоположения источника микросейсмического события также необходимо знать скорости прохождения продольных и поперечных волн (волны сдвига и сжатия) через толщу породы. Для этих целей используется ряд методик: 1) вертикальное сейсмопрофилирование (ВСП) и 2) кросс-дипольный акустический каротаж. Вместе они дают достаточно достоверное представление о скоростях.

ЛУКОЙЛ-АИК 1

Вертикальное сейсмическое профилирование состоит в записи времени прохождения волн от источника на поверхности до сейсмоприемников в скважине, при этом после каждой записи положение сейсмоприемников меняется. В условиях вечной мерзлоты хорошо себя зарекомендовали импульсные источники. Они дают резкую волну с высокой амплитудой. Конфигурация ВСП рассчитывается индивидуально для каждой скважины, при этом учитывается профиль скважины, ее местоположение, а также геологический разрез месторождения. Для выполнения операций на скважине «ЛУКОЙЛ-АИК» использовался источник на расстоянии 50 м от устья скважины по дирекционному углу забоя. Заряды закладывались в шурфы глубиной 10 м. Если же профиль наблюдательной скважины имеет s-образную траекторию, то может потребоваться несколько мест закладки зарядов с пошаговой детонацией.

Перед проведением микросейсмического мониторинга в Западной Сибири специалистами Weatherford также проводился кросс-дипольный акустический каротаж в наблюдательной скважине запатентованным прибором CXD серии Compact– единственным в своем роде инструментом размером всего 2,25 дюйма, сочетающим в себе технологии монопольного и кросс-дипольного акустического каротажа для получения информации о направлениях продольной и быстрой поперечной волн, а также интервального времени пробега волны. Собрав все данные и успешно применив оба метода, удалось получить достоверную теоретическую скоростную модель, которая затем была подтверждена на практике.

После спуска сейсмоприемников в скважину требуется их ориентация. Зная глубину установки сейсмоприемников и профиль скважины, можно определить местоположение приборов в пространстве, однако каждый из датчиков может вращаться и продольно, поэтому перед работой необходимо провести их ориентацию. Для этого определяется точка проекции забоя на поверхности земли и от нее отмеряются три точки с азимутами между ними, равными 120 градусам. Получив координаты точек, бурятся шурфы глубиной 10 м и закладываются заряды. Далее записываются сигналы от источников с известным местоположением, что позволяет настроить и ориентировать приемники. Помимо этого, записываются сильные сейсмические сигналы при посадке шаров в седла портов ГРП, что позволяет измерениям приобрести еще большую точность.

Из-за специфики работ в Западной Сибири скважина наблюдения часто находится на том же кусту, что и скважина ГРП, при этом сам куст зачастую активен, т. е. все еще ведется бурение других скважин, выполняются работы по освоению, работает глубинно-насосное оборудование. Кроме того, выполнение данной операции осложнялось еще и непосредственной близостью к буровой установке (10 м от скважины наблюдения) и скважине ГРП, расположенной всего в 5 метрах. Несмотря на ограниченность рабочего пространства, специалистам удалось за 4 часа разместить и смонтировать при помощи крана и геофизического подъемника все необходимое оборудование. Совместная работа буровой установки и бригад капитального ремонта скважин, а также операции с тяжелой техникой в районе проведения измерений сильно повысили фоновый шум и вызвали помехи, поэтому для сокращения такого эффекта понадобилось приостановить работу буровой установки и бригад КРС в радиусе 2 км от забоя наблюдательной скважины, а также ограничить передвижения техники и отключить электроцентробежные насосы (ЭЦН) в соседних скважинах.

ЛУКОЙЛ-АИК 2

Первый в России микросейсмический мониторинг проводился за 4-х стадийным ГРП горизонтального участка скважины с расстоянием между портами 100-150 м. Гидроразрыв происходил в пласте ЮС1. При этом было выявлено 149 микросейсмических событий. Исследование показало, что азимут облака распространения микросейсмических событий был одинаков и составил 151 градус. Это дало компании-оператору информацию о направлении поля напряжений пласта, что позволит в будущем строить скважины таким образом, чтобы ГРП распространялся перпендикулярно стволу скважины – в таком случае достигается наибольшая продуктивность операции по стимуляции притока. По оценке специалистов компании Weatherford, горизонтальные скважины в данном районе необходимо строить с азимутом, равным 241 градусу. Проведенное исследование также позволило определить параметры гидроразрыва: полудлина трещины составила 230 м, что в 2,5 раза отличается от теоретического расчета в 92 метра, а высота разрыва – 43 метра (означает, что трещина происходит только в целевом пласте, без распространения в нижележащий водонасыщенный). Эти факты позволили специалистам скорректировать дизайн ГРП. Кроме того, в процессе операции было выявлено, что при проведении мини-ГРП стимулированный объем был вскрыт полностью, то есть основная стадия ГРП не привела к увеличению полудлины трещины, а только способствовала ее наполнению и формированию проппантной пачки.

Микросейсмический мониторинг ГРП уже проведен на пластах юрских отложений, баженовской и ачимовских свит в Западной Сибири, при этом доказана эффективность его применения при должном подходе и планировании. В частности, поскольку породы разных формаций обладают различными свойствами, необходимо проводить геомеханическое моделирование и анализировать данные плотностного и кросс-дипольного акустического каротажа перед утверждением скважин-кандидатов. Благодаря этому делаются обоснованные выводы о хрупкости (используя модуль Юнга и коэффициент Пуассона) пород, на основании чего затем рассчитывается максимальное расстояние наблюдения непосредственно для данного пласта, а также выбираются оптимальные участки ствола для стимулирования конкретной скважины.

Микросейсмический мониторинг – достаточно новая для отложений Западной Сибири технология. Однако полученные результаты продемонстрировали ее перспективность для повышения эффективности разведки и освоения запасов, в том числе трудноизвлекаемых. С помощью этого метода операторы получают надежные данные по влиянию локальной геологической обстановки на результативность ГТМ, зонам дренирования запасов, пространственной геометрии ГРП и т. д.

Share in top social networks!


Friday, August 30th, 2013

Компания ExxonMobil выдала Weatherford лицензию на использование технологии Alternate Path

*Технология Alternate Path® обеспечивает полную гравийную набивку при заканчивании в открытом и обсаженном стволе

*Улучшает надёжность контроля пескопроявлений при длительной эксплуатации и снижает потребность в капитальном ремонте скважины

*Разработана и запатентована компанией ExxonMobil Upstream Research Company

Компания ExxonMobil Upstream Research Company выдала компании Weatherford International Ltd. международную лицензию для использования портфеля патентов на технологию Alternate Path®, гравийную набивку в скважинах с заканчиванием в открытом и обсаженном стволе.

Alternate Path – это запатентованная технология, разработанная компанией ExxonMobil для увеличения надёжности скважин, законченных в пластах с возможностью выноса песка. Благодаря ей с помощью отводных трубок в скважинном инструменте, используемом для гравийной набивки в продуктивных горизонтах скважины, обеспечиваются альтернативные пути движения потока. Отводные трубки Alternate Path позволяют продолжать закачку гравийной пульпы, даже когда песок преждевременно забивается в затрубном пространстве скважины, тогда как при традиционной набивке пришлось бы остановить работы. По отводным трубкам гравийная пульпа движется в обход песчаной «пробки» и через равномерно распределённые порты заполняет пустоты в затрубном пространстве до завершения закачки.

«Alternate Path – одна из технологий для контроля выноса песка, разработанная компанией ExxonMobil для увеличения надёжности и продолжительности эксплуатации, а также улучшения экономических показателей высокозатратных эксплуатационных скважин, – отметила Сара Н. Ортвейн, президент ExxonMobil Upstream Research Company. – ExxonMobil рада сотрудничать с компанией Weatherford в сфере применения этой важнейшей технологии».

Патент на технологию Alternate Path позволит компании Weatherford применять ее при взаимодействии с филиалами компании ExxonMobil по всему миру и при работе с совместными предприятиями.

«Alternate Path – надёжная технология, обеспечивающая полную гравийную набивку для контроля выноса песка, – подчеркивает Марк Хопманн, вице-президент подразделения заканчивания скважин компании Weatherford, – Alternate Path доказала свою эффективность в скважинах с большими интервалами для набивки гравия и в горизонтальных скважинах».

Источник

Share in top social networks!


Tuesday, August 27th, 2013

Технология за круглым столом: MWD

MWD 1

Как телеметрические системы для проведения скважинных измерений в процессе бурения (системы MWD) позволяют улучшить эффективность бурения и изученность коллектора?

Baker Hughes: Вначале, позвольте вернуться к принятой в отрасли классификации телеметрических систем (MWD) и систем каротажа в процессе бурения (LWD): телеметрические системы обеспечивают данными по инклинометрии (траектории ствола скважины), забойной температуре, давлению, динамическим параметрам бурения и, в некоторых случаях, гамма-каротажу; системы же каротажа в процессе бурения LWD обеспечивают данными по свойствам горных пород и пластовых флюидов, таких как вода, нефть, газ, технически позволяя отказаться от традиционного комплекса ГИС в открытом стволе. При этом системы каротажа в процессе бурения LWD всегда используются в едином комплексе с телеметрической системой MWD для фактического рассчета траектории буримой скважины. Таким образом, телеметрические системы MWD, как отдельный сервис, имеют очень ограниченные возможности для изучения коллектора: гамма каротаж служит для измерения естественной радиоактивности горных пород, позволяя только качественно определять геологию буримого разреза (сланцы-песчанники-карбонаты) и проводить корреляцию с соседними скважинами для уточнения глубин залегания пластов.

С точки зрения эффективности бурения, системы MWD обладают гораздо большими возможностями. Развитие технологии идет по четырем основным направлениям:
»    совершенствование навигационных датчиков и обрабатывающего программного обеспечения для повышения точности проводки ствола скважины
»    увеличение скорости передачи данных для сокращения времени на измерения при бурении
»    расширение комплекса регистрируемых и  передаваемых данных измерениями динамических параметров бурения и давления внутри- и затрубного пространства для выбора оптимальных режимов бурения, промывки скважин и плотности бурового раствора, сокращая время строительства скважины и снижая риски, связанные с дифференциальными прихватами и гидроразрывами.
»    повышение надежности скважинного оборудования MWD и сокращение непроизводительного времени, связанного с отказами оборудования.

GE Oil&Gas: Телеметрические системы позволяют улучшить эффективность бурения, обеспечивая точное размещение скважин и предоставляя информацию о динамике бурения в реальном времени для оптимизации параметров бурения и улучшения скорости проходки и долговечности скважины. Оперативная информация о состоянии пласта, полученная с помощью замеров гамма-излучения, сопротивления и других телеметрических измерений позволяют оператору регулировать траекторию скважины в реальном времени, чтобы обеспечить размещение скважины в наиболее продуктивной части пласта.

Halliburton: Технология измерений во время бурения (MWD) может использоваться для определения траектории скважины в трехмерном пространстве, а также установления истинной глубины по вертикали, расположения забоя и ориентации направляемых буровых систем.

Системы позволяют измерять ряд параметров для буровой колонны, КНБК и ствола скважины, что обеспечивает бурение согласно плану и позволяет выявлять обстоятельства, которые могут привести к повреждению оборудования или другие чреватые простоями условия. Измерения в процессе бурения дают возможность своевременных действий по сохранению проектной траектории ствола скважины.
Указанные измерения позволяют получать информацию о:
»    Силах, воздействующих на буровую колонну и КНБК, включая динамическиехарактеристики и вибрацию
»    Статическое и динамическое давление внутри буровой колонны и в затрубном пространстве
»    Размеры и форму самого ствола скважины

Каротаж во время бурения (LWD), включающий широкий спектр датчиков (система с точным контролем давления PCD, датчик гамма-излучения (PCG, DGR), датчики сопротивления (EWR™, ADR™, AFR™), плотности (ALD™), нейтронные (CTN™), ультразвуковые датчики (XBAT™), позволяют в реальном времени получать данные для направленного бурения горизонтальных скважин и скважин с большими отходами, что обеспечивает эффективное использование дорогостоящего времени работы буровой. Использование забойной КНБК позволяет проводить каротаж в горизонтальных скважинах, что не возможно при использовании кабеля. А каротаж в режиме реально времени, в свою очередь позволяет давать своевременные корректировки для расположения ствола скважины в пласте с оптимальными ФЭС.

Phoenix Technology Services Russia: Что такое телеметрическая система для проведения скважинных измерений в процессе бурения – система MWD. Основное предназначение телеметрической системы MWD заключается в определении и передаче в режиме реального времени во время бурения на поверхность данных инклинометрии (зенитного угла и магнитного азимута) для определения пространственного положения (траектории) скважины. При этом данные инклинометрии очень часто дополняются информацией о параметрах бурения, температуре на забое и гамма-каротажом. Гамма-каротаж позволяет измерять естественную радиоактивность горной породы, разделяя геологический разрез на глинистую и не-глинистую составляющие, что хорошо работает особенно в условиях терригенного разреза Западной Сибири и не только. В случае применения, для более детального изучения свойств коллектора, различных систем каротажа во время бурения LWD телеметрическая система MWD, кроме прочего, выполняет роль связующего звена – передает данные на поверхность. На сегодняшний день телеметрические системы MWD стали абсолютной неотъемлемой частью при бурении наклонных и горизонтальных скважин. Без применения телеметрических систем практически невозможно решать задачи, которые перед буровиками ставят геологи – выполнение необходимых траекторий скважин и попадание в геологические цели. С точки зрения применения телеметрических систем MWD для повышения эффективности бурения, то цель здесь проста – бурение скважины без отклонений от плановой траектории и без непроизводительного времени из-за отказов оборудования. Для компании Phoenix Technology Services это является главной целью. Основной и единственный бизнес для Phoenix Technology Services – это телеметрическое и инженерное сопровождение наклонно-направленного бурения.

Weatherford: В качестве примера приведу передовые датчики вибрации TVM2 компании Weatherford, которые позволяют осуществлять мониторинг движения буровой колонны для предотвращения вибраций, завихрений и скачков долота на забое. А применение системы Comanche позволяет осуществлять оперативный анализ крутящего момента, контролировать нагрузку на долото и частоту вращения, получать информацию для моделирования скручивающих и осевых нагрузок на бурильную колонну и контролировать поведение КНБК – все это позволяет задать оптимальные параметры бурения для повышения надежности работы всей забойной компоновки и каждого из ее компонентов.

Новые высококачественные данные о пласте можно получить, используя передовой комплекс каротажных приборов LWD компании Weatherford. Такие инструменты, как прибор акустического каротажа ShockWaveTM, испытатель пластов PressureWaveTM и имиджер микрокаротажа SineWaveTM предоставляют заказчику разноплановую информацию: данные о поровом давлении, информацию о выявленных трещинах и наслоениях, показатели прочности породы и пористости пласта, а также проницаемость.

MWD 2

Все больше горизонтальных скважин бурится в России: наблюдается ли рост использования систем MWD в регионе и каким вам видится рост этого сектора отрасли в ближайшие годы?

Baker Hughes: Полностью согласен с вашим утверждением – объемы горизонтального бурения в России неуклонно возрастают год от года. При этом горизонтальное бурение используется как инструмент поддержания добычи как на зрелых месторождениях, так и при разработке новых. Причина очевидна – при сравнительно близких удельных затратах на бурение вертикальной или наклонно-направленной скважины, горизонтальная скважина обеспечивает гораздо большую зону дренирования и, соответственно, большие дебиты. Кроме того, горизонтальное бурение широко применяется при разработке морских месторождений, позволяя разбуривание большей площади с одной или всего нескольких морских платформ. Исходя из преимуществ горизонтального бурения, мы считаем, что в ближайшие годы объемы горизонтального бурения с применением телеметрических систем MWD в комплексе с системами каротажа LWD будут только расти.

GE Oil&Gas: С увеличением строительства операторами горизонтальных скважин, все большую значимость получают точные и высокоэффективные телеметрические системы, позволяющие размещать такие скважины с минимальными простоями. Наблюдаемый на многих нетрадиционных месторождениях резкий спад производства говорит о необходимости применения постоянной программы бурения для восстановления добычи.

Halliburton: Рост активности в сфере бурения горизонтальных скважин стал причиной растущего спроса на услуги каротажа в реальном времени. По мере того, как объектами бурения становятся пласты все меньшей мощности, возникает необходимость более точного расположения ствола для обеспечения максимальной продуктивности скважин. Кроме того, сложности проведения каротажа c применением кабеля на горизонтальных окончаниях скважин, нежелание местных операторов использовать методы каротажа на трубах и возможность осуществления геонавигации, так же приведет к росту использования M\LWD систем.

Phoenix Technology Services Russia: Как я уже сказал, использование телеметрических систем MWD – обязательное условие при бурении горизонтальных скважин. Соответственно, при увеличении объема бурения таких скважин неизбежен аналогичный рост применения телеметрических систем MWD.

Weatherford: В последнее время мы наблюдаем устойчивый рост в этом направлении, однако значительно чаще наши заказчики применяют услуги каротажа в процессе бурения LWD, а не проведение измерений MWD. Это обусловлено ростом количества пробуренных наклонно-направленных скважин относительно числа разведочных скважин в отдаленных регионах. А это, в свою очередь, означает, что все более востребованной становится информация, получаемая непосредственно в процессе бурения, из-за сложности доставки и дополнительных расходов на осуществление спуска каротажных приборов на кабеле. Кроме того, интерес к разработке месторождений с нетрадиционными ресурсами, несомненно, позитивно повлияет на увеличение регионального спроса на каротажные системы LWD.

Когда оператору стоит воспользоваться телеметрическим MWD инструментом?

Baker Hughes: Основная задача телеметрических систем – проводка ствола скважины по заданной траектории и попадание в обусловленные геологические цели. Для выполнения данных задач требуется правильный выбор оборудования, исходя из его спецификаций, и строгое соблюдение условий эксплуатации.
GE Oil&Gas: Оператору следует рассмотреть использование телеметрического MWD инструмента при необходимости отхода от вертикали, либо при отклонении скважины от вертикали более чем на 5 градусов. Также телеметрические системы используются, когда для уточнения геологических параметров в процессе поиска продуктивных пластов необходимо использовать гамма-каротаж. В некоторых регионах, предоставления оператором гамма-каротажных диаграмм требуют регулирующие органы.

Halliburton: Системы MWD дают преимущества в скважинах с большими отходами, где каротаж на кабеле затруднен и отнимает много времени, а также при работе в дорогостоящих средах (таких как глубоководные скважины), где использование MWD/LWD позволяет экономить значительное время и средства по сравнению с операциями на кабеле.

Phoenix Technology Services Russia: Телеметрические системы MWD обязательны при бурении любых наклонных и горизонтальных скважин. Тип телеметрической системы  MWD необходимо выбирать уже на стадии планирования бурения, в зависимости от эксплуатационных характеристик и ограничений оборудования, геологического разреза и поставленных задач.

Weatherford: MWD будет востребован, если план строительства скважины требует отклонения в определенном направлении с целью достижения проектной глубины или для того, чтобы предотвратить проходку через специфические пласты/пропластки, а также в случае необходимости остаться в границах лицензионного участка. Кроме того, MWD инструменты востребованы там, где высок риск бурения незапланированных боковых стволов в рыхлых пластах.

При широком спектре доступных на рынке MWD систем, как оператору не ошибиться с выбором?

Baker Hughes: В процессе работы, ведется сбор и анализ статистических данных по ключевым параметрам эффективности, так что операторы имеют очень четкое представление об отличиях, преимуществах и недостатках оборудования различных сервисных компаний. В конечном итоге, кроме конструкции и спецификаций самой системы MWD, на эффективность работы в огромной степени влияет квалификация линейного персонала сервисной компании и уровень обслуживания оборудования в ремонтных и сервисных центрах – так что, я бы рекомендовал операторам при выборе телеметрической системы так же оценивать профессиональную подготовленность персонала, затраты на обучение и повышение квалификации сотрудников, оснащение ремонтной базы, наличие системы контроля качества обслуживания, строгое следование процедурам и политикам сервисной компании.

GE Oil&Gas: Принимая решение о покупке телеметрических MWD систем, оператору необходимо учитывать ряд факторов и эксплуатационных требований. Оператору необходимо понимать ожидаемые условия эксплуатации и выбирать оборудование, отвечающее соответствующим требованиям.

Критические параметры, которые имеют значение при выборе телеметрического оборудования: максимальная температура и давление; характеристики бурового раствора; планируемые траектории скважин и их размеры; возможные осложнения при бурении, такие как зоны поглощения промывочной жидкости; концентрация H2S и геологический профиль удельных сопротивлений.

Рассмотрение этих факторов позволит выбрать правильный для конкретной области применения тип телеметрического оборудования – с гидроимпульсным или электромагнитным каналом связи, фиксированной установки или извлекаемого типа. При выборе телеметрической системы также следует рассмотреть ее совместимость с прочими компонентами КНБК, такими как Роторные Управляемые Системы и возможность компоновки забойной части телеметрической системы дополнительным КВБ оборудованием.

Halliburton: Примерно треть трудноизвлекаемых запасов относятся к карбонатным коллекторам. Рекомендуется использовать приборы акустического каротажа, такие как новая услуга XBAT по проведению азимутального акустического и ультразвукового каротажа и азимутальные датчики для фокусированного измерения сопротивления AFR.

Для сложных в геологическом отношении пластов с сильной латеральной и вертикальной изменчивостью будет полезно использовать прибор для гамма-каротажа около долота и инклинометр (GABI™). Очень важно, чтобы сервисный инженер тесно работал с заказчиком для обеспечения правильного выбора сенсоров, что поможет принять самое действенное и эффективное решение.

Phoenix Technology Services Russia: Прежде всего, это должна быть проверенная система, обеспечивающая качественное решение поставленных задач: точные измерения и надежную передачу данных на поверхность. Например, как телесистема MWD “P-360” компании Phoenix Technology Services – простая и надежная, с гарантированным ресурсом не менее 350 часов. В тоже время, кроме характеристик забойного оборудования, необходимо учитывать уровень и качество сервиса по наклонно-направленному бурению предоставляемого той или иной компанией. Уровень и качество сервиса во многом определяется подходом компании к организации бизнеса и производства в целом. Это и квалификация персонала, и качественное обслуживание оборудования, и наличие ресурсной базы, и многое другое.

Weatherford: Прямое и открытое обсуждение проекта с сервисными компаниями позволит оператору подобрать наиболее оптимальный комплекс приборов. Затем необходимо решить, каким должен быть объем требуемой информации, следует ли воспользоваться дополнительными инструментами, и будет ли это рентабельно и эффективно. Какие датчики необходимы для того, чтобы оставаться в нужном пласте и избежать лишних метров проходки? Какие приборы понадобятся для получения необходимой информации для заканчивания скважины и достижения всех поставленных целей? Каким может быть результат в случае получения дополнительной информации? Каковы потенциальные риски в случае отсутствия замеров давления при репрессии на пласт? Вот те важнейшие вопросы, которые должны быть обязательно заданы и на которые необходимо получить ответы оператора при технической поддержке и сопровождении операций сервисной компанией.

MWD 3

В России наибольшее количество самых сложных нефтяных месторождений на планете – существуют ли ограничения по условиям эксплуатации MWD систем?

Baker Hughes: Естественно, существуют. Любое оборудование имеет свои спецификации, ограничения по условиям применения и предъявляет определенные требования к оснащению буровой установки. Условия бурения на большей части месторождений в России вполне соответсвуют стандартному оборудованию MWD, однако, есть и месторождения, отличающиеся высокими забойными температурами, повышенными давлениями, агрессивной коррозионной средой – данные условия требуют применения специального оборудования MWD. Кроме того, в последние годы растет число пробуренных скважин ERD (сверхглубоких), строительство которых, в свою очередь, предъявляет повышенные требования к оборудованию MWD.

GE Oil&Gas: Один из вызывающих озабоченность вопросов – часто встречающийся в России высокий уровень H2S. Из-за высокого содержания H2S, оборудование требует частой замены запчастей для поддержания высокого значения средней наработки на отказ. При проведении регулярного техобслуживания, другие известные факторы окружающей среды не представляют проблем для линейки инструментов GE.

Halliburton: Для некоторых MWD/LWD систем агрессивные скважинные условия (такие как высокие температуры) могут представлять сложность. Halliburton предлагает несколько систем MWD оснащенных для работы при температурах до 175°С, включая гамма-каротажные приборы, измерители сопротивления EWR-Phase 4™, акустические приборы прибор измерения давления  и BAT™/QBAT™. Кроме того, Halliburton предлагает датчики для наклонного бурения, приборы гамма-каротажа, датчики PWD и DDSr™, которые могут работать при температурах до 200°С, позволяя бурить там, где раньше это было невозможно, или приходилось бурить “вслепую”.

С другой стороны, в России нам также приходится сталкиваться с низкими температурами окружающей среды, что может затруднять инициализацию прибора во время подъема КНБК над роторным столом.

Скважины с высоким (более 2%) содержанием песка также могут представлять сложности для MWD систем.

Phoenix Technology Services Russia: По большому счету нет ограничений связанных со сложностью месторождения. Разумеется, существуют лишь ограничения связанные с техническими возможностями оборудования. Необходимо подбирать телеметрическую систему MWD под тип геологического разреза и сложность решаемой задачи. Если где-то можно использовать телеметрическую систему MWD  с электромагнитным каналом связи, то в других случаях единственным решением может быть только телеметрическая система MWD с гидравлическим каналом. В случаях, например, с высокими забойными температурами или агрессивной средой необходимо выбирать забойное оборудование в специальном исполнении.

Weatherford: Компания Weatherford успешно использует собственное оборудование при температурах >190°C при выполнении работ в Северном море, Тайланде и в Мексиканском заливе. Уже закончены работы в нескольких скважинах в Мексиканском заливе, характеризующихся рекордной вертикальной глубиной стволов. При этом наши приборы работали при давлении >28 000 фунт/кв. дюйм. По мнению заказчиков, компания Weatherford является мировым лидером по проведению операций каротажа и измерений в процессе бурения при высоком давлении и/или температурах.

Система роторного бурения РУС представляет собой инструмент бурения в сложных внутрискважинных условиях. Система работает на аккумуляторных батареях и для работы ей не требуется буровой раствор, поэтому она просто идеально подходит для бурения на депрессии или на репрессии, когда требуется низкий расход бурового раствора.

Каким образом организуется передача данных между поверхностным и скважинным приборами и как обеспечивается качество данных?

Baker Hughes: Существует всего четыре способа передачи данных (телеметрия):
»    по кабелю (устаревшая технология),
»    по электро-магнитному каналу,
»    передача данных по столбу промывочной жидкости
»    относительно новая технология wired pipe, где предача данных осуществляется по специальным буровым трубам, оснащенным электронными соединениями и проводкой.

Каждый из перечисленных способов имеет свои преимущества и недостатки, а так же области применения. Обеспечение качества передаваемых данных – целая отдельная область. Вкратце, качество данных начинается с качества и точности установленных в системах MWD магнитометрах и акселерометрах, качества электронных плат и компенентов, качества сборки оборудования на заводе, уровня своевременного текущего обслуживания оборудования, включая калибровку и тарирование приборов в специальных “немагнитных” помещениях, установки необходимого количества димагнитных труб в компановку низа буровой колонны. Далее, расчет всех необходимых поправок на географическое положение устья скважины и величины магнитного поля и введение поправочных данных в сопровождающий компьютер. И, в дополнение, непосредственно в процессе бурения, получаемые в реальном времени данные инклинометрии обрабатываются программным обеспечением для подтверждения качества или отбраковки, так же скважинный прибор передает в заданных промежутках времени диагностические данные по своему текущему состоянию и функционированию элементов.

GE Oil&Gas: Для передачи данных на поверхность используется установленный снизу пульсатор, устойчивый к материалам для борьбы с поглощением. Использование гидроимпульсного канала связи для телеметрических систем остается основным отраслевым стандартом для передачи скважинных данных. Компания GE постоянно рассматривает возможности улучшения методов и скорости передачи данных, таких как сжатие данных и электромагнитная телеметрия. GE также использует телеметрию с электромагнитным каналом связи в предлагаемом нами приборе EM-MWD. Все компоненты мощных, эффективных и надежных систем Electro-Trac EM оптимизированы для минимизации простоев и повышенной помехоустойчивости. Телеметрический инструмент Electro-Trac EM использует патентованную технологию Data Fusion, обеспечивающую революционный подход к подземной беспроводной телеметрии.

Halliburton: Halliburton Sperry Drilling использует два метода передачи данных с прибора MWD на устье: электромагнитный и гидроимпульсный. Последний пользуется большей популярностью, поскольку он может использоваться на большей глубине и не подвержен влиянию пластовых условий.

Качество данных, получаемых с MWD приборов постоянно анализируется в реальном времени, а анализ считываемых данных впоследствии контролируется отделом LQC. Приборы калибруются и поверяются до и после каждого рейса, чтобы обеспечить их работу в заданных пределах, а производимые этими приборами данные тщательно проверяются, как в реальном времени, так и после рейсов, чтобы обеспечить их соответствие заданным стандартам. Значения конкретных стандартов зависят от конкретных приборов и публикуются в справочных руководствах, которыми могут воспользоваться полевые инженеры, аналитики каротажных данных и заказчики.

Phoenix Technology Services Russia: Компания Phoenix Technology Services обладает телеметрическими системами MWD с гидравлическим и электромагнитным каналами связи. Российское подразделение в основном использует отлично зарекомендовавшие себя телеметрические системы MWD “Р-360” с гидравлическим каналом (positive pulse), которые мы производим сами в Канаде.

Принцип работы прост. Телеметрические системы с электромагнитным каналом связи используют электрический ток и проводящие свойства породы. Телеметрические системы с гидравлическим каналом связи используют буровой раствор для передачи данных на поверхность, при этом на пульсаторе создается моментальное ограничение подачи бурового раствора, создавая серию пульсаций-скачков давления на поверхности. Эти пульсации улавливаются поверхностной системой датчиков и преобразовываются в  полезный сигнал. Данные получаемые с телеметрической системы (каждый полученный замер) проходят автоматическую проверку, которую дополнительно контролирует и перепроверяет инженер по телеметрии. Измерения полученные с гравитометров и магнитометров телеметрической системы сравниваются с  фактическими имеющимися локальными данными гравитационного и магнитного поля Земли.

Weatherford: Существует три способа передачи данных: телеметрия с электромагнитным каналом, гидравлический канал с позитивными импульсами и буровые трубы со встроенным интеллектуальным кабелем. Передача данных при помощи электромагнитного канала особенно востребована при бурении на депрессии, а позитивные импульсы – наиболее компромиссный вариант за счет сжимаемости системы циркуляции бурового раствора.
Телеметрия на позитивных импульсах представляет собой высокоскоростную и экономически эффективную систему передачи данных с забоя на поверхность на скорости до 11 бит/с. Приборы каротажа LWD компании Weatherford могут быть совместимы с интеллектуальными трубами компании NOV через канал WIS и гарантировать беспрепятственный поток данных, что позволяет передавать на поверхность большой объем информации. Все это способствует тому, что конечный пользователь получает сохраненные в памяти прибора и высококачественные имиджи плотностного каротажа, кавернометрии, профилеметрии, гамма-каротажа, каротажа сопротивлений и микрокаротажа, а также когерентности в режиме реального времени. И все это в качестве важного дополнения к прочим буровым данным по вибрации, давлениям, температурам, а также мгновенным исследованиям получают просто нажатием кнопки.

MWD 4

Если Россия начнет разработку нетрадиционных Месторождений, как системы MWD помогут в развитии таких месторождений?

Baker Hughes: Лично я предпочитаю термин “трудноизвлекаемые запасы”. Традиционная технология разработки трудноизвлекаемых запасов – стрительство горизонтальных скважин с последующим гидроразрывом. Естественно, системы MWD в сочетании с системами каротажа в процессе бурения LWD будут одним из ключевых элементов разработки таких месторождений.

GE Oil&Gas: Телеметрический инструмент Electro-Trac EM может оказаться очень полезным в разработке нетрадиционных месторождений региона. Благодаря отсутствию движущихся деталей и высокой устойчивости к экранирующему наполнителю, надежность оборудования значительно выше. Эксплуатационная эффективность может быть улучшена за счет передачи автономных измерений менее чем за 30 секунд, а диапазон эксплуатации расширен за счет возможности измерения сигналов слабее чем 1 µV на большой глубине. Инструмент Electro-Trac может быть использован в скважинах различного размера, от 4 до 9 ½ дюймов.

Halliburton: Основная сложность при работе с нетрадиционными сланцевыми коллекторами – определение содержание органического углерода и механических свойств пород. Породы с высоким содержанием ОУ с большей вероятностью окажутся продуктивными, в то время как хрупкие породы с большей легкостью поддаются разрыву на этапе заканчивания. Обычно богатые углеродом зоны определяются по результатам приборов гамма-каротажа или приборов спектрального гамма-каротажа, и иногда – по результатам измерений сопротивления. Все эти измерения доступны на платформах M\LWD, что позволяет осуществлять геонавигацию ствола скважины как на основе фильтрационно-емкостных, так и механических свойств окружающих пород.

Phoenix Technology Services Russia: Вне всякого сомнения, когда в России начнется разработка нетрадиционных залежей углеводородов, таких как сланцевый газ/нефть, телеметрические системы MWD будут неотъемлемой  частью этого процесса. Сама технология разработки подобных залежей подразумевает массовое бурение горизонтальных скважин, что физически не возможно без применения телеметрических систем MWD. К слову сказать, сегодня Phoenix Technology Services является активнейшим участником такого массового бурения при разработке сланцевого газа и нефти в Северной Америке.

Weatherford: Локации подразделения по наклонно-направленному бурению компании Weatherford очень удачно расположены географически, поэтому мы можем предоставить операторам оптимальные технологические разработки для бурения и последующей добычи нефти и газа.

При использовании спектрального азимутального гамма-датчика SpectralWaveTM можно получить в режиме реального времени имидж ствола скважины по 16 секторам вместе с кривыми данных по калию, урану и торию (K, U и Th). Результаты по урану можно напрямую увязать с общим содержанием органического углерода (TOC) в породе, что облегчит процесс осуществления геонавигации в таких пластах. Датчик CrossWaveTM также позволяет получить не только имидж по 16 секторам, но и показатели анизотропии поперечных волн.

Какими конкретными преимуществами для заказчика обладают ваши системы по сравнению с другими MWD системами на рынке? Расскажите нам о примерах успешного использования систем в регионе?

Baker Hughes: Данный вопрос открывает огромные возможности для открытой рекламы и маркетинга оборудования и услуг Baker Hughes, что не совсем соответствует формату данной статьи, более того, не совсем этично, с моей точки зрения. Поэтому я постараюсь не использовать данную возможность и не упоминать торговые марки оборудования, скважины, месторождения и заказчиков.

Надеюсь, что рост бизнеса компании Baker Hughes в сегменте телеметрии и каротажа в процессе бурения в регионе, опережающий темпы роста рынка, говорит сам за себя. Следует отметить, что научно-исследовательские центры и сборочные предприятия компании находятся в Европе и США, обеспечивая качество сборки в соответствии с самыми высокими стандартами. Сервисные центры в регионе оснащены наиболее современным оборудованием, технический, полевой и инженерный персонал проходит обязательное индивидуальное обучение, аттестации и курсы повышения квалификации как на территории России, так и зарубежом. Соответсвие всех технических, технологических и бизнес процессов процедурам и политикам компании обеспечивается внедрением и использованием глобальной системы BHOS (Baker Hughes Operating System). Репутация компании, как одного из лидеров отрасли, позволила нам участвовать в строительстве наиболее сложных скважин на территории региона – многоствольных, рекордных сверхглубоких, скважин с горизонтальными окончаниями,  проводкой горизонтальных участков в коридоре около одного метра, бурение высокотемпературных скважин и скважин с повышенными давлениями.

GE Oil&Gas: Компания GE много лет осуществляла поддержку телеметрических инструментов Geolink, а после прекращения выпуска этой продуктовой линейки, недавно GE заключила несколько договоров на поставку на российский рынок извлекаемых систем КВБ Tensor Centerfire.
Мы думаем, что использование телеметрической системы GE Tensor в России будет расти, поскольку такая система остается предпочтительной для многих операторов, разрабатывающих нетрадиционные запасы в Северной Америке, и, по мере роста разработки нетрадиционных месторождений в России, будет расти спрос на экономически эффективные, легкие в обслуживании надежные телеметрические инструменты, такие как телеметрические системы Tensor.

Успех системы Electro-Trac EM в Северной Америке, где увеличенный до конечной глубины свыше 4000м рабочий диапазон позволил операторам улучшить эффективность бурения, сократить простои и время измерений, гарантирует преимущества использования технологии электромагнитной телеметрии на глубоких месторождениях России.

Halliburton: Halliburton располагает опытом сопровождения горизонтальных скважин в  сложных геологических условиях, проводя оценку коллекторских свойств в скважинах при высоких показаниях давления и температур. Наши услуги по MWD и LWD совместно с командами Оптимизации бурения (ADT) и Геонавигации (Geosteering), помогают нашим заказчикам в изучении и максимально эффективном использовании коллектора.

При разбуривании трудноизвлекаемых запасов Викуловской свиты на Няганском проекте, где мощность целевого пласта-коллектора составляет от 1 до 2 метров и осложнена малоамплитудными разломами (от 2 до 3 метров по вертикали) благодаря применению отделом Геонавигации  компании Халлибуртон Инт. Инк. широкого комплекса ГИС в режиме реального времени с использованием передовых приборов азимутального индукционного и литоплотностного каротажа , позволило достичь  более 85% коллектора с хорошими ФЕС на горизонтальном участке  1000 м.

Phoenix Technology Services Russia: Высоконадежные и точные телесистемы Phoenix Technology Services обеспечивают высококлассную проводку профилей скважин любой сложности, что позволяет нам предоставлять заказчикам сервис по телеметрическому и инженерному сопровождению бурения лучшего мирового уровня.
Если же говорить о «историях успеха», то я считаю, что в данном случае лучше всего о Phoenix Technology Services говорят результаты работы. Являясь изначально канадской компанией, первую скважину в России Phoenix Technology Services пробурила в декабре 2011 года, и с тех пор счет пробуренных с нашим участием скважин на российской земле перевалил за три сотни. За этот достаточно короткий промежуток времени, менее чем за два года, российское подразделение компании Phoenix Technology Services сумело заработать признание и доверие среди заказчиков. В отличие от многих компаний, мы специализируемся только на телеметрическом и инженерном сопровождении наклонно-направленного бурения. Являясь безусловным лидером по ННБ в Канаде и одним из лидеров в США, Phoenix Technology Services в России также приобрела репутацию надежного партнера, предоставляющего высококлассный сервис, который способен успешно конкурировать с ведущими мировыми нефтесервисными компаниями.

Weatherford: Высоконадежные и точные телесистемы Phoenix Technology Services обеспечивают высококлассную проводку профилей скважин любой сложности, что позволяет нам предоставлять заказчикам сервис по телеметрическому и инженерному сопровождению бурения лучшего мирового уровня. Если же говорить о «историях успеха», то я считаю, что в данном случае лучше всего о Phoenix Technology Services говорят результаты работы. Являясь изначально канадской компанией, первую скважину в России Phoenix Technology Services пробурила в декабре 2011 года, и с тех пор счет пробуренных с нашим участием скважин на российской земле перевалил за три сотни. За этот достаточно короткий промежуток времени, менее чем за два года, российское подразделение компании Phoenix Technology Services сумело заработать признание и доверие среди заказчиков. В отличие от многих компаний, мы специализируемся только на телеметрическом и инженерном сопровождении наклонно-направленного бурения. Являясь безусловным лидером по ННБ в Канаде и одним из лидеров в США, Phoenix Technology Services в России также приобрела репутацию надежного партнера, предоставляющего высококлассный сервис, который способен успешно конкурировать с ведущими мировыми нефтесервисными компаниями.

 

Виталий Чубриков   
Baker Hughes
Виталий Чубриков закончил Губкинский университет нефти и газа в Москве в 1995 году и был принят на работу в компанию «Baker Hughes» вскоре после этого в качестве промыслового инженера. На протяжении этих лет он занимал различные должности на промыслах и в административных структурах, как в отечественных, так и в международных проектах.

Николай Куценко   
GE Oil&Gas
Николай Куценко, Региональный Менеджер подразделения Downhole Technology компании GE Oil&Gas Николай Куценко пришел в GE Oil&Gas два года назад и возглавил подразделение Downhole Technology. До прихода в GE Oil&Gas он занимал должность Регионального Менеджера компании Seismic Micro-Technology по России и странам СНГ. Он организовал открытие Московского офиса компании, включающего как службу продаж, так и отделение технической поддержки по региону. До прихода в SMT, г-н Куценко работал старшим менеджером по работе с клиентами в компании Halliburton/ Landmark. . Г-н Куценко окончил МГУ им. М.В. Ломоносова и имеет степень кандидата математических наук. Он также является соавтором трех запатентованных решений в области геофизики.

Роман Доронин   
Halliburton
Роман Доронин окончил Российский Государственный Университет Нефти и Газа им. Губкина в Москве, по специализации “инженер-нефтяник”, после чего продолжил свое образование в том же университете, недавно защитив степень кандидата геолого-минералогических наук. Свою профессиональную карьеру Роман начал в 2007 году как инженер-каротажник, после чего он работал инженером по сейсморазведочным работам. Затем, в 2010 году, Роман перешел на работу с MWD и LWD в  Halliburton Sperry, где вскоре стал ведущим инженером по MWD/LWD. После дополнительного обучения в области петрофизики, он был переведен специалистом по геонавигации в подразделение Formation Reservior Solutions, где занимался работой по различным российским проектам, включая такие, как Лукойл Усинск и ТНК Нягань.

Станислав Тер-Сааков     
Halliburton
Станислав Тер-Сааков работает в отделе Геонавигации Halliburton в России с 2011 года. Ранее он был инженером-каротажником и работал с приборами плотностного, нейтронного и каротажа сопротивлений. Станислав пришел в Halliburton в 2008 году, окончив Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет.

Очир Джамбинов    
Phoenix Technology Services Russia
Очир Владимирович Джамбинов – директор по развитию бизнеса компании Phoenix Technology Services Россия. Он с отличием окончил геологический ф-т МГУ им. М.В.Ломоносова, по специальности геолог-нефтяник в 2002 г. В 2005 г., после работы в ОАО «ЮКОС» старшим специалистом Центра Анализа и Прогнозирования в Москве он пришел полевым инженером подразделения бурения и измерений в компанию Schlumberger, где он работал на проектах в Западной Сибири и в Катаре. В 2008 он стал стипендиатом Chevening, высоко конкурентоспособной и престижной премии Российского отделения Британского Совета Министерства иностранных дел и дел содружества СК, с полной оплатой обучения и проживания в Соединенном Королевстве. В 2009 г. господин Джамбинов получил степень MA в управлении от бизнес-школы университета Дархам, СК. В 2009-2013 гг Очир Владимирович работал менеджером по продажам и развитию бизнеса подразделения бурения и измерений компании Schlumberger в России, после чего занял свою нынешнюю должность в компании Phoenix Technology Services, Россия.

Рик Бартон    
Weatherford Россия
Рик Бартон работает в департаменте Наклонно-направленное бурение компании Weatherford региональным менеджером по проведению каротажа/измерений в процессе бурения (LWD/MWD). Он осуществляет операционный контроль при выполнении каротажа в процессе бурения и проведения измерений, а также отвечает за техническое развитие этого сегмента в России. Ранее Рик работал руководителем отдела технических продаж, а до этого был координатором каротажных работ при бурении, выполняемых в Великобритании и по всей Европе.

Share in top social networks!


Thursday, August 1st, 2013

Новые достижения компании Weatherford на Новопортовском месторождении

Предприятие компании Weatherford по наклонно-направленному бурению, Техинформсервис, объявило о завершении  бурения горизонтального участка длиной 849 метров на Новопортовском нефтегазоконденсатном месторождении (полуостров Ямал), разрабатываемом ООО “Газпром нефть Новый Порт”. Длительность бурения горизонта составила 6 суток (144 часа).

Работы проводились с применением винтового забойного двигателя и комплекса исследований при бурении Triple Combo, включающего в себя азимутальный плотностной каротаж, нейтрон-нейтронный каротаж, каротаж сопротивлений, гамма-каротаж и инклинометрию.

Эффективная часть ствола составила 96%, что также стало своеобразным рекордом при бурении настолько протяженных участков. Таких результатов удалось достичь благодаря применению геонавигации. Три раза в сутки информация по данным каротажа в режиме реального времени анализировалась, интерпретировалась и в виде предварительных заключений передавалась в службу сопровождения бурения заказчика. В процессе геонавигационной проводки скважины специалистам компании Weatherford удалось выявить геологические неоднородности в виде структурных складок и проинформировать об этом специалистов Управления Геологии «Газпром нефть Новый Порт», что позволило вовремя скорректировать траекторию бурения скважины. Кроме того, благодаря применению геонавигации ствол скважины был проведен без выхода из продуктивной части пласта.

Руководство компании-заказчика выразило благодарность специалистам Weatherford за качественно проведенную работу и надежду на продолжение взаимовыгодного и эффективного сотрудничества.

Источник

Share in top social networks!


Tuesday, July 23rd, 2013

Открытие совместного предприятия компании Weatherford и Бугульминского электронасосного завода, входящего в группу Рунако

22 июля 2013 г. в городе Бугульма (Республика Татарстан) на территории Бугульминского электронасосного завода состоялось торжественное открытие совместного предприятия компаний Weatherford и ОАО «БЭНЗ». В церемонии приняли участие Президент Республики Татарстан Рустам Минниханов, глава Бугульминского муниципального района, мэр города Бугульмы Ильдус Касымов, вице-президент компании Weatherford в России Дин Камински, директор сервисов Weatherford по обслуживанию скважин Фаяз Камалов, президент ЗАО «УК Рунако» Зураб Кавтарадзе, генеральный директор ОАО «Бугульминский электронасосный завод» Илдар Шарипов, а также представители крупнейших нефтегазовых компаний России.

Новое предприятие станет полноценной производственной площадкой по сборке, выпуску и сервисному обслуживанию штанговых глубинных насосов, где будут работать квалифицированные специалисты, прошедшие стажировку на заводе Weatherford в Хьюстоне (Техас). Проектная мощность этого цеха уже в ближайшее время составит 4 500 насосов в год. Благодаря открытию предприятия в Бугульме создаются новые рабочие места: в ближайшие несколько лет предполагается увеличение численности персонала до 100 человек. На предприятии запланировано регулярное внедрение новых разработок и создание консигнационного склада, поставка оборудования с которого будет осуществляться в круглосуточном режиме.

Штанговые глубинные насосы производства компании Weatherford соответствуют спецификации API 11AX. Все оборудование, выпускаемая продукция и предоставляемые услуги компании соответствуют самым высоким мировым стандартам и сертифицированы по  ISO 9001. Для дополнительной проверки соответствия материалов, заготовок и комплектующих нового цеха также будет задействована сертифицированная лаборатория ОАО «БЭНЗ».

Как отметил Дин Камински в своей приветственной речи, обращенной к гостям мероприятия: «Для нашей компании организация совместного предприятия – не первый опыт подобного производственного взаимодействия и мы уверены в том, что этот проект будет выгоден как для Weatherford, так и для предприятия «БЭНЗ». Открывая полноценное, 33-е в России в целом, но первое в богатой нефтью и природными запасами Республике Татарстан, предприятие, мы рассчитываем на дальнейшее плодотворное  сотрудничество, как с регионом, так и с предприятиями, работающими на его территории и за его пределами».

По словам генерального директора ОАО «БЭНЗ» Илдара Шарипова, создание совместного предприятия – это продуманный, серьезный шаг в развитии компаний, входящих в группу «Рунако», отличная возможность для изучения технологий и опыта работы зарубежных коллег в области нефтяного машиностроения, а также расширение номенклатуры и рынка сбыта продукции. Важно и то, что создание новых рабочих мест позитивно повлияет на качество жизни жителей региона.

Источник

Share in top social networks!


Friday, July 19th, 2013

Компания Weatherford успешно провела микросейсмический мониторинг на Когалымском месторождении Лукойл-АИК

Компания Weatherford осуществила первую работу по микросейсмическому мониторингу при проведении гидроразрыва пласта (ГРП) на месторождении ЗАО «ЛУКОЙЛ-АИК». Мониторинг был проведен в ходе четырехстадийного ГРП в горизонтальной скважине на Когалымском месторождении.

Микросейсмический контроль проводился подразделением ГИС компании Weatherford в период интенсификации при помощи группы из 8 цифровых трехкомпонентных сейсмоприемников, установленных в соседней наклонно-направленной скважине. Скоростная модель была построена по диаграммам кросс-дипольного акустического каротажа в скважине до проведения мониторинга. Дальнейшая детализация выполнялась по сейсмическому излучению во время посадки шаров ГРП в седла циркуляционных клапанов в ходе работ по стимулированию. Полученные в итоге данные были обработаны и  интерпретированы подразделением Консультационных услуг в области разработки месторождений компании Weatherford.

Микросейсмический мониторинг, осуществленный специалистами компании Weatherford, стал одной из первых успешных работ в России, и впервые в мире удалось провести его на трехжильном кабеле. Благодаря реализации этого проекта удалось проверить и внедрить новый метод исследования, а также планировать применение данной технологии для определения положения и размеров трещин в пластах, подвергнутых ГРП. Стремление компании «ЛУКОЙЛ-АИК» к внедрению инноваций и повышению эффективности работ позволило подтвердить результативность нового метода и дать ему «зеленый свет» для дальнейшего применения в России.

Источник

Share in top social networks!


2014


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