ROGTEC Magazine Issue 59

НОВОСТИ АНАЛИТИКА РАЗВЕДКА РАЗРАБОТКА БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

59

Отчеты по рынку:

Услуги цементирования,

скважинный каротаж

Market Reports:

Cementing Services,

Well Logging

Газпром нефть:

Оптимизация ГРП

Gazprom Neft:

Optimising Fracturing

ЛУКОЙЛ:

Сбор и анализ данных по

перфорационным работам

LUKOIL:

Perforation Data Mining

Официальное издание RDCR 2020

Official Publication to RDCR 2020

Теорема Тима:

Новая парадигма, часть 2

Tim’s Theorem:

New Paradigm, Part 2

HYDRAULIC POWER TONGS

Гидравлические ключи для насоснокомпрессорных

и обсадных труб.

5½БЕЗОТКАЗНЫЕ, НАДЕЖНЫЕ И ПРОВЕРЕННЫЕ

5½ HS VS

5½ HS UHT-35

Уже более 60 лет Эккель является мировым лидером в поставке

высокопроизводительных гидравлических ключей. Эккель

предлагает разнообразные модели гидравлических ключей для

работы с бурильными, обсадными и насосно-компрессорными

трубами, гидравлические стопорные устройства и силовые

гидравлические станции. Предлагается вниманию полный

модельный ряд гидравлических ключей для работы с трубами от

2-1/16 (52,4 мм) до 36 дюймов (914,4 мм) и крутящим моментом

до 135000 футо-фунтов (183035 Нм) для самых востребованных

условий на суше и на море.

В чем ваша основная проблема с трубным соединением?

Узнайте больше на WWW.ECKEL.COM/RU

Explorer II - Компьютеризированная система

контроля и регистрации крутящего момента и

скорости вращения

Разнообразные типы

вкладышей для

каждого применения

CORALINA.RU | OIL-GAS@CORALINA.RU

4 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

Гидравлические ключи Эккель защищают ваши трубные соединения от

дорогостоящих повреждений. Проверено по всему миру.

Отличительные особенности

гидравлического ключа

5½ HS VS:

• Крутящий момент 22000 футо-фунтов (29828 Нм)

• Hydra-Shift (гидравлическое переключение частоты

вращения и крутящего момента)

• Гибкий выбор значений крутящего момента

и скорости вращения при использовании

гидравлического мотора с технологией Hydra-Shift

в сочетании с механической двухскоростной

передачей, 4 диапазона крутящего момента и 4

диапазона скорости вращения.

• Быстрая смена скользящих головок

• Работает с бурильными трубами

• Гидравлическое стопорное устройство Tri-Grip.

• Радиальный замок дверцы

• Полноохватные вкладыши с абразивным

покрытием True Grit для спуско-подъемных

операций труб из хромистых сталей.

Отличительные особенности

гидравлического ключа

5½ HS UHT-35:

• Крутящий момент 35000 футо-фунтов (47453,6 Нм)

• Двухскоростная механическая передача.

• Быстрая смена скользящих головок.

• Гидравлическое стопорное устройство WD Tri-Grip.

• Радиальный замок дверцы.

• Полноохватные вкладыши с абразивным

покрытием True Grit для спуско-подъемных

операций труб из хромистых сталей.

Безопасность прежде всего –

Работайте безопасно

Стандартные и опциональные особенности:

• Ограждение блока клапанов управления -

Неподвижно закрепленная защитная рамка для

предотвращения повреждения или случайного

нажатия рукояток.

• Система отвода головок - автоматически отводит

шарнирные головки до их позиции готовности после

завершения операций закрепления/раскрепления

соединений. Стандартная функция для ключей со

скользящими головками.

• Блокировка дверцы - предотвращает случайное

срабатывание ключа при открытой дверце.

• Гидравлические цилиндры механизма привода

дверцы - Исключают персонал в передней части

ключа для ручного открытия и закрытия дверцы.

• Предохранительное ограждение дверцы для

защиты пальцев - резиновый кожух сокращает зоны

защемления при ручном управлении дверцей ключа.

• Предохранительный кожух пружины – Для

сокращения мест защемления персонала, гильзы

устанавливаются поверх пружин стопора.

• Ручки позиционирования ключа – обеспечивают

защиту рук оператора при перемещении ключа, когда

он подводит ключ к трубам и отводит его от них.

• Стропы позиционирования ключа – промышленно

прочные ленточные ремни с обрезиненной

поверхностью захвата для подвода и отвода ключа от

трубного соединения.

• Наклейки безопасности – обозначение

потенциальных опасностей при эксплуатации

оборудования.

• Цветовая схема повышенной безопасности

(цветовая маркировка опасных зон) – наглядная

заводская цветовая маркировка для визуального

восприятия персоналом сведений о наилучших

способах эксплуатации.

Гидравлические станции дизельные и электрические

ECKEL.COM | SALES@ECKEL.COM

Редакционная Коллегия Editorial:

Шеф-редактор

Editorial Director

Daniel Stevenson

info@rogtecmagazine.com

Условия подписки:

Журнал ROGTEC выходит ежеквартально и публикуется TMG Worldwide

Publishing S.L., Centro Comercial Diana, Local 26, 29680 Estepona, Spain.

Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из журнала

ROGTEC допускается только после получения разрешения от TMG

Worldwide Publishing S.L.

Отдел рекламы Sales:

Директор по продажам

Sales Director

Doug Robson

doug.robson@rogtecmagazine.com

Subscriptions:

ROGTEC Magazine is published quarterly by TMG Worldwide Publishing S.L.,

Centro Comercial Diana, Local 26, 29680 Estepona, Spain. No part of

ROGTEC may be reproduced in part or in whole, without prior permission from

TMG Worldwide Publishing S.L.

Изменение адреса. Пожалуйста, сообщите нам о любых изменениях

адресов, написав: info@rogtecmagazine.com

Address changes. Please inform us of any address changes by writing to:


www.tmgworldwide.net

2020

6th KDR Well Engineering Forum

September 2020,

The Palace of Independence, Nur-Sultan

Held in conjunction with our General Partners and Platinum

Sponsors - JSC NC KazMunayGas & KMG Engineering

The forum will address important issues including:

• Drilling • Drilling fluids • Wellbore stability • Well

completions • Cementing • Multistage hydraulic

fracturing • Work over • Production • EOR

• Occupational health and safety at drilling rigs

Event partners

www.rogtecmagazine.com

www.kazdr.kz

ROGTEC

doug.robson@rogtecmagazine.com

ROGTEC 6


6

25

YEARS OF EXCELLENCE

Все, что Вам нужно для обсаживания и цементирования скважины

По любым запросам, пожалуйста,

обращайтесь к нашему региональному партнеру

- www.borkitoiltech.com

- sales@borkitoiltech.com

- +7 727 225 15 48 (Казахстан)

- +7 499 764 97 24 (Россия)

downholeproducts.com

Содержание

Contents

RPI: Рынок геофизических исследований скважин

имеет мощные драйверы

12

RPI: Strong Drivers for Well Logging Market

Цементирование: Рынок под давлением

24

Cementing: A Market under Pressure

ЛУКОЙЛ: Мониторинг разработки месторождения

с использованием статистических методов анализа

на примере перфорационных работ

44

LUKOIL: How Data Mining Enhances

Oilfield Development

Газпром нефть: Оптимизация технологий

многостадийного гидроразрыва пласта в

коллекторах с близким расположением

газонефтяного и водонефтяного контактов и

наличием слабовыраженных барьеров с низким

контрастом напряжений

54

Gazprom Neft: Optimising Multistage Hydraulic

Fracturing in Challenging Reservoirs

Теорема Тима: Фундаментальная основа новой

парадигмы подземной гидродинамики, Часть 2

64

Tim’s Theorem: A New Paradigm for Underground

Hydrodynamics, Part 2

Состояние и перспективы развития подготовки

персонала в области предупреждения и ликвидации

ГНВП при строительстве и капитальном ремонте

нефтяных и газовых скважи

82

Safety First - Market Developments and Changes

within Well Control Training in Russia

Интервью ROGTEC: Ленар Назипов, генеральный

директор ООО «ТАГРАС-ХОЛДИНГ»

90

The ROGTEC Interview: Lenar Nazipov, Director

General, TAGRAS-HOLDING LLC

44 82


Надежная защита -

это не дорого.

Это бесценно!

• Безупречная защита буровой колонны и обсадной

трубы.

• Повторное нанесение без ограничений и

дополнительной обработки.

• Уверенность при использовании.

• Простое нанесение - надежная защита!

• Положитесь на техническую поддержку от

Хардбендинг Солюшнз.

• Уже защитили более

250 000 труб в России.

Не сомневайтесь, используйте только лучшее!

by POSTLE INDUSTRIES

www.hardbandingsolutions.ru

Email: eurasia@hardbandingsolutions.com

Колонка шеф-редактора

Добро пожаловать на страницы 59-го выпуска журнала

ROGTEC. Мы приближаемся к 60-му номеру ведущего

регионального издания в сфере разведки и добычи.

Говорят, что печатные издания (включая нефтегазовую

тематику, в том числе) постепенно уходят в прошлое.

Однако здесь, в TMG Worldwide, мы твердо уверены в

том, что и печатные издания, и нефтегазовая тематика

сохраняют свое место в этом меняющемся мире. С

нашей стороны, мы видим намного больший интерес к

публикации рекламы в журнале ROGTEC на 2020 год,

в сравнении с докризисными и предсанкционными

годами. Это представляется хорошим знаком на

следующий год и является наилучшим свидетельством

успешности нашей политики предоставления

независимых технических отчетов, репортажей

о событиях и изучения практического опыта на

региональном рынке разведки и добычи.

В завершение текущего года мы подготовили для всех

вас отличный выпуск журнала. Вторая часть работы

Роберта Муфазалова по Теореме Тима и глубинной

термодинамике. Для тех, кто интересуется оценкой

скин-фактора и миграцией углеводородов в пластах, это

будет весьма увлекательным чтением.

В данном выпуске опубликовано превосходное

интервью Ленара Назипова, генерального директора

ООО «ТАГРАС-ХОЛДИНГ», посвященное цифровизации

и развитию нефтесервисных компаний. В продолжение

темы позитивных прогнозов на 2020 год, наши

партнеры из RPI анализируют ключевые факторы,

имеющие влияние на рынок скважинного каротажа в

России. Находки и предположения наших партнеров

из RPI всегда интересны и дают нашим читателям

возможность ознакомиться с экспертным анализом

рынка и его трендов. Мы также рассмотрим рынок услуг

цементирования и проблемные вызовы и возможности,

с которыми этот рынок сталкивается сейчас и будет

иметь дело в ближайшем будущем.

Что касается компаний-операторов: «Газпром Нефть»

рассматривает возможности оптимизации технологии

многостадийного ГРП на проблемных пластах.

«ЛУКОЙЛ» занимается методами оптимизации своей

добычи, рассматривая текущие методы работы с точки

зрения последних наработок в области цифровизации.

Хорошо помня о том, что Россия нуждается в

повышении стандартов квалификации, подготовки

специалистов и уровня их обучения, в рамках нефтяной

промышленности, в частности, мы будем рассказывать

вам о том, как всего этого добиваются в компаниях.

Заглядывая вперед, на следующий год, я рад сообщить

вам о том, что TMG Worldwide расширяет горизонты

своей деятельности. Серия форумов «Скважинный

Инжиниринг», которая оказалась успешной в России и

Казахстане, вступает на рынок Субсахарской Африки,

открывая инаугурационный Западно-Африканский

форум Скважинный Инжиниринг, WAWEF-2020, в отеле

Labadi Beach, в Аккре, 20 Февраля 2020 г. Открытие

этого мероприятия очень своевременно – недавно

состоявшийся Российско-африканский саммит в г.

Сочи показал явное желание российских компанийоператоров

повысить уровень своего присутствия

на африканском нефтегазовом рынке, и оргкомитет

намерен пригласить делегатов от ключевых российских

нефтяных компаний к участию в WAWEF-2020 в Аккре.

Ознакомиться с более подробной информацией по

данному мероприятию можно на сайте www.wawef.com.

Форумы RDCR и KDR войдут в 2020 году в свои 8-й

и 6-й года проведения соответственно. RDCR будет

проводиться в этом году немного позже, 23 апреля,

чтобы не мешать проведению пасхальных праздников,

и мы ожидаем участие в форуме более 500 делегатов.

Точная дата проведения форума KDR-2020 уточняется,

и будут объявлена в ближайшее время, но ведущий

форум бурения и добычи Казахстана несомненно

вернется в г. Нур-Султан в сентябре. Вместе с

журналом ROGTEC, в организационном коллективе

мероприятий, как никогда, ждут желающих выступить

с докладом и стать спонсорами данных мероприятий,

поэтому, пожалуйста, обращайтесь к нам, и мы

постараемся подобрать для вас идеальный вариант по

участию в вышеперечисленных форумах.

Я искренне надеюсь, что вам понравится этот выпуск

журнала, и коллектив TMG Worldwide хотел бы здесь

воспользоваться прекрасной возможностью пожелать

всем счастливого и благополучного 2020 года, а также

пожелать вам и вашим близким всего самого лучшего в

Новом году! С Новым годом и Рождеством!

Дэниел Стивенсон

Шеф-редактор


10 ROGTEC


23rd April 2020 Moscow

8 th RDCR Well Engineering Forum

• Leading Russian Forum for Drilling and Production Professionals

• Over 500 highly qualified participants from all the leading

operators, service companies and technology vendors

• One full day of in-depth discussions, knowledge sharing and

high level networking

• Technologically Oriented Round Table Discussions

Tomorrows Wells - Delivered Today!


www.rdcr.ru

ROGTEC

11

EDITORSNOTES

Editors Notes

Dear Readers,

Welcome to issue 59 of ROGTEC Magazine. Fast

approaching 60 (editions) of the region’s leading upstream

magazine. Some say that that print media (and oil and gas for

that matter) are things of the past. But here at TMG Worldwide

we firmly believe that both have their place in a changing

world. From our perspective, we are seeing more advertising

interest in ROGTEC Magazine in 2020 than we have done

since the days pre crisis and sanctions. This bodes well

for next year and is testament to our policy of providing

independent technical and factual reports and case studies

on the regional upstream market.

Leading in to the end of the year we have a great issue for

you all to read, including Dr Mufazalov’s second part of his

paper on “Tim’s Theorem of Underground Hydrodynamics.”

For those with a an interest in calculating skin factor and the

migration of hydrocarbons in situ this is an essential read.

We have a fantastic interview with Lenar Nazipov, General

Director of TAGRAS-HOLDING LLC looking at the companies

Digitalization of the oilfield. Continuing on the theme of a

positive outlook for 2020, our partners at RPI look at the

key market drivers for the well logging market in Russia. The

insights and projections from RPI are always interesting

and give our readers expert trend and market analysis.

This issue also covers the cement services market and the

challenges and potential this market segment will face now

and in the future.

On the operator front Gazprom Neft is looking at optimizing

multistage hydraulic fracturing in challenging reservoirs.

LUKOIL are focusing on their production optimisation

methods, comparing their current systems with the latest

developments in digitalisation. With Russia needing and

looking to increase the standards of skills and training and

qualification levels within the oil patch, we will cover how this

is being achieved.

Looking forward to next year, I am happy to say that TMG

Worldwide are expanding their reach. The “Well Engineering

Forum” series of events that have proved so successful in

Russia and Kazakhstan is entering the sub Saharan Africa

market with the launch of the inaugural West African Well

Engineering Forum at the Labadi Beach Resort in Accra on

the 20th February. The launch of this event is timely – the

recent Russia Africa Summit in Sochi highlighted the appetite

of Russian operators to increase their stake in the African

oil and gas market and the organising committee will be

inviting delegations from key Russian oil companies to attend

WAWEF 2020 in Accra. Further information on this event can

be seen at www.wawef.com.

The RDCR and KDR return in 2020 for the 8th and 6th years

respectively. The RDCR is running slightly later on the 23rd

April to avoid the Easter holiday season and we are expecting

over 500 delegates to attend. The KDR 2020 dates will be

announced shortly but Kazakhstan’s leading drilling and

production forum will return to Nur-Sultan in September. As

with ROGTEC Magazine, the event teams are seeing more

interest than ever to speak and sponsor so please contact us

to see how we can tailor a solution to fit your needs.

I hope that you all enjoy this issue, and the team at TMG

Worldwide would like to take this opportunity to wish you all a

good end to 2019, and a very happy and prosperous 2020,

all our seasonal well wishes to you and your families. Have a

great New Year and Christmas!

Daniel Stevenson

Editorial Director



eckel.com | sales@eckel.com

5½HS UHT-35

БЕЗОТКАЗНЫЙ, НАДЕЖНЫЙ И ПРОВЕРЕННЫЙ

47453.6Нм

Особенности гидравлического ключа

5½ HS UHT-35 Эккель:

• Крутящий момент 35000 футо-фунтов (47453.6 Нм)

• Гибкий выбор значений крутящего момента и скорости

вращения при использовании гидравлического мотора

с технологией Hydra-Shift в сочетании с механической

двухскоростной передачей, четыре диапазона крутящего

момента и скорости вращения.

• Быстрая смена скользящих головок

• Работает с бурильными трубами

• Hydra-Shift (гидравлическое переключение частоты вращения и

крутящего момента)

• Гидравлическое стопорное устройство WD Tri-Grip.

• Радиальный замок дверки

Гидравлические ключи Эккель защищают

ваши трубные соединения от дорогостоящих

повреждений. Проверено по всему миру.

Уже более 60 лет Эккель является мировым лидером

в поставке высокопроизводительных гидравлических

ключей. Эккель предлагает разнообразные модели

гидравлических ключей для работы с бурильными,

обсадными и насосно-компрессорными трубами,

гидравлические стопорные устройства и силовые

гидравлические станции. Предлагается вниманию полный

модельный ряд гидравлических ключей для работы с

трубами от 2-1/16 (52,4 мм) до 36 дюймов (914,4 мм)

и крутящим моментом до 135000 футо-фунтов (183035 Нм)

для самых востребованных условий на суше и на море.

Explorer II - Компьютеризированная

система контроля и регистрации

крутящего момента и скорости

вращения

Разнообразные типы

вкладышей для

каждого применения

В чем ваша основная проблема с трубным соединением?

Узнайте больше на WWW.ECKEL.COM/RU

Гидравлические станции дизельные и электрические


eckel.com | sales@eckel.com

Эксклюзивный региональный представитель:

Коралайна Инжиниринг:

Coralina Engineering:

coralina.ru | oil-gas@coralina.ru

ROGTEC 13

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Вадим Кравец, ведущий аналитик RPI Research&Consulting

RPI: Рынок геофизических исследований скважин

имеет мощные драйверы

RPI: Strong Drivers for Well Logging Market

П

о состоянию на 2018 год сегмент геофизических

исследований скважин (ГИС) был одним из

крупнейших, занимая пятое место по своему

денежному объему среди всех сегментов

нефтесервисного рынка. Помимо своего

значительного объема он является одним из наиболее

технологически продвинутых сегментов, так как на

нем уже применяются и будут применяться многие

новации, пока еще не вышедшие из стадии опытноконструкторских

работ. И будущее этого сегмента

будет, если не радужным, то вполне оптимистичным,

так как его поддерживают такие мощные и надежные

драйверы, как бурение, зарезки боковых стволов

(ЗБС), гидроразрывы пластов (ГРП) и капитальные

ремонты скважин (КРС).

Рынок ГИС включает в себя сегменты мероприятий

при бурении, ГРП, ЗБС и КРС, и объем рынка ГИС

определяется интегральной динамикой этих сегментов.

В настоящее время в его рамках выполняются

следующие виды работ:

• каротаж – исследования разрезов скважин (в

околоскважинном пространстве);

• исследования технического состояния скважин

Vadim Kravets, lead analyst of RPI Research&Consulting

A

s of 2018, the well logging sector was one of the

largest, ranking fifth in monetary terms among all

sectors of the Russian oilfield services market. In

addition to its significant volume, it is one of the most

technologically advanced sectors, as companies already

apply and will apply many innovations that are still at

the development (stage). The future for this sector is

considered optimistic, even bright, as it is supported by

strong and reliable drivers, such as drilling, sidetracking,

hydraulic fracturing and well workover.

The well logging market includes drilling, hydraulic

fracturing, sidetracking and workover operations.

The volume of this market is determined by the integral

dynamics of these sectors. Currently, the following types

of operations are being carried out within the logging

market:

• Analysis of well logs of the near-wellbore region

• Analysis of wells technical state (wellbore, cement

column, casing) and location of technological equipment;

• Well testing (pressure, flow rate, fluid composition and

properties);

• Reservoir testing (reservoir fluids sampling) and rock

sampling.

14

ROGTEC


WELL LOGGING

(ствола, цементного кольца, колонны) и положения

технологического оборудования;

• гидродинамические исследования в скважинах

(давления, скорости потока, состава и свойств

флюида);

• прямые исследования пласта – испытание пластов

(отбор исследования пластовых флюидов) и отбор

образцов пород.

В результате учета всех перечисленных факторов

исследования, проведенные RPI, показали, что объем

рынка ГИС в физическом выражении в 2007-2018 гг.

ежегодно рос, исключая кризисный 2009 год, а также

прошлый, 2018 год. За этот период он вырос на 78%, с

20,8 тыс. мероприятий в 2007 году до 37,2 тыс. в 2018

году (см. диаграмму 1).

RPI considered all these factors and conducted market

research that has shown that in physical terms, the volume

of the well logging market between 2007-2018 grew

annually, with the exceptions for the crisis year of 2009 and

the last year - 2018. During this period of time, the logging

market increased by 78%, from 20,800 operations in 2007

up to 37,200 operations in 2018 (diagram 1).

In 2018, as compared to the previous year, the logging

market remained at a comparable level, decreasing by

0.9%. The decrease was mainly caused by the reduction of

the number of logging operations in the Volga-Urals region.

In 2018, the majority of logging operations included logging

for hydraulic fracturing (14.3 thousand), drilling (10.8

thousand) and workover (8.2 thousand).

40,000

35,000

30,000

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

0

ед. мероприятий

Operations

20,848

9,453

3,494

1,503

5,956

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

ГИС при бурении

Logging while drilling

22,410 21,762

10,033

3,542

1,679

6,683

9,918

3,554

1,650

6,253

ГИС при ЗБС

Logging for

sidetracking

Источник: данные компаний, анализ RPII

Source: company data, RPI analysis

24,136

10,978

3,884

1,826

7,032

25,303

11,032

4,076

2,130

7,661

26,566

11,821

4,020

2,169

8,160

ГИС при КРС

Timano-Pechora

Logging for workover

29,529

13,478

4,545

2,631

8,464

31,948

15,632

4,661

3,045

8,180

ГИС при ГРП

Logging for hydraulic

fracturing

Диаграмма 1: Рынок ГИС России в разрезе отдельных сегментов в 2007-2018 гг., ед. мероприятий

Diagram 1: Individual segments of the Russian well logging market in 2007-2018, operations

33,730 34,093

15,445

5,656

3,192

8,962

14,885

5,674

3,273

9,796

Прочие сегменты ГИС

Other logging segments

37,215 37,186

15,482

6,727

3,487

11,040

14,337

8,179

3,413

10,765

Всего

Total

В 2018 году, по сравнению с предшествующим годом,

объем рынка ГИС остался на сопоставимом уровне,

уменьшившись на 0,9%. Снижение было вызвано,

прежде всего, сокращением объемов мероприятий

ГИС в Волго-Урале.

В 2018 году в структуре мероприятий ГИС

превалировали мероприятия в процессе ГРП (14,3

тыс.), бурения (10,8 тыс.) и КРС (8,2 тыс.).

Наибольший рост в 2018 году по сравнению с

предыдущим годом продемонстрировал сегмент

ГИС при КРС (+1451 мероприятие), а наибольшее

сокращение – сегмент ГИС при ГРП (-1145

мероприятий).

The highest growth in 2018 as compared to the previous

year was demonstrated by the workover logging segment

(+1451 operations), while the largest decrease was

demonstrated by the hydraulic fracturing sector (-1145

operations).

Analysis over a longer period shows that starting from 2007

the share of the logging sector for hydraulic fracturing has

decreased by 6%, while the share of workover logging has

increased by 5% and sidetracking logging has increased by

2%. Other logging area decreased by 1%.

In money terms in 2007-2018 the well logging market

volume has tripled, from 37.8 billion rubles up to 118.7

billion rubles (diagram 2). However, in 2018 the market


ROGTEC

15


140

млрд рублей

Billion rubles

Источник: анализ RPI

Source: RPI analysis

25%

120

20%

100

15%

80

10%

60

5%

40

0%

20

0

37,8 40,0 38,2 42,7 49,3 56,5 65,8 74,9 89,5 102,8 117,9 118,7

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Годовой прирост, % - Annual growth, %

-5%

-10%

Диаграмма 2: Объем рынка ГИС в денежном выражении в 2007-2018 гг., млрд руб

Diagram 2: Well logging market volume in monetary terms in 2007-2018, billion rubles

Если рассмотреть динамику на более

продолжительном временнОм интервале, то

можно отметить, что с 2007 года доля ГИС при ГРП

сократилась на 6%, в то же время доля ГИС при КРС

увеличилась на 5%, а ГИС при ЗБС – на 2%. Прочие

сегменты ГИС сократились на 1%.

В денежном выражении в 2007-2018 гг. объем рынка

ГИС вырос в три раза, с 37,8 млрд руб. до 118,7 млрд

руб. (см. диаграмму 2). При этом в 2018 году темп

роста рынка упал до уровня 1%, что является самым

низким показателе начиная с 2010 года.

В разрезе отдельных сегментов наибольшую

долю в денежном выражении в 2018 году занимал

сегмент ГИС при бурении – 67%. Наибольший рост

рынка ГИС в денежном выражении в 2018 году

продемонстрировал сегмент ГИС при КРС – на 1,6

млрд. рублей при сокращении сегмента ГИС при КРС

на 0,9 млрд. руб.

Драйверы поддерживали рынок

Как уже отмечалось ранее, рынок ГИС зависит от

таких драйверов, как бурение, ГРП, ЗБС и КРС.

Динамика числа мероприятий при вводе

эксплуатационных скважин в 2007-2017 гг. в целом

соответствует динамике объемов эксплуатационного

бурения в этот период. В 2007-2017 гг. объем

ввода эксплуатационных скважин вырос на 89%.

Сокращение объемов ГИС при эксплуатационном

бурении в этот период времени наблюдалось дважды

– в кризисных 2009 и 2014 годах. Причиной падения

growth rate decreased to the level of 1%, which is the

lowest level since 2010.

As for individual sectors, logging while drilling demonstrated

the largest share in monetary terms in 2018 - 67%.

Workover logging demonstrated the highest market growth

in monetary terms in 2018 - 1.6 billion rubles with overall

sector reduction by 0.9 billion rubles.

The Market was Supported by Drivers

As previously mentioned, the logging market depends

on such drivers as drilling, fracturing, sidetracking and

workover.

The change in the number of operations for commissioning

of production wells in the 2007-2017 period is generally

consistent with the drilling volume during this period. In

2007-2017 the number of newly commissioned production

wells increased by 89%. During this period the reduction

of the volume of logging while drilling operations has been

observed twice - in 2009 and 2014 crisis years. The reason

for the reduction in the number of newly commissioned

production wells was a slowdown in investment activity.

In 2015, despite the ongoing crisis, growth in the number

of production wells resumed - companies were forced to

increase their drilling volume in order to prevent a possible

drop in oil production.

After three years of increases in the overall rate of

penetration by more than 10% per year, this volume growth

has stopped 2018. This is due to the rising trend for

16

ROGTEC


WELL LOGGING

ввода эксплуатационных скважин было снижение

инвестиционной активности компаний.

В 2015 году, несмотря на продолжение кризиса, рост

числа эксплуатационных скважин возобновился –

компании были вынуждены увеличить объемы бурения

для предотвращения возможного падения объемов

добычи нефти.

В 2018 году после трех лет увеличения общей

проходки в бурении с темпами более 10% в

год, рост объемов прекратился. Это связано с

усиливающимся трендом на ввод более эффективных

горизонтальных скважин и соответствующим

снижением ввода наклонно-направленных скважин.

Аналогичной динамике бурения была динамика ГИС

при бурении. Например, в 2018 году объем ГИС при

эксплуатационном бурении сократился на 3%.

Доля ГИС при разведочном бурении была

значительно меньше аналогичных исследований при

эксплуатационном бурении (3% в 2018 году) ввиду

меньшего числа скважин данного типа.

Рынок ГИС при операциях ГРП в 2007-2014 гг. вырос в

связи с увеличением числа операций ГРП как на новых

скважинах, так и на скважинах переходящего фонда.

Это оказалось следствием следующих тенденций.

Число операций ГРП на новых скважинах увеличилось

в связи с положительной динамикой ввода

эксплуатационных скважин и увеличением доли новых

скважин, на которых проводится ГРП. Упомянутая доля

в 2014-2015 гг. в большинстве компаний находилась в

диапазоне 70-80%.

В 2015-2017 гг. динамика роста мероприятий

значительно сократилась, что было вызвано

постоянным снижением числа скважин-кандидатов для

повторного ГРП, высокой обводненностью добываемой

нефти и ростом доли горизонтальных скважин, на

которых необходимо проводить более дорогостоящие

операции многостадийного ГРП (МГРП).

В 2018 году, в отличие от 2006-2017 гг., восходящий

тренд увеличения количества операций ГРП сменился

падением. Ключевыми факторами, повлиявшими

на динамику рынка, являлось снижение количества

операций одностадийного ГРП на переходящем

фонде скважин, а также уменьшение числа операций

одностадийного ГРП на новых скважинах, вследствие

усиленной диверсификации спроса ВИНК на МГРП.

В результате в течение 2007-2014 гг. число

мероприятий ГИС при проведении ГРП увеличилось

на 64%, с 9,5 тыс. мероприятий в 2007 году до 15,6

тыс. в 2014 году. В 2015-2016 гг. наблюдалось

незначительное сокращение числа мероприятий,

drilling more efficient horizontal wells and a corresponding

decrease in the volume of commissioning of directional

wells. The logging for production drilling sector experienced

the same pattern. For example, in 2018 the volume of this

sector decreased by 3%.

The share for the logging for exploration drilling sector was

significantly less than logging for production drilling (3% in

2018) due to the smaller number of wells of this type.

The growth of logging for fracturing operations in 2007-

2014 was due to the increase in the number of fracturing

operations in both new and producing wells. This proved to

be the result of the following trends.

The number of hydraulic fracturing operations in new wells

increased due to the positive dynamics of production wells

commissioning and the increase in the share of new wells

in which hydraulic fracturing was performed. In 2014-

2015 this share was within the range of 70-80% in most

companies.

In 2015-2017 the rate of the growth in the number of

operations significantly decreased due to the steady

decrease in the number of candidate wells for re-fracturing

and the increase in the number of horizontal wells with more

expensive multi-stage fracturing technology.

2018, in contrast to the 2006-2017 years, saw the

upward trend for the increase in the number of fracturing

operations changed to a downward trend. The key factor

affecting the market dynamics was the reduction of the

number of single-stage hydraulic fracturing operations in

both producing and new wells, as a result of the greater

diversification of vertically integrated oil companies

demands for multistage fracturing.

As a result, during the 2007-2014 period, the number of

logging operations for hydraulic fracturing increased by

64% from 9.5 thousand in 2007 to 15.6 thousand in 2014.

In 2015-2016 there was a slight reduction in the number

of operations. More favorable economic environment in

2017 supported the growth of this market by 4% in physical

terms. In 2018 due to the above-mentioned reasons

the number of logging operations for hydraulic fracturing

decreased by 7% and amounted to 14.3 thousand.

The annual rate of change in the number of logging

operations for sidetracking in the 2007-2013 period

increased from 2% in 2009 to 21% in 2013, except for

2012, which saw a year of short-term reductions in the

growth rate up to 5%.

Due to the fact that sidetracking is the most expensive

method of enhanced oil recovery in producing wells,

depreciation of the ruble and oil prices led to a significant

reduction in the growth rate of the number of logging


ROGTEC

17


а улучшение экономической ситуации в 2017 году

привело к росту данного рынка на 4% в физическом

выражении. В 2018 году в силу указанных выше причин

объем ГИС при ГРП сократился на 7% и составил 14,3

тыс. мероприятий.

Годовые темпы изменения количества мероприятий

ГИС при ЗБС в период 2007-2013 гг. увеличивались

с -2% в 2009 до 21% в 2013 году, за исключением

2012 года, в котором произошло кратковременное

сокращение темпов роста до 5%.

operations for sidetracking during 2014-2016. However, in

the next year, 2017, stabilization of the economic environment

led to a significant increase in the growth rate to 10.5%. In

2018, for the first time from 2009, there was a decrease in the

number of operations - by 2% as compared to last year.

The increase in the number of workover logging operations

in 2007-2018 was due to the steady increase in the number

of workover operations in this time period. Workover

operations have become an effective method of maintaining

the wells in working condition.

Ввиду того, что ЗБС является самым дорогим

методом повышения дебита текущего фонда

скважин, снижение курса рубля и цен на нефть

привели к значительному сокращению темпов

роста числа мероприятий ГИС при ЗБС в 2014-

2016 гг. Однако уже в следующем, 2017 году,

стабилизация экономической обстановки обусловила

значительное увеличение темпов роста до 10,5%. В

2018 году впервые с 2009 года наблюдалось снижение

количества операций — на 2% по сравнению с

прошлым годом.

Объем мероприятий ГИС при капитальном ремонте

скважин в 2007-2018 гг. рос в связи с устойчивым

возрастанием числа операций

КРС в этот период времени.

КРС стал эффективным

методом поддержания

скважин в работоспособном

состоянии.

Рынок КРС рос вследствие

увеличения фондов

эксплуатационных скважин,

а также частоты работ КРС

на скважинах. В итоге число

мероприятий ГИС при КРС

в 2007-2018 гг. выросло на

134%, с 3,5 тыс. в 2007 году

до 8,1 тыс. в 2018 году.

Структура мероприятий

ГИС при КРС с 2007 года не

претерпела значительных

изменений. Основной объем

работ (68%) приходится на ГИС

при исследовании скважин.

Число мероприятий прочих

видов ГИС (в частности, ГИС

при ПНП) в 2015-2018 гг.

сохранялось на примерно

одном и том же уровне, не

превышая 500 единиц в год.

Газпром нефть

Gazprom Neft

2,188, 6%

Tatneft

Other companies

2,224, 6%

Прочие

производители

Other companies

3,071, 8%

ЛУКОЙЛ

LUKOIL

5,181, 14%

The workover market growth was due to the increase in the

number of production wells and the frequency of workover

operations. As a result, the number of workover logging

operations in the 2007-2018 period increased by 134%

from 3.5 thousand in 2007 to 8.1 thousand in 2018.

The types of workover logging operations in 2007 have not

changed significantly. The main scope of work (68%) was

for operations focused on recording and analyzing well logs.

The number of other logging operations (in particular,

logging for enhanced oil recovery) in 2015-2018 remained

at approximately the same level, not exceeding 500

operations per year.

Славнефть

Slavneft

1,468, 4%

Башнефть

Slavneft

1,364, 4%

100% = 37,186

мероприятий

Operations

РуссНефть

Russneft

636, 2%

Сургутнефтегаз

Surgutneftegaz

8,050, 21%



Роснефть

Rosneft

13,004, 35%

Диаграмма 3: Доли отдельных компаний в общем объеме ГИС в 2018 году, ед. мероприятий, % от

Diagram 3: Shares of individual companies in the total logging market volume in 2018, % of operations

18

ROGTEC


WELL LOGGING

Заказчики и подрядчики

В течение 2007-2018 гг. лидерами по

количеству выполненных мероприятий ГИС были (см.

диаграмму 3):

• «Роснефть» (35% в 2018 году);

• «Сургутнефтегаз» (21%);

• «ЛУКОЙЛ» (14%).

Это объясняется большими объемами

эксплуатационного бурения, КРС и ГРП в этих

компаниях.

В 2018 году доля «Роснефти» достигла 35% (а с

учетом приобретения «Башнефти» фактическая

доля составляла 39%), что является существенным

приростом по сравнению с уровнем 2007 года,

когда доля компании достигала 17%. Данная

трансформация носит неорганический характер и

обусловлена покупкой «Роснефтью» ТНК-BP в 2013

году. Сделки по слияниям и поглощениям последних

пяти лет позволили «Роснефти» стать безусловным

единоличным лидером по числу мероприятий ГИС.

В то время как доли других компаний не претерпели

значительных изменений.

В тройку лидеров на рынке мероприятий ГИС

при эксплуатационном бурении в 2007-2018

гг. входили «Роснефть», «Сургутнефтегаз» и

«ЛУКОЙЛ». Расстановка сил на рынке мероприятий

ГИС при эксплуатационном бурении полностью

соответствует рыночным долям компаний на рынке

эксплуатационного бурения.

На протяжении 2007-2014 гг. лидером в области

мероприятий ГИС при разведочном бурении был

«Сургутнефтегаз». Лидерство объясняется большим

объемом ввода компанией разведочных скважин. В

2015 году первую позицию занял «ЛУКОЙЛ», резко

нарастивший объемы разведочного бурения после

того, как перед компанией предстала перспектива

сокращения добычи. В 2017 году лидирующую

позицию заняла «Роснефть», которую компания

сохранила и в 2018 году.

В 2007-2018 годах наибольшее число мероприятий

ГИС при ГРП выполняли «Роснефть» (32% в 2018

году), «Сургутнефтегаз» (21%) и «ЛУКОЙЛ» (12%). В

2013-2018 гг. заметно нарастила число мероприятий

ГИС при ГРП «Татнефть». Компания увеличила

показатели ввода новых эксплуатационных скважин

и проведенных при этом ГРП и в результате достигла

доли 11% в 2018 году.

В 2007-2018 гг. лидерами по числу проведенных

мероприятий ГИС при ЗБС были «Роснефть»,

«Сургутнефтегаз» и «ЛУКОЙЛ».

Customers and Contractors

During the period 2007-2018, leading companies for the

number of logging operations were (see diagram 3):

• Rosneft (35% in 2018);

• Surgutneftegaz (21%);

• LUKOIL (14%),

This is due to a large number of drilling, workover and

fracturing operations within these companies. In 2018

Rosneft´s share has reached 35% (taking into account

the acquisition of «Bashneft» the actual share was 39%),

which is a significant increase compared to 2007, when the

company’s share reached 17%. This is a non-systematic

growth caused by Rosneft`s acquisition of TNK-BP in 2013.

Mergers and acquisitions in last five years have made

Rosneft the undisputed leader in the number of logging

operations. The shares of the other companies have not

changed significantly during this period.

Between 2007-2018 the top three leaders in the logging

market for production drilling were Rosneft, Surgutneftegaz

and LUKOIL. Companies balance in the logging market for

production drilling is fully consistent with market shares in

production drilling segment.

During the 2007-2014 period Surgutneftegaz was a leader

in the logging market for exploration drilling. This is due to

a large number of newly commissioned exploration wells.

In 2015, the leading position was taken by LUKOIL that

drastically increased the volume of exploratory drilling after

the company had faced the prospect of production decline.

In 2017 the leading position was taken by Rosneft that

maintained this position in 2018.

In 2007-2018 the largest number of logging operations

for fracturing was performed by Rosneft (32% in 2018),

Surgutneftegaz (21%) and LUKOIL (12%). In 2013-

2018 Tatneft significantly increased the number of

these operations by increasing the number of newly

commissioned production wells and fracturing operations.

As a result, Tatneft share in 2018 reached 11%. In 2007-

2018 the top three leaders in the logging market for

sidetracking were Rosneft, Surgutneftegaz and LUKOIL.

These companies had a large number of mature wells

in Western Siberia and the Volga-Urals. Sidetracking

was used for increasing the production rate in old wells.

In particular, in 2018, 69% of all logging operations for

sidetracking were performed by these companies.

In 2007-2018 the largest number of workover logging

operations was also performed by Rosneft, Surgutneftegaz

and LUKOIL.

These companies had a large number of production

wells, some of which have been in operation for a long


ROGTEC

19


Эти компании имели большие фонды возрастных

эксплуатационных скважин в Западной Сибири

и Волго-Урале. Они применяли ЗБС в качестве

инструмента увеличения дебита на старых

скважинах. В частности, в 2018 году на

перечисленные компании пришлось около 69% от

всех мероприятий ГИС при ЗБС.

В 2007-2018 гг. наибольшее число мероприятий

ГИС при КРС выполняли также «Роснефть»,

«Сургутнефтегаз» и «ЛУКОЙЛ».

Перечисленные компании имели большие фонды

скважин, часть из которых эксплуатируются

уже достаточно давно. Эти скважины требовали

частых и сложных ремонтов, например, РИР или

аварийных работ. Соответственно данные компании

производили большое количество мероприятий ГИС

при КРС.

В 2007-2018 гг. безусловным лидером проведения

прочих видов ГИС являлся «Сургутнефтегаз» (в

2017 году 38% от всех проведенных мероприятий).

В первой тройке лидеров в 2018 году также

фигурировали «ЛУКОЙЛ» (21%) и «Роснефть» (20%).

time. These wells require frequent and complex workover

operations, for example, remedial operations or emergency

response operations. As a result, these companies

performed a large number of workover logging operations.

In 2007-2018 the undisputed leader for all other logging

operations was Surgutneftegaz (38% of all operations in

2017). Top three leaders in 2018 also included LUKOIL

(21%) and Rosneft (20%).

Contractors balance in the logging market last year was as

follows. Leading positions among major contractors with

the largest volume of logging services (see diagram 4 - the

share of major Russian companies is presented integrally):

• Schlumberger;

• Gazprom Georesurs;

• TNG Group;

• Surgutneftegeofizika;

• Bashneftegeofizika;

• Rosgeologiya;

• Kogalymneftegeofizika;

• Gazpromneft-Noyabrskneftegeofizika.

In 2018, the total market share of these companies reached

81% in monetary terms.

Расстановка сил среди

подрядчиков в прошлом году

была следующей. Среди

крупных игроков лидерами

(см. диаграмму 4 – доля

крупных российских компаний

на ней представлена

интегрально – прим.),

оказывающими наибольшее

количество услуг ГИС,

являлись:

• Schlumberger;

• «Газпром георесурс»;

• «ТНГ-Групп»;

• «Сургутнефтегеофизика»;

• «Башнефтегеофизика»;

• «Росгеология»;

• «Когалымнефтегеофизика»;

• «Газпромнефть-

Ноябрьскнефтегеофизика».

Крупные

российские

компании

Large Russian

companies

59.5%

Прочие

Other companies

9.0%

100% = 118,7


Billion rubles

Schlumberger

24.6%

Росгеология

Rosgeologiya

6.9%

В 2018 году их суммарная

доля рынка в денежном

выражении достигла 81%.

В 2018 году наблюдалось

сохранение ценового

давления нефтегазовых

компаний по отношению

к геофизическим



Примечание. Доля Schlumberger включает долю ЗАО «Тюменьпромгеофизика», а также ГИС на море

Note: The Schlumberger share includes the share of Tyumenpromgeofizika JSC and offshore logging operations.

Диаграмма 4: Рыночные доли крупнейших подрядчиков на рынке ГИС в 2018 году, % от

суммарного объема рынка в денежном выражении

Diagram 4: Market shares of the largest contractors in the logging market in 2018, % of total market

volume in money terms

20

ROGTEC


WELL LOGGING

подрядчикам. Рост объема работ в физическом

выражении и сокращение выручки вынуждало

ряд компаний применять демпинговые цены для

получения контрактов, что приводило к отказу от

финансирования некоторых НИОКР по ГИС.

Несмотря на то, что первое место на рынке ГИС

в 2018 году осталось за Schlumberger (25%), по

сравнению с прошлым годом, компания потеряла

2%. Группа российских лидеров рынка осталась

неизменной – «Газпром-Георесурс», «ТНГ-Групп»,

«Сургутнефтегеофизика», «Башнефтегеофизика» и

«Росгеология».

Положительным трендом на российском рынке

геофизики можно считать дальнейшее ослабление

позиций иностранных компаний и, соответственно,

усиление компаний отечественных.

Эффективность работы геофизических компаний

зависит не только от объема проделанных работ,

но также от количества производственных партий,

функционирующих в компании. Наилучшие

показатели по результатам 2018 года наблюдались в

«Башнефтегеофизике» и «Сургутнефтегеофизике». При

объеме работ в 25 – 30 тыс. операций, в работе было

задействовано 150-250 партий.

Заглянем в будущее

В рамках проведения исследования рынка ГИС при

составлении прогноза объема рынка учитывались

следующие показатели:

• прогноз объемов добычи нефти на период

2018-2030 гг.;

• объявленные планы компаний по разработке

месторождений и объемам бурения на них;

• динамика падения дебитов скважин на старых

месторождениях;

• объявленные планы компаний о проведении

ремонтов на скважинах;

• динамика проведения операций гидроразрыва

пласта, зарезки боковых стволов, оптимизации

режимов работы скважин, а также суммарных и

удельных эффектов от них;

• влияние санкций на технологическую оснащенность

сервисных компаний и финансовое состояние

заказчиков работ по геофизическим исследованиям.

Прогнозная информация о ГИС на всех сегментах

рынка, представленная в настоящей работе, основана

на данных нефтяных компаний, оценках экспертов

рынка, а также расчетах специалистов RPI.

В настоящее время на количество мероприятий ГИС

наиболее сильно влияют:

• изменения объемов бурения, в первую очередь

In 2018, the price pressure of oil and gas companies

on logging contractors remained at the same level. The

increase in the number of operations in physical terms and

reduced revenues, forced a number of companies to use

low pricing to get contracts, which led to the elimination

of funding for some logging research and development

projects.

Despite the fact that in 2018 Schlumberger remained first

placed in the logging market (25%), the company lost 2%

compared to the previous year. The Russian market leaders

remained unchanged: Gazprom-Georesurs, TNG-Group,

Surgutneftegeofizika, Bashneftegeofizika and Rosgeologiya.

Further weakening of foreign companies and, consequently,

strengthening of domestic companies can be considered a

positive trend in the Russian logging market.

The efficiency of logging companies depends not

only on the amount of operations performed, but also

on the number of crews working in the company.

Bashneftegeofizika and Surgutneftegeofizika demonstrated

the highest numbers in 2018 with 150-250 crews were

involved in 25 - 30 thousand operations.

Future Outlook

The following indicators were taken into account when

forecasting the logging market volume:

• forecast of oil production volumes for 2018-2030;

• companies’ announced plans for field development

and drilling;

• profile of well production decline at mature fields;

• companies’ announced plans for well workovers;

• dynamics of operations in hydraulic fracturing,

sidetracking and optimization of well operation modes as

well as total and specific operational effects;

• the impact of sanctions on the technological equipment

of service companies and the financial condition of

logging customers.

The forecasted information on logging operations in all

market sectors presented in this paper is based on oil

companies’ data, estimates by market experts’ and RPI

internal specialists’ calculations.

At present, the number of logging operations is most

strongly influenced by the following factors:

• changes in drilling operations, primarily production drilling;

• changes in the number of hydraulic fracturing operations

in both new and producing wells;

• changes in the number of sidetracking operations;

• changes in the number of workover operations.

In the last few years these factors have been developing

irregularly (especially for production drilling, hydraulic

fracturing and sidetracking operations). These trends are

expected to remain the same in the near future.


ROGTEC

21


60,000

ед. мероприятий

Operations

Источник: данные компаний, анализ RPII

Source: company data, RPI analysis

50,000

40,000

30,000

20,000

37.186 38.592 39.117 40.961 41.487 43.505 45.070 46.612 47.676 49.043 50.246

51.250 52.030

10,000

0

2018

(факт-fact)

2019

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Диаграмма 5: Прогноз объемов рынка ГИС России в 2019-2030 гг., ед. мероприятий

Diagram 5: Russian well logging market forecast for 2019-2030, operations

эксплуатационного;

• динамика количества операций ГРП на новых

скважинах и на скважинах переходящего фонда;

• изменение количества операций ЗБС;

• динамика количества операций КРС.

В последние годы наблюдается неравномерное

развитие данных факторов (особенно в части

эксплуатационного бурения, ГРП и ЗБС), и в

ближайшей перспективе ожидается сохранение данных

тенденций.

В дополнение к вышеуказанным факторам, на рынок

ГИС будут оказывать существенное влияние ряд

производственных, технологических трендов, а также

возможные в будущем налоговые льготы.

В настоящее время развитие геофизических

исследований скважин во многом обусловлено

внедрением новых технологических решений

и соответствующего оборудования в процесс

исследований. К ним в первую очередь относятся:

• системы мониторинга и добычи без разделения

пластов;

• байпасные системы мониторинга при одновременной

добыче из нескольких пластов;

• системы мониторинга и добычи с разделением

пластов;

• технология дистанционного картирования границ

In addition to the above-mentioned factors, the logging

market will be significantly affected by a number of

production and technological trends, as well as possible

future tax incentives.

Currently, the well logging sector is growing largely due to

the introduction of new technological solutions and related

equipment in the research process. These solutions include

the following technologies:

• monitoring and production systems without reservoirs

separation;

• bypass monitoring systems for simultaneous production

from multiple reservoirs;

• monitoring and production systems with reservoirs

separation;

• remote mapping of reservoir boundaries during drilling -

PeriScope;

• NeoScope technology;

• software optimization.

The possibility of integrating these technologies into daily

practice has been taken into account when making the

forecast.

The forecast showed that in the years between 2019-

2030 the total number of logging operations in Russia will

increase by 40% in physical terms - from 37 thousand in

2018 up to 52 thousand in 2030 (diagram 5).

22

ROGTEC


WELL LOGGING

коллектора в процессе бурения – PeriScope;

• технология NeoScope;

• совершенствование программного обеспечения.

Возможность внедрения их в повседневную практику

учитывалась при составлении прогноза.

Как показало исследование, в перспективе 2019-2030

гг. суммарное количество мероприятий ГИС по России

в целом вырастет в физическом выражении на 40%, с

37 тыс. мероприятий в 2018 году до 52 тыс. в 2030 году

(см. диаграмму 5).

Суммарный рост объемов рынка ГИС составит 14

844 мероприятия, из которых 7104 (47%) придется на

Западную Сибирь и 6988 (47%) на Восточную Сибирь.

В перспективе 2019 – 2023 гг. ожидается

поступательный характер развития нефесервисного

рынка в целом и сегмента ГИС в частности, что

продолжит тренды предыдущих периодов. Связано

это будет в первую очередь с последовательностью

планов по разбуриванию и вводу в разработку

месторождений в Восточной Сибири.

Вклад остальных регионов в общий прирост будет не

The total growth of the logging market will amount to

14,844 operations. 7,104 (47%) operations will be in

Western Siberia and 6,988 (47%) in Eastern Siberia.

In 2019 - 2023 the development of the oilfield services

market in general and the logging segment in particular is

expected to be progressive thus supporting the previous

trends. This will be primarily due to consecutive plans for

drilling and commissioning of fields in Eastern Siberia.

The contribution of other regions to the overall

growth will be less than 5%. The depletion of Volga-

Ural reserves will lead to a decrease in the number

of operations in that region and, as a result, to a

downward trend of the logging segment at the end

of the forecast period by 0.5% as compared to the

current period. By 2030, the share of Western Siberia

will decrease by 6% while the share of Eastern

Siberia will increase by 12% due to the start of fast

development of the fields in the region.

It is expected that all logging segments will grow, except

for logging for hydraulic fracturing segment which will be

reduced by 1,727 operations, which is 12% of the total

volume of the segment in 2018.


таким существенным, не превышая 5%. Истощение

запасов Волго-Урала приведет к сокращению

проводимых работ в регионе и как следствие –

отрицательной динамике ГИС в конце прогнозируемого

периода на 0,5% по сравнению с текущим периодом.

К 2030 году доля Западной Сибири сократится на 6%,

а доля Восточной Сибири увеличится на 12% в связи с

началом активного освоения месторождений данного

региона.

Ожидается, что все сегменты ГИС будут

демонстрировать рост. Исключение составит ГИС при

ГРП, объем мероприятий которых сократится на 1727,

что составляет 12% от общего объема сегмента в 2018

году.

К 2030 году структура ГИС в разрезе отдельных

сегментов станет более равномерной. Основной рост

долей сегментов придется на ГИС при бурении (4%) и

ГИС при КРС (9%).

Если в течение 2018-2030 гг. число мероприятий

ГИС в стране вырастет на 40%, то за этот же самый

промежуток времени объем рынка ГИС в России в

денежном выражении в действующих ценах увеличится

на 110% или на 130,4 млрд. рублей (см. диаграмму 6).

Такой опережающий рост объема рынка в денежном

выражении по сравнению с динамикой рынка в

физическом выражении объясняется ростом расценок

на работы из-за их увеличивающейся технологической

сложности и инфляционных процессов в стране.

К 2030 году в разрезе по регионам нефтедобычи

наибольшую долю в денежном выражении будет

занимать Западная Сибирь – 60% и Восточная

Сибирь – 22%.

Именно эти два региона к 2030 году внесут

наибольший вклад в рост рынка ГИС в денежном

выражении: на 64,5 млрд. рублей и на 47,7 млрд.

рублей соответственно.

В разрезе по отдельным сегментам наибольшую долю

в денежном выражении к 2030 году будет занимать

сегмент ГИС при бурении – 71%. Именно сегмент ГИС

при бурении обеспечит наибольший рост рынка ГИС

в денежном выражении к 2030 году – на 98,6 млрд.

рублей при существенно более низком росте других

сегментов.

Аналитический отчёт «Российский рынок

геофизических исследований скважин» выпущен

компанией RPI. По вопросам, связанным со статьёй

и отчётом, обращайтесь по телефонам:

+7 (495) 5025433,

+7 (495) 7789332,

e-mail: research@rpi-research.com

www.rpi-consult.ru

24 ROGTEC

By 2030, the logging market structure in terms of individual

segments will become more uniform. The main growth in

the market segments share will be for logging while drilling

(4%) and workover logging (9%).

During the 2018-2030 period the number of logging

operations in the country will increase by 40%, but in the

same period the volume of Russian logging market in

monetary terms in current prices will increase by 110%

- 130.4 billion rubles (diagram 6). This sharp growth of

the market volume in monetary terms in comparison with

the market dynamics in physical terms is explained by the

growth of price for operations due to increased technological

complexity and inflationary processes in the country.


Billion rubles

118,7

2018

(факт-fact)



249,0

2030

Диаграмма 6: Прогноз объемов ГИС в 2019-2030 гг. в

денежном выражении, млрд руб

Diagram 6: Well logging market forecast in 2019-2030 in monetary

terms, billion rubles

By 2030, Western Siberia will have the largest share in

monetary terms among oil production regions - 60%,

Eastern Siberia will have 22%.

It is these two regions that will contribute the most to the

growth of the logging market in monetary terms by 2030:

with 64.5 and 47.7 billion rubles, respectively.

In terms of individual segments, the largest share in

monetary terms by 2030 will be occupied by the logging

while drilling segment - 71%. This segment will ensure the

highest growth of the logging market in monetary terms by

2030 - by 98.6 billion USD. The growth of other segments

will be significantly lower.

Analytical report «Russian Well Logging Market» is released

by RPI. For questions related to the article and the report,

please contact us:

phone:

+7 (495) 5025433, +7 (495) 7789332,

e-mail: research@rpi-research.com

www.rpi-consult.ru


WELL LOGGING


ROGTEC

25

ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН

Гнибидин В.Н., Самарский государственный технический университет, gnibidin@gmail.com

Рудницкий С.В., Консультант по нефтегазовой отрасли, sergeir2001@mail.ru

Victor Gnibidin, Samara State Technical University, gnibidin@gmail.com

Sergei. Rudnitsky, Oil & Gas Industry Consultant, sergeir2001@mail.ru

Цементирование: Рынок под давлением

Cementing: A Market Under Pressure

П

ерспективы развития рынка цементирования

в нефтедобывающей отрасли России

определяются влиянием и взаимодействием целого

ряда факторов, среди которых фундаментальные

отраслевые тренды, технологический консерватизм,

конкуренция между технологическими сервисами

и специфические управленческие вызовы. Статья

обзорно рассматривает все эти факторы, с акцентом

на ключевых аспектах управления.

(А) Текущее состояние рынка

цементирования

Крепление скважины является неотъемлемой

частью процесса ее сооружения. В отличие от

большинства остальных видов работ крепление

является невоспроизводимым, заключительным

этапом совместной деятельности многих сервисных

организаций. Некачественное крепление сводит на

нет усилия, направленные на строительство данного

объекта системы обустройства месторождений.

Цементирование – один из технологических

элементов крепления скважины, который, в

зависимости от выполняемых функций, является в

различной степени обязательным.

В связи с изменением структуры извлекаемых запасов

нефти претерпели существенные изменения и сами

добывающие скважины. Эти изменения обусловлены

T

he outlook for the well cementing market within the

oil and gas production industry in Russia has been

impacted by several factors including fundamental sectoral

trends, technological conservatism, competition between

oilfield services, and specific management challenges. This

article briefly reviews all these factors, with a focus on the

key aspects of management.

(А) The Current State of the Well

Cementing Market

Well casing is an integral part of the well construction

process. The difference with most other kinds of service is,

well casing is a non-renewable final stage of joint activity

with multiple service companies. Poor-quality well casing

hamstrings all other efforts in a well. Cementing is one

of the technological elements of the well casing process

which, depending on the function it performs, is to a varying

degree, indispensable.

Due to the changing the structure of recoverable oil

reserves has been changing, the production wells

have undergone considerable changes as well. These

changes are driven by the intention to significantly

increase the wellbore contact area with the productive

reservoir. This explains the considerable growth of the

share of directional drilling (directional wells, wells with

horizontal section in a productive reservoir, multilateral

wells and sidetracks) within the total number of wells

26

ROGTEC


COMPLETIONS

стремлением к существенному

увеличению площади контакта

продуктивного пласта со скважиной.

Именно этим объясняется значительный

рост доли направленного бурения

(наклонно-направленные скважины,

скважины с горизонтальной секцией в

продуктивном пласте, многоствольные

и многозабойные скважины) в общем

балансе строящихся скважин (График

1), а также повсеместное применение

технологий гидроразрыва пласта (ГРП).

45%

40%

35%

30%

25%

20%

Усложнение технологии строительства

нефтяных скважин и рост их

протяженности закономерно привели

к увеличению удельных затрат на

бурение. В таких условиях естественным

стремлением нефтедобывающих

компаний является обеспечение

приемлемого уровня эффективности

буровых работ, выражающейся в

размере затрат на единицу добываемой

продукции. Достижение поставленной цели

осуществляется по двум основным направлениям:

• увеличение отбора продукции за счет увеличения

площади контакта с продуктивным пластом;

• снижение стоимости строительства скважин.

Период роста удельных затрат на строительство

скважин сменился тенденцией их снижения

начиная с 2015 года. К 2017 году

этот показатель, согласно данным

140.00

отраслевой статистики, снизился

практически до уровня 2012

130.00

года. Показатель дебита новых

120.00

эксплуатационных скважин за тот же

период показал разнонаправленную 110.00

динамику, но по итогам 2017 года

100.00

он был ниже уровня 2012 года на

90.00

5% (График 2), несмотря на рост

количества горизонтальных скважин за 80.00

тот же период более чем в 3,5 раза.

Как результат, обеспечение в

период 2012-2017 роста добычи

нефти средними темпами 1,2%

в год потребовало темпов роста

капвложений в добычу (в рублях) на

уровне более 10% в год (График 3).

Закономерным образом, упомянутые

факторы повлияли на такой важный

аспект строительства скважин

как их крепление. В связи с этим

представляется актуальным

15%

2013 2014 2015 2016 2017 2018

Источники: данные Минэнерго, ЦДУ ТЭК, собственные расчёты

Sources: data from the Ministry of Energy, Central Control Department of the Fuel and Energy Complex,

own calculations

График 1: Доля горизонтальных скважин в общем количестве новых

эксплуатационных нефтяных скважин

Chart 1: Share of horizontal wells within the total number of new development wells

under construction (see Chart 1), as well widespread use

of hydraulic fracturing.

Growing technological complexity and longer wells have

naturally resulted in the increase of higher drilling costs. Such

conditions naturally urge operators to achieve an acceptable

level of the efficiency in their drilling operations that is

expressed in the volume of expenditures per unit of produced

oil. This goal is achieved via two routes:

2012 2013 2014 2015 2016 2017

Cредний дебит новых скважин, т/сут.

Average production rate of new wells, ton/day

Удельная стоимость проходки, тыс. руб./м.

Specific cost of footage, rub/m

Добыча, млн.т.

Production, MMT


Sources: data from the Ministry of Energy, Central Control Department of the Fuel and Energy Complex,

own calculations

График 2: Динамика отраслевых показателей (2012 = 100), в целом и среднем по

РФ: Добыча нефти, удельная стоимость проходки в эксплуатационном бурении,

средний дебит новых эксплуатационных скважин

Chart 2: Dynamics of the industry indicators (2012=100), in total and in average across

the Russian Federation. Oil production, per unit cost of development drilling footage, the

average production rate of new development wells


ROGTEC

27


рассмотреть причины и характер изменения

требований к качеству крепления, соотношения

первичных и вторичных методов цементирования,

динамику спроса на данные технологические услуги.

Рассмотрение тенденций на рынке цементирования

скважин следует за тем, что цементирование

предназначено для выполнения двух основных функций:

• обеспечение условий для безопасной и

долговременной эксплуатации скважины;

• герметизация затрубного пространства скважины.

Выполнение первого условия в основном

подразумевает сохранение устойчивости

стенок скважины. Герметизация обеспечивает

предотвращение заколонных и межпластовых

перетоков между разнонапорными пластами.

В современных условиях массового строительства

направленных скважин функции претерпели

существенные изменения. Задачи цементирования

обсадных колонн в тех интервалах скважин, которые

не предназначены для создания сообщения между

продуктивным пластом и внутренним пространством

скважины, остались неизменными. Герметизация

затрубного пространства в зоне продуктивного

пласта может осуществляться и без использования

цементирования – в тех случаях, когда заканчивание

скважин проводится с использованием открытого

забоя или с помощью нецементируемых компоновок.

Структура и параметры

рынка

В последние 10 лет (2009-

2018) рынок цементирования

нефтяных скважин

демонстрировал темпы роста

ниже нефтесервисного рынка

в целом. Отставание от темпов

роста рынка собственно бурения

в денежном выражении было

примерно двукратным, при

относительно небольшом

отставании в динамике

физических показателей.

Разрыв в темпах роста с

технологическими сервисами,

сопровождающими бурение,

был значительно больше,

что обусловлено их бурным

технологическим развитием и

расширением спектра услуг.

Цементирование в целом

остается стабильным сегментом

как по составу выполняемых

работ, так и по их объему.

16%

14%

12%

10%

8%

6%

4%

2%

0%

-2%

• By achieving greater production yields due to a larger

wellbore contact area with the productive reservoir;

• By reducing well construction costs.

Beginning in 2015, the trend of increasing well construction

costs was replaced with the trend in a reduction of well

construction costs. By 2017 this indicator dropped down

to 2012 cost levels, according to the industry statistics. The

flow rate of new development wells demonstrated different

dynamics during the same period, but by the end of 2017

it was lower than in 2012 by 5% (see Chart 2), in spite of

the fact that the number of horizontal wells during the same

period increased more than 3.5 times.

As a result of this over the 2012-2017 period, to maintain

annual oil production growth at 1.2% the required increase

in capital investments, into production, (in rubles) is more

than 10% per year.

Consequently, the above-mentioned factors have had their

impact on such an important aspect of well construction

as well casing. Given this, it is important to look at the

causes and characteristics of the changing requirements of

well casing quality, the balance of primary and secondary

cementing methods, and the dynamics of demand for

these services.

Analyzing the trends in the well cementing market follows

the fact that cementing is designed to perform these two

major functions:

• to provide conditions for safe and long-term well operation;

2013 2014 2015 2016 2017 2018

Добыча, млн.т.

Production, MMT

Капиталовложения в добычу

Capital investment in production


Sources: data from the Ministry of Energy, Central Control Department of the Fuel and Energy Complex, own calculations

График 3: Динамика добычи и капвложений в добычу в РФ, изменение к предыдущему году (%)

Chart 3: Dynamics of oil production and capital investments into oil production in the RF, changes in

comparison with the previous year (%)

28

ROGTEC


COMPLETIONS


ROGTEC

29


Две основные области применения цементирования,

имеющие разные цели, демонстрируют различные

тенденции в своём развитии: (а) там, где цель

состоит в обеспечении устойчивости конструкции

(вне продуктивных интервалов), количество операций

уменьшается за счет упрощения конструкции

скважин, в то время как (б) в области обеспечения

герметичности (в зоне продуктивных интервалов)

сокращение происходит за счет изменения схем

заканчивания скважин.

Объём российского рынка цементирования оценивается

в 58-60 млрд руб. Из них примерно 55% приходится

на цементировочные работы на стадии эксплуатации

скважин (вторичное цементирование), которое в

основном применяется в рамках операций капитального

ремонта скважин (КРС) и при подготовке к ГРП. Этот

сегмент демонстрирует более высокие темпы роста

по сравнению с цементированием при строительстве

скважин (первичным цементированием).

Фундаментальным фактором роста для рынка

вторичного цементирования является старение

эксплуатационного фонда скважин. Абсолютное

большинство операций – ремонтно-изоляционные

работы (РИР) различных видов на основе

цементирования. Для этого сегмента характерны

высокий уровень технологической сложности,

проведение операций в условиях дефицита надёжных

данных по скважине и как результат – низкий уровень

успешности операций.

Рост затрат на вторичное цементирование связан

с фондом скважин высокой продуктивности и

стоимости, вследствие усложнения их конструкции и

состава оборудования.

В целом, удельный вес цементирования в расходах на

строительство скважин в российской нефтедобыче

соответствует среднемировому (5-7%), но примерно

в 2 раза ниже, чем в США – что связано с высокой

долей скважин со сложной конструкцией, разницей

в стандартах цементирования, уровне и цене

применяемого оборудования (особенно оснастки),

уровне зарплат и некоторыми другими факторами.

Технологические тренды

Отличительной особенностью цементирования как

технологического сервиса является поступательное

технологическое развитие при отсутствии прорывных

и революционных технологических изменений того

масштаба, которые имели место в других сервисах,

участвующих в процессе строительства скважин.

Ключевым элементом, за счёт которого на

основной части российского рынка за счёт

30 ROGTEC

• to seal the annular space between the wellbore and the casing.

The fulfillment of the first condition, basically, presumes

preservation of stability of wellbore walls. Sealing

guarantees prevention of annular migrations and crossflows

between different-pressure formations.

In present-day conditions of large-scale construction

of directional wells their functions have underdone

considerable changes. The tasks of well casing cementing

in the intervals that are not meant for interaction between

the production reservoir and downhole area have remained

the same. Sealing of the annulus in the area of productive

reservoir can be carried out without cementing – in those

cases when the well is completed with an open hole or with

uncemented bottom-hole assemblies.

The Market Structure and Parameters

The well cementing market, for the last 10 years (from

2009 to 2018) demonstrated growth rates that were

lower than those of the oilfield service market in

general. The shortfall compared to the drilling market,

expressed in monetary terms, was nearly twofold, and

just slightly lower in physical terms. The gap in the

growth rate when compared with the drilling services,

was considerably higher, which can be explained by

their rapid technological development and expansion of

the spectrum of their services. Cementing, as a whole,

remains a stable segment both by structure of jobs, and

by their volume.

The two major spheres of the well cementing, have different

objectives, and demonstrate different trends of their

development (a) where the task is to preserve the stability

of the well bore (beyond productive reservoirs) the number

of jobs is reduced due to simplified well design whereas (b)

with the task of preventing leaks or migration (in the area

of productive reservoirs) the number of jobs falls and is

reduced due to changes in the well completion design.

The volume of the Russian well cementing market is

estimated to be between 58 and 60 bln. rubles. 55% falls

on the cementing jobs performed at the well operation

stage (secondary cementing) which is basically applied

during workover jobs and when preparing for hydraulic

fracturing operations. This segment demonstrates a much

higher growth rate compared with the well cementing

during the well construction stage (primary cementing).

A fundamental factor for the growth rate of the secondary

cementing market is the ageing of the operating well stock.

The absolute number of jobs comprises of various types

of remedial cementing. This segment is featured with high

level of processing complexity, the jobs are carried out with

a shortage of reliable well data, and, as a result of this, the

level of success of such operations is low.


COMPLETIONS


ROGTEC

31


технологических решений достигается повышение

конкурентоспособности и рентабельности, является

разработка и применение тампонажных смесей.

По остальным составляющим (цементировочное

оборудование, программное обеспечение, оснастка)

ярко выражено технологическое преимущество

международных сервисных компаний в решениях для

добычи на море и в особенно сложных геологических

условиях.

Среди новых технологических решений прошедшего

десятилетия, следует отметить расширяющиеся

и безусадочные цементы, которые применяются

в зонах продуктивых пластов для повышения

герметичности разобщения. Расширяющиеся цементы

нашли массовое применение – на сегодняшний

момент, по экспертным оценкам, примерно в 40%

операций цементирования. Важность этой технологии

ещё и в том, что она защищает рынок цементирования

от потери части спроса через замещение пакерным

оборудованием.

Облегченные цементы применяются в интервалах,

расположенных вне зон продуктивных (разобщаемых)

пластов, с их помощью достигается упрощение

процесса цементирования при сохранении

сплошности эксплуатационных колонн. Применение

этих цементов имеет давнюю историю, но

поступательное совершенствование технологии

привело к росту применения облегченных

цементов до того уровня, когда они стали наиболее

востребованным видом тампонажных смесей:

они используется практически во всех операциях

первичного цементирования и в большинстве

операций цементирования в целом.

Среди перспективных высокотехнологичных

решений, имеющих нишевое применение и рыночные

перспективы, можно отнести микроцементы и

самозаживляющиеся тампонажные смеси.

Ключевым технологическим вызовом для

цементирования является применение современных

систем заканчивания на скважинах с конструкциями

возрастающей сложности (горизонтальные с

удлиненной горизонтальной секцией, многозабойные,

многоствольные). Это формирует требования

к креплению, которые в значительной степени

не могут быть обеспечены путем традиционного

цементирования, что влечёт за собой изменения в

составе и объёмах услуг. Тем не менее, процесс

является разнонаправленным: например, опыт

последнего времени показывает, что доля скважин с

цементируемым хвостовиком возрастает, поскольку

это облегчает эксплуатацию скважин и увеличивает

их ремонтопригодность.

The increase in the costs for the secondary cementing is

related to the operating stock of wells with high production

rate and value, due to their more complex design and

configuration of their equipment.

In general, the percentage cost of cementing wells, is

in line with the worldwide average of 5 to 7%, but it is

approximately twice lower than that in the USA – which is

explained by high proportion of their wells having complex

design, difference in the standards of cementing jobs, the

level and value of applied equipment (especially, gears),

the level of payroll expenses and some other associated

factors.

Technology Trends

One of the differential features of well cementing as an

oilfield service is its progressive technologic development

without any signs of the breakthrough or revolutionary

technological changes of the scale that has happend

in some other services involved in the well construction

process.

The key element, that contributes to the competitiveness

and economic efficiency on the Russian market, is the

elaboration and application of cementing blends. As for the

rest of the constituents (cementing equipment, software,

gears), there is pronounced technological dominance of the

international service companies in the solutions for offshore

production and, especially, for production in the most

complex geological conditions.

Expandable and non-shrinking cements should be noted

among the new technological solutions of the past decade,

which find their application in the zones of productive

reservoirs, to achieve better annular seal. Expandable

cements found their mass application in approximately 40%

of the cementing operations, according to today’s expert

opinions. The importance of this technology is the fact that

it protects the cementing market against the partial demand

loss caused by the displacement by packers.

Light-weight cements are applied in the intervals located

beyond the zones of productive (isolated) reservoirs,

and they help to simplify the cementing process without

loss in the continuity of production strings. Application of

these cements have a long history, and the progressive

development of the technology has led to the growing

application of light-weight cements to the level where

they are becoming the most demanded type of

cementing blends: they are used in practically all of the

operations of primary cementing and in the major part of

cementing jobs generally.

Among the prospective hi-tech solutions having their niche

applications, one could name microcements and selfhealing

cement blends.

32

ROGTEC


COMPLETIONS

В целом, сегмент услуг цементирования на

сегодняшний день представляет собой в основном

рынок массовых стандартизированных услуг с

высококонкурентной средой поставщиков, которые

имеют достаточно ровный уровень технического

и технологического оснащения. Технологические

новации являются ключевым фактором

конкурентоспособности поставщиков, при этом

новации в основном создают краткосрочные (не

долговременные) преимущества участникам рынка.

Это определяет важность постоянного, планомерного

технологического развития, для которого очень

важным является понимание задач и специфики

заказчиков.

Раскрытие потенциала цементирования как фактора

повышения эффективности добычи связано с

дальнейшим технологическим развитием, которое

в свою очередь зависит от решения ряда задач из

области управления – об этом подробнее в разделе

«Отношения между заказчиками и подрядчиками».

(Б) Факторы развития рынка

Рынок цементирования развивается под

воздействием целого ряда разнотипных и

разнонаправленных факторов, что затрудняет точное

прогнозирование темпов развития.

Горизонтальное бурение

Рост доли горизонтального бурения является одним

из наиболее важных отраслевых трендов: доля

горизонтальных скважин (ГС) в общем количестве

новых эксплуатационных скважин выросла с 20% в

2013 до 43% в 2018; по проходке доля уже выросла

до 49%.

Рост объёмов бурения и ввода новых скважин

является ключевым поддерживающим фактором

роста для рынка цементирования, в первую очередь

первичного. По итогам 2018 года объём проходки в

эксплуатационном бурении практически не изменился

по сравнению с 2017 годом, что отличалось от

динамики трёх предшествующих лет (2015-2017),

когда суммарная проходка росла на 12% ежегодно.

При этом, проходка в горизонтальном бурении

выросла к предыдущему году на 19%, а наклоннонаправленное

бурение сократилось на 13%

(впервые с 2014) и снизилось на 14% ниже уровня

предкризисного 2013 года (см. График 4).

Конструктивные особенности ГС создают серьезное

понижательное давление на спрос на рынке

первичного цементирования. Цементирование

хвостовика имеет место на меньшинстве ГС, по

сравнению с почти полным охватом на наклонно-

The key technological challenge for cementing is the

application of the modern completion systems in

complex designed wells (long-reach horizontal wells

with extended horizontal section, downhole splitters,

multilateral wells). This raises the demands on well casing

which, to a considerable degree, cannot be achieved by

way of conventional cementing, which entails changing

the provided services in their structure and volume.

Nevertheless, it is a multidirectional process: for instance,

recent experience indicates that the share of wells

deploying cemented liner casing has been growing. This is

because it makes the well operation easier and facilitates

the repairability of wells.

In general, well cementing services is predominantly a

market of standardized services, with a highly competitive

environment of suppliers who have a sufficiently stable level

of comparable technical and technological equipment level.

Technological innovations are a key factor for differentiating

the competitiveness of suppliers, although innovations,

as a rule, create mostly short-term (rather than longterm)

advantages for the market players. This determines

the importance of continuous systematic technological

development, where understanding of the customer’s

needs and wants is very important.

Making full use of the potential of cementing as a factor

of enhancing the efficiency of oil production has to do

with further technological development, which, in its turn,

depends on addressing a number of certain management

challenges – this issue shall be more closely reviewed in

section “Relations between customers and contractors”.

(B) The Market Development Factors

The well cementing market develops under the impact

of the whole range of diverse and multidirectional factors

which makes it more difficult to forecast the rate of its

development.

Horizontal Drilling

The growth in horizontal drilling has been one of the most

important trending factors in the industry: the share of

horizontal wells in the total number of new development

wells has grown from 20 % in 2013 to 43% in 2018; and

their share by footage has already grown to 49%.

The increased volume of drilling and commissioning of new

wells has been a key supporting factor for the growth of

the cementing market. At the end of 2018, the volume of

footage in development drilling practically did not change,

compared to 2017, which showed difference from the

dynamics of the three previous years (2015 to 2017) when

the total footage was growing by 12% yearly. That said,

the footage in horizontal drilling grew by 19%, compared

to the previous year, while the directional drilling contracted


ROGTEC

33


направленных скважинах

(ННС). Как следствие,

сокращение количества ННС

и увеличение ГС в 2018 году

означало сокращение рынка

первичного цементирования

рынка примерно на 4% в

физическом выражении.

70%

60%

50%

40%

30%

На тех ГС, где хвостовик

цементируется, это делается

в целях обеспечения

устойчивости (целостности)

стенок ствола скважины.

Задача разобщения пластов

и достижения герметичности

не стоит, что отражается на

требованиях к качеству работ.

На ГС задача разобщения

интервалов и борьба с

последствиями нестабильного

ствола в значительной мере

решается за счёт применения

решений из области

заканчивания – в частности,

20%

10%

разбухающих пакеров, технологических жидкостей,

фильтров, гравийных отсыпок, а также другого

оборудования и материалов.

По мере увеличения длин горизонтальных секций

решения из области заканчивания будут во всё большей

степени вытеснять решения из области цементирования,

что создаёт возможности для поставщиков

соответствующего оборудования и сервиса.

Компаниям, специализирующимся на услугах

цементирования, диверсификация в заканчивание

будет затруднена по причине больших отличий в

технике и технологии.

Суммарно, рассмотренные выше факторы работают

на снижение физических объёмов и удельных

расценок в первичном цементировании, а также

ставят вопрос о требованиях к цементировочному

оборудованию. Как результат, имеет место серьёзное

давление на выручку и на прибыль подрядчиков.

Упрощение конструкции скважин

Как было отмечено выше, приемлемый уровень

эффективности буровых работ обеспечивается в

основном за счёт увеличения отбора продукции

и снижения стоимости строительства скважин.

Высокоэффективным мероприятием в этом смысле

оказалось упрощение конструкции горизонтальных

скважин. Суть технологии заключается в применении

0%

-10%

-20%

2013 2014 2015 2016 2017 2018

Эксплуатационные скважины

Development wells

Наклонно-направленные скважины

Deviated wells

Горизонтальные скважины

Horizontal wells


Sources: data from the Ministry of Energy, Central Control Department of the Fuel and Energy Complex, own calculations

График 4: Ввод новых скважин в целом по РФ: изменение к предыдущему году (%)

Chart 4: The total number of new wells commissioned in the Russian Federation, compared to the

previous year (%)

by 13% (for the first time since 2014) and reduced by 14%

below the level of the pre-crisis year of 2013 (see Chart 4).

The design features of horizontal wells created serious

downward pressure on the demand in the primary

cementing market. Cemented liners have been used

at the minimum number of horizontal wells, compared

to an almost full sweep of directional wells. As a result,

a decrease in the number of directional wells and the

increased number of horizontal wells, at the end of 2018, in

2018 meant a decrease in the primary cementing market by

about 4% in physical terms.

As for those horizontal wells where the liner is cemented, it

is performed with the view to provide the stability (integrity)

of the wellbore walls. The task of formation isolation and

achieving leak tightness is not actually there, which affects

the requirements and the quality of jobs.

With horizontal wells, the task of formation isolation and

preventing wellbore collapse is, for the most part, solved

through the use of solutions in the field of well completions

– in particular, through the use of swellable packers,

completion fluids, sand screens, gravel packs, as well as

other equipment and materials.

As the length of the horizontal sections grows, the solutions

from the field of well completion will, more and more,

replace the solutions from the field of well cementing, which

creates opportunities for suppliers of the corresponding

equipment and services. Such diversification in well

34

ROGTEC


COMPLETIONS

ряда инновационных технологических приемов,

позволяющих в итоге осуществлять проводку

скважин с открытым стволом в интервалах, ранее

считавшихся несовместимыми. К числу таких

приемов относятся, в первую очередь, применение

буровых растворов, устойчивых к агрессивному

воздействию высокоминерализованных пластовых

вод и не нарушающих устойчивости глинистых пород,

а также осуществление необходимых геофизических

исследований скважин непосредственно в процессе

бурения. Последнее мероприятие позволяет

существенно сократить время пребывания открытого

ствола скважины в ожидании спуска обсадной

колонны и уменьшить вероятность возникновения

осложнений, затрудняющих спуск и цементирование

этой колонны. Итогом комплекса мероприятий

является сокращение числа обсадных колонн, а также

возможность уменьшения их диаметра.

Упрощение конструкций горизонтальных скважин

успешно апробировано в течение 2014-19 годов на

месторождениях компаний «Роснефть», ЛУКОЙЛ,

«Газпром нефть», «Славнефть», «Сургутнефтегаз».

В результате достигнуто сокращение сроков

строительства скважин в среднем примерно в

два раза, что в сочетании с применением ГРП

позволило повысить эффективность бурения до

уровня, позволяющего вовлечь в разработку ранее

экономически неэффективные запасы.

В 2018 году «Роснефть» начала широкое внедрение

двухколонных ГС на Приобском месторождении

(более 40 скважин), в сочетании с раздельным

сервисом. 2019 год обещает стать рубежом в

промышленном применении: по данным «Роснефти»,

в «Юганскнефтегазе» количество двухколонных ГС по

плану должно увеличиться почти в 4 раза, их доля от

всех ГС должна достичь 1/3.

С управленческой точки зрения результат был

достигнут за счёт оптимального соотношения

между (а) уровнем допустимого риска при проводке

скважин и (б) экономической эффективностью. Такая

оптимизация стала возможной после внесения в

2013 году ряда изменений в «Правила безопасности

в нефтяной и газовой промышленности», а также

после отмены в 2015 году обязательной процедуры

проведения государственной экспертизы проектной

документации на строительство скважин. Эти

изменения по сути означали смещение центра

ответственности за принятие решений от регулятора,

действующего в «двоичной» логике «нарушение

возможно/невозможно» – к нефтедобывающей

компании, для которой существенно расширились

возможности по выработке оптимального баланса

между уровнями риска и эффективности.

completion operations would be problematic for the

companies specializing on the cementing services, due to

great differences in the equipment and technologies.

In total, the above mentioned factors tend to reduced the

physical volumes and per-unit prices in primary cementing,

and raised the issue of the requirements for well cementing

equipment as well. This results in serious stress on the

earnings and profit of the industry service companies.

Well Design Simplification

As was mentioned above, the acceptable level of efficiency

in drilling operations is mainly achieved through increased

production rates and reduced well construction costs. Any

simplification in the design of horizontal wells has become

a highly efficient measure in this sense. The essence of the

technology is in the application of a number of innovative

processing methods which eventually make it possible to

conduct open hole drilling in intervals that were previously

considered incompatible. Those techniques include, first

of all, the application of drilling fluids which provide stable

against the aggressive impact of highly mineralized brine

and do not disturb the stability of clays, and they do not

interfere with the necessary logging while drilling surveys.

The latter measure makes it possible to considerably

reduce the time for an open hole well, waiting for the

running of the casing string and it reduces the probability

of complications which could hinder the landing and

cementing of that string. This set of measures results in

reduction of the number of casing strings, as well as makes

it possible to reduce them in diameter.

Between 2014 and 2019 the simplification of the design

of horizontal wells has been successfully approved for

evaluation and testing, at Rosneft, LUKOIL, Gazprom

Neft, Slavneft, and Surgutneftegaz. This resulted in an

average twofold reduction in the well construction period,

which, coupled with the use of hydraulic fracturing, made

it possible to increase the efficiency of drilling. Enabling

the development of the reserves that were considered

economically inefficient before.

In 2018, Rosneft launched widespread implementation

of two-string horizontal wells at Priobskoye field (over

40 wells), in combination with the practice of separately

contracting services on a day-rate basis. 2019 is promising

to be a milestone in their commercial use: according to

Rosneft’s data, the number of two-string horizontal wells

in RN-Yuganskneftegaz shall, according to plan, increase

almost 4 times, and their share in the total number of

horizontal wells is targeted to be 1/3.

In terms of management, the result was achieved due

to the optimal balance between (a) the level of tolerated

risk during construction and (b) economic efficiency.


ROGTEC

35


В случае, если массовое применение упрощенных

конструкций скважин будет успешным, сформируется

еще один серьёзный стимул для дальнейшего

расширения применения горизонтального бурения.

В свою очередь, это повлечёт за собой изменения

в характере спроса на услуги по цементированию.

Увеличение доли скважин с упрощенной конструкцией

снизит спрос на цементировочные работы как на

промежуточных и эксплуатационных колоннах вне

интервалов перфорации или установки фильтров,

так и на интервалах залегания продуктивных пластов

(эксплуатационные колонны и хвостовики).

В первом случае уменьшение объема

цементировочных работ связано с уменьшением

числа обсадных колонн, во втором – с применением

систем заканчивания скважин, при которых

используются либо нецементируемые хвостовики,

либо скважины эксплуатируются открытым забоем.

Помимо понижающего давления на объем работ и их

стоимость, меняются требования к качеству работ

по герметизации затрубного пространства в зоне

продуктивного пласта. В сочетании с технологией

многозонного гидроразрыва пластов (МГРП)

необходимый уровень герметичности достигается

не с помощью тампонажных материалов, а путем

установки пакерного оборудования.

В масштабах глобальной нефтедобычи актуальность

проблематики, связанной с балансом между

риском и эффективностью при строительстве

скважин, ярко проявляется на примере добычи из

сланцевых и низкопроницаемых пластов в США.

Результаты недавнего исследования фонда скважин

в Пермском бассейне (Permian), проведенного Deloitte,

показали, что 67% скважин были спроектированы

с недостаточной или избыточной сложностью

конструкции (длина ствола, конфигурация

заканчивания и др.), что привело к потерям в

экономической эффективности (они же – потенциал

её наращивания).

Производственные мощности

Со стороны предложения рынок цементирования

характеризуется избытком производственных

мощностей адекватного качества (в части оборудования

и технологического программного обеспечения), а

также широкой доступностью нового цементировочного

оборудования – в основном, китайского производства

– с привлекательным соотношением цена/

качество. Системные игроки рынка обладают

способностью оперативно (3-4 месяца) формировать

новые цементировочные флоты под возникающие

дополнительные потребности, что делает предложение

услуг цементирования очень гибким.

Such optimization became possible after a number of

amendments had been made in the “Safety Rules in the Oil

and Gas Industry”, as well as after the suspension in 2015

of the compulsory approval of well design documentation

by government authorization agency. These changes

actually meant the transfer of the center of responsibility for

decision making from the regulating authorities, acting in

accordance with the “binary” logics of “non-observance is

possible/impossible” – to oil production companies which

obtained significantly wider possibilities to work out optimal

balance between the levels of risk and efficiency.

In case, the mass application of the simplified well design is

successful, one more serious motivation would be formed

for further expansion of the use of horizontal drilling. This,

in its turn, would lead to changes in the structure of demand

for well cementing services. The increase of the share of the

simplified design wells would lower the demand for cementing

operations both at the intermediate and the production casing

strings located beyond the perforation or the screen installation

intervals, as well as at the gross intervals of productive

reservoirs (the production strings and liners).

In the first instance, the reduction of the volume of

cementing jobs is due to the reduction of the number of

casing strings, and in the second case, it has to do with

application of the well completion systems, where either

non-cemented liners are used, or wells are operated in the

open-hole mode.

Apart from the downward pressure on the volume and

cost of works, the requirements to the quality of jobs on

sealing the annulus in the zone of productive reservoir are

changing. Combined with the technology of multizone

hydraulic fracturing, the required level of wellbore integraity

can be achieved not through the use of plugging materials

but by means of packers.

The range of the problems related to the balance of risks

and efficiency during well construction, if we take it across

the global oil production industry, is particularly evident

by the example of the shale and tight oil production in the

USA. The results of the recent research of the Permian

basin, carried out by Deloitte, indicate that 67% of wells

were over or under-engineered (borehole length, completion

configuration, etc) which resulted in the loss of economic

efficiency (this also being the potential for its enhancement)

Production Capacity

The supply side of the cementing market demonstrates

excess of production capacity of an adequate level of

quality (as related to equipment and the production

software), as well through wide availability of new cementing

equipment – mainly Chinese in origin – with its attractive

cost/quality ratio. In order to address incremental demand

are expeditiously (3 to 4 months) form new cementing fleets

36

ROGTEC


SUBSCRIBE NOW!

www.africaoilgasreport.com

The Africa Oil+Gas Report is the primer on the hydrocarbon industry on the continent. The monthly,

Pan African magazine headquartered in Lagos, Nigeria, is the primary information tool for the keen

stakeholder in the growing African energy sector, providing energy intelligence, and technological

updates to guide everyone from the prospecting E&P company to the project finance institution. It circulates

to oil and gas professionals, policymakers, market analysts, financiers and entrepreneurs in Port Harcourt,

Warri and Abuja in Nigeria, Alexandria and Cairo in Egypt, Cape Town and Johannesburg in South Africa as

well as London in the UK and Houston in the United States.

The magazine has a print run of 25,000 copies and it’s e-copies are emailed to 20,000 recipients around

the world.

The mandate is to present opportunities available in every segment of the oil and gas industry and highlight

technical, legal, geoscientific and logistical challenges associated with those opportunities. The magazine

explains project development and investment decisions to petroleum engineers and geologists, disseminates

geologic information and petroleum engineering analysis in a way that accountants, project financiers,

energy journalists and public affairs specialists can understand and highlights the working of petroleum

refining an product marketing to the lay businessman

+234 8036525979

+234 8038882629

info@africaoilgasreport.com

www.africaoilgasreport.com


Совместно эти факторы оказывают дополнительное

давление на ценовую конъюнктуру рынка.

Отношения между заказчиками и

подрядчиками

Целая группа факторов развития рынка

цементирования относится к практике отношений

между заказчиками и подрядчиками.

Вначале – о ключевых факторах, которые характерны

для рынка нефтесервиса в целом.

В российской нефтяной отрасли практика

раздельного сервиса применяется всё шире и

становится отраслевым стандартом, в том числе

у тех вертикально-интегрированных нефтяных

компаний (ВИНК), которые имеют в своём составе

нефтесервисные компании (НСК). В рамках этой

практики услуги цементирования, в ряду других

сервисов, контрактуется отдельно – что с одной

стороны создаёт дополнительные возможности для

более широкого круга поставщиков, но вместе с

тем усиливает конкурентное давление и давление

на цену закупки услуг. Для ВИНК, обладающих

мощными системами управления закупками, такой

подход создаёт оптимальные условия для того, чтобы

контролировать цену закупки.

Тендерная практика ВИНК в современных условиях

в значительной степени нацелена на получение у

подрядчика наиболее низкой цены, что создаёт

сильное давление на качество работ – и неизбежно

приводит к серьёзной потере качества в случае

демпинга с ценой ниже себестоимости.

Ключевой специфической чертой рынка

цементирования является то, что интересы и, как

результат, коммерческие отношения заказчика и

подрядчика особенно сильно разбалансированы.

С одной стороны, риски сторон находятся

в асимметрии: у заказчика они связаны с

последствиями некачественного цементирования,

которые в основном проявляются после сдачи

скважины в эксплуатацию, то есть когда договорные

отношения завершены (оплата произведена); у

подрядчика риски связаны с частичным или полным

неполучением оплаты, а также с задержкой платежа

(в том числе по причине судебных разбирательств)

вследствие претензий заказчика по качеству

выполненных подрядчиком работ.

С другой стороны, требования и показатели,

используемые в контрактах для оценки качества

работ (шкала оценки качества), являются

адекватными требованиям и рискам, относящимся

38 ROGTEC

meeting the arising additional demands, which makes the

supply of cementing services very flexible.

Jointly, these factors make an additional pressure on the

behavior of the market pricing.

Relations between Customers and Contractors

A whole range of factors in the development of the

cementing market relates to the practice of relations

between customers and contractors.

First, a few words about the key factors that are characteristic

for the market of oilfield services on the whole.

The practice of separately contracting services is more

and more broadly used in Russia’s oil industry, and is

becoming a industry standard, including with those

vertically-integrated oil companies that have oilfield

service companies within their structure. The services of

cementing, as part of that practice and among a number of

other services, are subject to separate contracts – which,

in its turn, creates additional opportunities for a broader

range of suppliers, but this also increases the competitive

pressures on the service purchasing price of service

being purchased. Such an approach creates the optimal

conditions for vertically-integrated oil companies, enjoying

powerful systems of supply management, and allows them

to restrain the purchasing price.

The present-day practice of tenders, practiced by the

vertically-integrated oil companies, is to a large extent

aimed at contracting at the lowest price, which creates

strong pressure on the quality of the jobs – and inevitably

leads to serious losses in quality in dumping cases when

the price of service falls lower than its actual cost.

The key specific feature of the cementing market is the

fact that the interests, and as their result, the commercial

relations between the customer and contractor are greatly

disbalanced.

On one side, the risks of the parties are asymmetric: the

customer’s risks are related to the consequences of low

quality cementing jobs, that are mostly revealed after a well

is commissioned for operation, i.e. when the contractual

relations are fulfilled (the payment made), while the

contractor’s risks have to do with partial or complete failure

to receive non-payment, as well as with arrears of payment

(including those caused by litigation) following customer’s

claims regarding the quality of jobs performed by the

contractors.

On the other hand, the requirements and parameters used

in contracts for assessment of the quality of jobs (the quality

scale) are adequate to the requirements and risks related

to the well construction stage, but they are hardly related to


23 Апреля 2020, Москва

8-й RDCR - Скважинный Инжиниринг, RDCR-2020

Новый расширенный формат

• Технологические Рабочие группы

• Расширенное технологическое направление, охватывающее полный цикл скважинного

инжиниринга, от бурения до добычи, включая инженерное сопровождение буровых

растворов, цементирование, заканчивание, ПНП и ГРП, КРС, целостность и крепление

скважин, буровые установки и оборудование

• Свыше 500 участников в 2019 году

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

Mol Group, НОВАТЭК, Подзембургаз, Repsol, РИТЭК, РуссНефть, РНГ, Сахалин Энерджи,

Ямал СПГ и многих других нефтегазовых и буровых компаний

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

Скважинные технологии будущего доступны уже сегодня


www.rdcr.ru

ROGTEC

39


к стадии строительства скважины, но слабо

соотносятся с рисками, возникающими на стадии

освоения и эксплуатации скважины. Особенно это

актуально в отношении операций по интенсификации

добычи (ГРП, в том числе кислотные, обработки

и др.), фактические параметры которых могут

выходить за рамки проектных значений и превышать

порог прочности цементного камня, приводя к его

разрушению и потере герметичности.

За пределами стадии строительства скважины

подрядчик, как правило, не обладает информацией

об итоговом качестве проведенного им

цементирования, выражающегося не только в

соответствии договорным требованиям, но и в

параметрах эксплуатации скважины (динамика

дебита и обводненности, объем и частота ремонтноизоляционных

работ), особенно на начальном этапе.

Отсутствие совместного (в рамках достаточности)

понимания между заказчиком и подрядчиком по

поводу работы скважины затрудняет возможности

подрядчика совершенствоваться технологически и

разрабатывать более эффективные для конкретных

условий заказчика решения.

Как результат действия описанной выше группы

факторов, сервисная компания зачастую остаётся

без средств и мотивации для развития, а нефтяная

компания – без полноты качества, что переносит её

потенциальные потери на неопределённый срок в

будущее (подробнее в разделе «Риски»).

В совокупности, описанные выше организационные

факторы затрудняют формирование стимулов и

ресурсов для технологического развития российских

поставщиков услуг по цементированию. В итоге,

проблема возвращается к компаниям-заказчикам,

поскольку в технологическом отношении они в

решающей мере зависят от разработок поставщиков

оборудования, сервиса и материалов. Такими

разработками в достаточно полной мере обладают

международные НСК за счёт значительных вложений

в НИОКР, однако расчёт на использование их

технологий может сталкиваться с ограничениями

в силу высокого уровня цен, а также политических

рисков, выраженных в частности в санкциях.

Кроме того, недостаточное технологическое

развитие российских поставщиков приводит к

консервированию высоких цен.

(В) Риски

Ключевой вызов и угроза для цементирования как

сервисно-производственного сегмента – прежде

всего это касается первичного цементирования и

прежде всего российских поставщиков – состоит

the risks that emerge at the stage of well completion and

operation. This, especially, is particularly relevant to well

stimulation jobs (hydraulic fracturing jobs, including acidizing

jobs etc.), the actual parameters of which may exceed the

design values and overlook the cement stone set strength,

resulting in its crushing and loss of its seal.

Beyond the stage of well construction, a contractor, as a

rule, has no information about the resulting quality of the

performed cementing job which is not only expressed in

the contractual requirements met but in the performance

of the well as well (the dynamics of flow rate and water cut,

the volume and frequency of remedial cementing jobs),

especially at the initial stage.

The lack of mutual understanding between the customer

and contractor regarding the well’s peformance makes it

more difficult for a contractor to develop its technological

potential and elaborate more efficient and tailored solutions

for a customer.

As a result of the impact of the above mentioned number

of factors, a service company is often left without means

and motivation for its development, while an oil company

finds itself without the full extent of quality, which transfers

its potential losses to an indefinite future period (see section

“Risks” for more details).

In general, the above mentioned organizational

factors hinder the formation of stimuli and resources

for technological development of Russian suppliers

of the cementing services. As a result of this, the

problem boomerangs to the customer companies, as,

technologically, they decisively depend on elaborations

of the equipment vendors, on their service and materials.

Such solutions are in sufficiently full measures with the

international oilfield service companies due to their

significant investments into R&D sphere, although the account

for the reliance on their technologies may encounter limitations

due to the high level of their prices, and political risks, which

are in particular expressed through sanctions. Besides,

insufficient technological development of Russian vendors

results in the conservation of high prices.

(C) Risks

The key challenges and threats facing cementing as a

service-and-production segment involving service and

manufacturing - this mostly affects the Russian cementing

service co’s and contractors – is that it continues losing

its profitability and competitive ability compared to other

services and technologies which have a stronger impact

on efficiency in well construction (muds, completions and

other). As a result of this, these segments would expand

their share in the drilling cost structure at the expense

of the cementers and lower the attractiveness of the

40

ROGTEC


COMPLETIONS

в том, что оно продолжит терять в прибыльности

и конкурентоспособности по отношению к другим

сервисам и технологиям, которые влияют на

эффективность строительства скважин (проводка,

растворы, заканчивание и другие). Как следствие, эти

сегменты будут отбирать у цементирования удельный

вес в расходах нефтяных компаний и снижать

привлекательность вложений в разработку новых

тампонажных технологий.

Выше был рассмотрено как к сегодняшнему дню

буровые растворы и системы проводки скважины

уже позволили исключить техническую колонну и

тем самым сократить часть стоимостного объёма

рынка цементирования. В горизонтальных скважинах

роль крепления (включая целостность стенок

ствола скважины) берут на себя решения из области

заканчивания, включая разбухающие пакеры,

гравийные набивки, технологические жидкости и

другие. Операции РИР по-прежнему в абсолютном

большинстве основаны на использовании цемента, но

применяется целый ряд технологий на основе других

материалов (смолы, гели и другие).

Показательно, что в мировом масштабе

взаимовлияющие нефтесервисные сегменты – (а)

спуск обсадных колонн и цементирование, (б)

технологические жидкости для бурения и заканчивания

и (в) оборудование и услуги по заканчиванию –

сбалансированы по объёму, для каждого объём

рынка находится в диапазоне 8,5-9 млрд долл. в год.

«Цена вопроса»

Один из ключевых стратегических рисков для

нефтедобывающих компаний состоит в потерях

продукции (добываемой нефти) и в недополучении

прибыли. С другого ракурса, это же является

ресурсом для повышения эффективности. Основной

операционный риск, связанный с цементированием,

заключается в потере герметичности скважины, с

последующим ухудшением её производственных

показателей.

На новых скважинах потери (упущенный доход)

от роста обводненности за счёт негерметичности

можно оценить на основе данных и оценок

по добыче из новых скважин, операционным

расходам на добычу и приросту обводненности

вследствие негерметичности. Консервативная

оценка по объёму потерь в масштабах российской

нефтедобычи составляет не менее 15 млрд руб. в

год, что соответствует примерно половине объёма

российского рынка первичного цементирования.

На старых скважинах (в процессе эксплуатации

скважин) потери вследствие негерметичности

capital investments into development of new cementing

technologies.

It was considered above how the application of drilling

muds and directional drilling services are making it possible

to leave out the intermediate casing and, thus, reduce

some part of the cementing market value. With regards to

horizontal wells, the role of casing (including the integrity of

the wellbore) is taken by alternative completions solutions,

including swellable packers, gravel packs, completion fluids

and some other solutions. The remedial cementing jobs are,

as before, continue to be predominantly based on the use

of cement in their absolute majority, although a number of

techniques based on other materials (resins, gels, etc) are

applied as well.

Globally, the mutually interrelated oilfield service segments

– (a) casing running and cementing, (b) process fluids for

drilling and completion and (c) equipment and services

for completion – are balanced in their volume, they have

commensurate market size for each of these is in the range

of 8.5 to 9 bln. US dollars per year.

“The Price of the Issue”

One of the key strategic risks for oil production companies

is in the loss of their product (produced oil) and shortterm

profit. On the other side, this is also a resource for

enhancement of efficiency. The main operational risk,

related to cementing, is in the loss of well integrity, which

would be followed by a drop in production performance.

The losses from new wells (foregone income) due to their

increased water cut following the loss of well integrity

can be evaluated based on the data and assessments of

production from the new wells, the operating expenditures

of production and an increase in water cut due to loss of

well integrity and water influx. Prudent estimates of the

volume of losses on the all-Russian oil production amounts

to not less than 15 bln. rubles per year, which corresponds

to approximately half of the size of the Russian first

cementing market.

Losses from old wells (in the process of their operation)

following the loss of their integrity takes place through

complications and downhole incidents, the reduction in

the average life of a well, a larger number of corresponding

workovers (traditionally have a low level of effectiveness),

impaired efficiency of formation pressure maintenance

system (waterflooding).

It is possible to apply an integral estimate, as a case study,

characterizing the state of operating well stock, which was

formed in Surgutneftegaz during the period before the

system changes in the quality management (at the end of

the last decade) were launched: the number of wells with

serious loss of integrity, having significant consequences


ROGTEC

41


проявляются через осложнения и аварии, сокращение

срока эксплуатации скважин, большее количество

соответствующих капремонтов (при традиционно

низком уровне их успешности), снижение

эффективности системы поддержания пластового

давления (заводнения).

В качестве условно-показательного примера,

характеризующего состояние эксплуатационного

фонда скважин, можно использовать интегральную

оценку, сформированную в «Сургутнефтегазе»

на период перед началом системных изменений

по управлению качеством (в конце прошлого

десятилетия): доля скважин с серьёзными

нарушениями герметичности, имеющими значимые

последствия для производственных показателей,

составляло от 40% до 80% по различным

подразделениям, то есть в среднем не менее 50%.

Ярким примером того, насколько высокой может быть

плата за ошибки в управлении рисками, связанными

с негерметичностью скважины, является авария на

буровой платформе Deepwater Horizon (2010). По

оценкам специалистов, размер полного финансового

ущерба для BP (оператора месторождения Макондо

и заказчика работ по строительству скважины)

превысил размер экономии, имевшей место при

цементировании, не менее чем в полмиллиона раз.

(Г) Возможности и варианты развития

Прогноз объёма рынка цементирования (в денежном

выражении) требует сценарного многофакторного

анализа, который не входит в задачу этой статьи.

Темпы роста рынка будут отражать фундаментальные

тренды российской нефтедобывающей отрасли,

включая рост объёмов бурения и его усложнение,

старение фонда скважин, а также способность

цементирования как технологической операции

конкурировать с другими технологическими

решениями. Важную роль будут играть

технологические компетенции и управленческие

подходы нефтяных компаний.

В первичном цементировании перспективная динамика

количества операций отличается высокой степенью

неопределённости, при этом рост стоимости операций

можно прогнозировать более определённо. Это

связано с применением более высокотехнологичных и

дорогостоящих решений для цементирования скважин

в осложненных условиях, а также с переходом к

разработке трудноизвлекаемых запасов.

К осложненным относятся, с одной стороны,

геолого-технические условия: аномальные давление,

температура, высокое содержание серы, близкое

42 ROGTEC

for their production performance, ranged from 40% to 80%

spread among different subdivisions, that is, it was not less

than 50% as an average.

An example of how high the cost can be, for mistakes in

risk management, with regards to the loss of well integrity,

is the accident at the drilling platform Deepwater Horizon

(2010). According to the estimates of experts, the amount

of financial harm for the BP, the Macondo field operator

and the well construction service companies exceeded the

amount of savings during cementing for not less than half

million times, ignoring the cost to life that occurred.

(D) Opportunities and Development Options

The cementing market size forecast (in monetary terms)

requires a multi-factor case-based analysis which is beyond

the objectives of this article. The market growth rates would

reflect the fundamental trends of Russia’s oil production

industry, including the expansion of the drilling volumes and

the increasing complexity of it, the ageing of the well stock,

as well as the potential of cementing, as a technological

operation, to compete with other technology solutions.

Technological competencies and managerial approaches of

oil production companies would play a very important role..

The outlook for the future dynamics of the number of

operations displays a high degree of uncertainty in primary

cementing, although it is possible to more definitely

forecast the growth of the operation cost while the increase

in the cost of jobs is a much more substantiated forecast.

This is possible due to the use of more high-tech and

costly solutions for well cementing implemented under

complicated conditions, as well as due to transition to the

development of the hard-to-recover reserves.

Those complicated conditions include, on the one side,

geological and technical conditions: abnormal pressure,

temperatures, high sulphur content, close location of

formations which causes cross-flows, increased pressure

between different-pressure formations and some other factors.

On the other side, the impact of climatic conditions gets

stronger (permafrost, increasing level of temperatures, which

creates the problem of melting permafrost), if we take into

account the location of the new and perspective areas of oil

production in the arctic conditions.

The realization of the potential contained within the

secondary cementing market, in many ways, depends

on the changes in the oil production companies’

management systems which would allow, in a technically

and economically correct way, to justify the use and

development of both the standard and high-tech solutions

in the field of squeeze cementing jobs.

The dynamic development of the cementing market largely


COMPLETIONS

расположение пластов, вызывающих межпластовые

перетоки, увеличение перепадов давления между

разнонапорными пластами и прочее. С другой

стороны, увеличивается влияние климатических

условий (вечная мерзлота, рост температурного

уровня и проблема оттаивания вечной мерзлоты),

учитывая расположение новых и перспективных

районов нефтедобычи в арктических условиях.

Реализация потенциала, который содержит рынок

вторичного цементирования, во многом зависит от

изменений в системе управления нефтедобывающих

компаний, которые позволили бы технически

и экономически точно и корректно обосновать

применение и разработку как стандартных, так и

высокотехнологичных решений в РИР.

Динамичное развитие рынка цементирования в

значительной мере зависит от включения этой

технологической операции в «логику и математику»

повышения эффективности капвложений в

строительство скважин (с учетом первичного периода

эксплуатации, включая произведенные на этом этапе

РИР), от её функционирования в качестве фактора

снижения себестоимости добычи (не только в части

цен поставок). Для этого требуется применение

математического аппарата анализа рисков, связанных

с креплением скважины, а также совершенствование

критериев, позволяющих давать численную оценку

качества выполняемых работ с учётом цикла

эксплуатации скважины. Как следствие, у поставщика

оборудования и сервиса в области цементирования

за счёт понимания конкретных, оцифрованных

приоритетов и задач заказчика появится возможность

более точно и результативно предлагать решения,

работающие на повышение эффективности при

строительстве и эксплуатации скважин.

Фундаментальная реальность была и остаётся в

том, что разработка технологий для российской

нефтедобывающей отрасли – как и в остальном

мире – остаётся в основном делом поставщиков

(подрядчиков).

Цифровизация является одним из текущих

приоритетов для нефтяных компаний. Технологии из

этой области уже достаточно активно применяются

или тестируются по отношению к целому ряду

производственных процессов и технологических

операций. В области крепления и цементирования

стоят серьёзные вызовы в информационном

обеспечении цифровизации: очень неровное качество

данных серьёзно затрудняет применение решений из

области машинного обучения. Авторам и опрошенным

им экспертам не известно о реализации проектов

такого рода.

depends on the inclusion of this technological operation

into the “logics and mathematics” of the capital investment

efficiency enhancement in well construction (with account of

the primary period of well operation, including the squeeze

cementing jobs performed at this stage), it also depends

on its functioning as a factor of the cost reduction in

production (not only in the the supply prices). This requires

the use of a mathematical apparatus of risk analysis,

with regard to well casing, as well as the refinement of

the criteria making it possible to quantitively estimate the

performed jobs, with account of all of the well operation

cycle. As a result of this, vendors of equipment and services

in the field of cementing, because of their understanding of

the customer’s specific, digitized priorities and objectives,

would gain a chance to more accurately and effectively

propose their solutions contributing to the enhancement

of the efficiency during the stages of well construction and

operation.

The fundamental truth has been in the fact that,

fundamentally the development of technologies for Russia’s

oil producing industry – as well as for that in the rest of

the world – remains the basic business of the supplier

companies.

Digitalization is one of the current priorities for oil

companies today. Technologies of this kind have been

actively used or approbated with regard to a number

of production processes and technological operations.

The spheres of well casing and cementing face serious

challenges in terms of the information support of

digitalization and very unequal data quality seriously hinders

the application of solutions from the sphere of machine

learning. The authors and some experts interviewed by us

are unaware of the implementation of such kinds of projects

at present.

Synergies and Business Models

The use of business models, based on the integration of

various oilfield services, having synergetic potential due

to reduction of cost, growing sales and development of

technologies etc., can be a perspective way to enhance the

economic efficiency of cementing as a business.

The above mentioned trends of the cementing market

development create conditions for the Russian oil service

companies to develop their business through inclusion of the

services of cementing (first of all, primary cementing) into the

line of oilfield services, would provide the efficiency during

well construction. Such an approach has been conventionally

practiced by the international oil service companies worldwide,

and has been applied at the regional markets as well: an

example to that is the PetroAliance company (owned by

Schlumberger), operates the largest number of cementing

fleets in Russia, and provides the directional drilling services,

drilling motors, drilling muds and the drilling bit services


ROGTEC

43


Синергии и бизнес-модели

Перспективным путём повышения экономической

эффективности (рентабельности) цементирования

как бизнеса может являться применение бизнесмоделей,

основанных на интеграции различных

технологических сервисов, где присутствует

потенциал синергии за счёт снижения расходов,

роста продаж и разработки технологий.

Описанные выше тенденции развития рынка

цементирования формируют условия для того, чтобы

российские НСК развивали бизнес через включение

услуг цементирования (в первую очередь первичного)

в линейку технологических сервисов, которые

в комплексе обеспечивают эффективность при

строительстве скважин. Такой подход традиционно

практикуется в глобальном масштабе международными

НСК и применяется на региональных рынках: примером

является компания «Петроальянс» (принадлежит

«Шлюмберже»), которая оперирует в России

крупнейшим парком цементировочных флотов и вместе

с тем предоставляет услуги по проводке скважин,

сервису забойных двигателей, растворному и долотному

сервисам. Среди российских компаний, работающих

в области технологического сервиса (кроме буровых),

цементирование является частью портфеля услуг

компании «Интегра».

Подход, который в основном применим для первичного

цементирования, состоит в формировании предложения

полного цикла, то есть комплексного (интегрированного)

сервиса по креплению скважин, который включает

закачку цемента, оборудование для оснастки и

цементирования, тампонажные смеси собственной

разработки и производства, сервис и инструмент для

спуска обсадных колонн, супервайзинг. Подобную

модель с разной степенью полноты демонстрируют

на российском рынке компания «Везерфорд» и ряд

российских тампонажных подрядчиков среднего

размера.

Подход, который применим для первичного и особенно

вторичного цементирования, находится в логике

бизнес-модели, где объединены сервиса из области

закачки под давлением (pressure pumping), а именно

ГРП и цементирование (в т.ч. сопровождающее ГРП).

Акцент данной модели – на эффективном применении

оборудования. Подобный подход среди крупнейших

международных НСК демонстрирует «Халлибертон»

(мировой лидер в ГРП и цементировании), в российской

практике – PeWeTe, компания с международным

капиталом, но с фокусом на рынках России и стран СНГ

(ГРП + вторичное цементирование).

В тех бизнес-моделях, где потенциал синергии

между сервисами отсутствует или ограничен,

44 ROGTEC

alongside that. Cementing is a part of the service portfolio of

Integra, if we look at the Russian companies dealing within the

range of oilfield services.

The approach, which is mainly applied for in primary

cementing, is making a proposal to develop a full-cycle

cementing services portfolio, that is a complex (integrated)

service for well casing, which includes cement injection,

rigging and cement jobs equipment, cementing blends from

domestic development and production, services and tools

for landing casing strings, for supervision. Similar models,

with various degree of completeness, are demonstrated

by Weatherford on the Russian market, as well as several

middle-size Russian contractors of cementing services.

The approach that is applicable for primary, and especially

for the secondary cementing market, is logically in the

business model which the services related to pressure

pumping are grouped together, namely, the hydraulic

fracturing and cementing (in preparation for hydraulic

fracturing). The focus of this model is on the efficient

application of equipment. This approach, among the major

international oil service companies, is demonstrated by

Halliburton (the world leader in hydraulic fracturing and

cementing), and in the Russia – is PeWeTe, a company

with international reach but is focused on the markets of

Russia and the countries of the CIS (hydraulic fracturing and

secondary cementing).

As for those business models where the synergetic

potential between the services is unavailable or limited,

oilfield service companies are likely to dispose of their

cementing businesses in the future, especially under

conditions of a broader use of separately contracting

services in the process of well construction (as for the

customer companies, their approaches significantly vary

here so far). This refers to drilling companies, first of all,

where revenues from cementing services income amounts

to single percentage points of their revenues (BKE, SSK,

Tatburneft).

Conclusions

1. The need to enhance the efficiency of drilling operations

led to considerable changes in the cost structure of well

construction costs. Most of the growth in investment went

to the types of services that offer their innovative solutions

that contribute most to the performance indicators. The well

cementing segment does not refer to the leaders of that

growth, due to relative conservatism of the technological

solutions, applied there.

2. One of the main reasons for this situation is the absence

of the practical use of criteria for evaluating the quality

of cementing jobs that take into consideration the well’s

operation during the stages of completion and production.

This causes a systemic problem to justify the economic


COMPLETIONS

сервисные компании, возможно, в перспективе

будут избавляться от цементировочного бизнеса,

особенно в условиях всё более широкого применения

раздельного сервиса при строительстве скважин (в

этом подходы компаний-заказчиков пока существенно

отличаются). Это относится в первую очередь к

буровым компаниям, у которых доходы от услуг

цементирования, как правило, составляют считанные

проценты от выручки (БКЕ, ССК, Татбурнефть).

Выводы

1. Необходимость повысить эффективность буровых

работ обусловила существенные изменения в

структуре затрат на строительство скважин.

Наибольший рост вложений пришёлся на те виды

сервисных услуг, которые предлагают инновационные

решения, обеспечивающие высокий прирост техникоэкономических

показателей. Сегмент цементирования

скважин, в силу относительной консервативности

применяемых технологических решений, не относится

к числу лидеров роста.

2. Одна из главных причин такого положения

– отсутствие практики применения критериев

для оценки качества цементировочных работ с

учётом работы скважины на стадиях освоения и

эксплуатации. Как следствие – системная сложность

в обосновании экономического эффекта от

применения технологических решений и дефицит

системных стимулов для технологического развития

нефтесервисных компаний.

3. Текущие изменения в проектировании и

строительстве скважин (в частности, рост

применения горизонтальных скважин и

двухколонных конструкций) позволяют более

эффективно управлять балансом между рисками и

экономической эффективностью. В среднесрочной

перспективе это может стимулировать рост спроса

на высокоэффективные технологические решения

в области цементирования и как следствие –

повысить привлекательность данного сегмента

для разработчиков и поставщиков инновационных

технологий, сервиса, оборудования, материалов.

4. Динамика спроса на рынке цементирования

будет определяться действием целого ряда

разнонаправленных факторов. К фундаментальным

факторам роста относятся увеличение объёмов

бурения, повышение стоимости операций и устаревание

эксплуатационного фонда скважин. К ключевым

факторам риска относятся конкуренция с другими

технологическими сервисами и управленческие аспекты.

5. Российским сервисным компаниям потребуется

серьёзно повысить конкурентоспособность для того,

чтобы удержать и нарастить свою долю на российском

рынке цементировочных работ, которая будет

effect of using a technological solution and thus it

causes a lack of opportunity and stimuli for cementing

technological development in the oil service companies.

3. The current changes in the design and construction

of wells (in particular, the growing use of horizontal

wells and of two-string constructions) make it possible

to more effectively manage the balance of risks and

economic efficiency. In a mid-term perspective, this

may boost demand for highly effective technology

solutions in cementing, and, as a result of this, increase

the attractiveness of this segment for developers

and vendors of innovative technologies, services,

equipment and materials.

4. The dynamics of demand will be determined by a

number of different factors. The fundamental factors

comprise of: the growth of drilling volumes, the increase

in the cost of jobs and the ageing of the operating

well stock. Competition with other oilfield services and

some certain aspects of well management become the

key risk factors.

5. Russian oilfield service companies need to seriously

increase their competitive ability to hold onto and

increase their share of the cementing market, which

is going to be under growing pressure from the

international oilfield service companies. One way

to raise competitiveness lies in the application of

business models, that unlock synergies from different

technological services (ie fracking).

6. The field of well construction contains great potential

for management-related solutions to enhance efficiency

and performance. To release the potential, it requires all

the professional stakeholders to have a comprehensive

discussion of these issues. The authors will plan

to cover the management-related range of issues

specificlly for well casing and cementing in our second

part of this article in the next issue of ROGTEC.

находиться под нарастающим давлением со стороны

международных НСК. Один из способов повышения

конкурентоспособности – применение бизнес-моделей,

использующих синергетический эффект между

различными технологическими сервисами.

6. В области строительства скважин содержится

очень значительный ресурс повышения

эффективности за счёт управленческих мер. Такое

положение дел определяет востребованность

широкого профессионального обсуждения с участием

всех участников процесса. Со своей стороны, авторы

планируют обсудить управленческую проблематику,

которая специфична для крепления и цементирования

скважин, в отдельной будущей статье.


ROGTEC

45

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ЛУКОЙЛ: Мониторинг разработки

месторождения с использованием

статистических методов анализа на примере

перфорационных работ

LUKOIL: How Data Mining Enhances Oilfield

Development

А.А. Анкудинов, к.т.н., Н.С. Полякова, Ю.Е. Радевич

Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени

В

условиях длительной разработки месторождения,

с целью увеличения продуктивности скважин

применяют различные геолого-технические

мероприятия для интенсификации притока. Одни

из них методов являются перфорационные работы

(дострел не перфорированного ранее интервала

и перестрел уже работающего). Особенностью

данного метода является его невысокая стоимость,

а прогнозирование эффекта может проводится по

небольшому числу исходных параметров. Часто

полученный эффект от мероприятия не соответствуют

ожидаемому, в связи с чем возникает необходимость

прогнозирования результатов с более высокой

точностью.

В представленной работе в качестве объекта

исследования выбран пласт БВ8 Повховского

месторождения. Данный объект выбран в связи

с достаточным для анализа объемом фактически

проведенных дострелов: 1376 мероприятий.

Выполнен поиск зависимостей между влияющими

параметрами и эффективностью мероприятий для

A.A. Ankudinov, N.S. Polyakova,Y.E. Radevich,

KogalymNIPIneft Branch of LUKOIL-Engineering LLC Tuymen, RF, Tyumen

L

ong-term field development plans dictate that a

variety of well services are carried out in order to

increase well productivity. Perforation jobs (perforation

of previously unperforated intervals and reperforation)

are one of these methods. Perforation is relatively low

cost, and its effect can be predicted based on a small

amount of initial data. In some cases, the outcome of

an operation is not what is expected, and on this basis,

it is necessary to try to predict the results as accurately

as possible. The BV8 formation in the Povkhovskoye

field was selected as a research target for this paper.

The target was selected due to the volume (1376) of

reperforated jobs. The correspondence between the

influencing variables and the efficiency of the activities

was explored to build a mathematical model with the

use of standard “Data Evaluation” packages of MS

Excel and the “Data Mining” methods (regression of the

neural network, the linear regression) making it possible

to select candidate wells for certain types of jobs. The

approach applied in this research work can be employed

at other production facilities and fields, as well as in other

types of wells.

46

ROGTEC


FIELD DEVELOPMENT

построения математических моделей с применением

стандартного пакета «Анализ данных» MS Excel и

методов Data Mining (регрессия нейронной сети,

линейная регрессия), позволяющих находить

скважины-кандидаты для определенных работ.

Подход, используемый в работе, может быть

распространен на другие эксплуатационные объекты

и месторождения, а также на другие виды геологотехнических

мероприятий.

Введение

В условиях длительной разработки месторождения

с целью увеличения продуктивности

скважин проводят различные геолого- технические

мероприятия (ГТМ) по интенсификации притока.

Одними из них являются перфорационные работы

(дострел не перфорированного ранее интервала

и перестрел уже работающего). Особенностью

данного метода является его невысокая стоимость,

а эффект может прогнозироваться по небольшому

числу исходных параметров. В настоящее время

накоплен значительный объем информации

по мероприятиям данного типа. Целью работы

является поиск зависимостей между влияющими

параметрами и эффективностью мероприятий для

построения математических моделей, позволяющих

находить скважины-кандидаты для определенного

вида работ на примере объекта БВ8 Повховского

месторождения. Данный объект выбран в связи

с достаточным для анализа объемом фактически

проведенных мероприятий: 1376 дострелов.

Повховское месторождение открыто в 1972 г.,

введено в разработку в 1978 г. Месторождение

находится в Сургутском районе Ханты- Мансийского

автономного округа Тюменской области, в 80 км

от г. Когалыма. В разработке находятся объекты:

БВ8, Ач и ЮВ1. Месторождение многопластовое со

сложным геологическим строением. Нефтеносность

установлена в отложениях мегионской,

баженовской, васюганской и тюменской свит. По

величине запасов месторождение относится к

категории крупных. Наибольший объем за- пасов

приходится на продуктивный пласт БВ8, который

характеризуется самой высокой проницаемостью.

Объект БВ8 является основным, определяющим

добычу месторождения. Основная площадь объекта

разрабатывается с 1978 г. В настоящее время

отбор составляет 85,2 % начальных извлекаемых

запасов (НИЗ) при обводненности продукции 89,5 %.

Обработка собранной информации по фактически

выполненным дострелам включала: – построение

моделей для оценки прироста дебита жидкости

и изменения обводненности с применением

пакета «Анализ данных» в MS Excel; – построение

моделей с использованием методов Data Mining

Introduction

When a field is in long-term development, various well

services are carried out to increase well stimulation.

Perforation jobs are one of these methods, it is low

cost and it’s performance can be predicted with limited

data. The purpose of this work has been to search for

correlations between the influencing variables and the

efficiency of the activities, and to build up mathematical

models that make it possible to easily find candidate

wells for certain types of jobs, using the BV8 target of the

Povkhosvksoye field as an example.

The given target was selected due to the fact that it

has a sufficient volume of perf jobs for the analysis. The

Povkhovskoye field was discovered in 1972, and brought

into development in 1978. The field is located in the

Surgut district of the Khanty-Mansi Autonomous Area of

Tyumen region, 80 km away from the town of Kogalym.

The targets of BV8, Achimov and JV1 are currently

under development. The field is multilayered, with a

complex subsurface geology and oil-bearing capacity

was confirmed in the deposits of the Megion, Bazhenov,

Vasyugan and Tyumen Suites. Judging by the size of

its’ reserves, it can be referred to as a “major” field.

The largest reserves are located on the BV8 productive

reservoir which is characterized with the highest degree

of permeability. The BV8 target is the core formation

that determines the total field production volume and

the target area has been developed since 1978. Total

recovery amounts to 85.2% of the initial recoverable

reserves, with water cut amounting to 89.5%. Processing

the data on the previously performed perforation jobs

comprised of the following steps: - model building to

evaluate the liquid rate value and changes in water

cut using the MS Excel “Data Evaluation” package; -

model building with the use of the Data Mining methods

(regression of the neural network, the linear regression) of

MS Azur MLS. The first stage comprised of the collection

and processing of the field geologic and engineering

data. 5810 perforation jobs were performed. The

activities that matched the following specific criteria were

used for the analysis:

• the perforation jobs were not primary for a selected

well, although they were primary for a selected

interlayer (1653);

• the database contained additional perforation jobs

performed since the year 2000 (1256);.

• additional perforation jobs were carried out without

hydraulic fracturing operations (541);

• well shut-down period prior to additional perforation

jobs was not exceeding 1 year (420);

• additional perforation jobs were performed at the

producing well stock (213);

• additional perforation jobs were carried out with no

additional activities following them (195);


ROGTEC

47


(регрессия нейронной сети, линейная регрессия) в

MS Azur MLS. На первом этапе исследования были

проведены сбор и обработка геолого-промысловых и

технологических данных по фактически проведенным

дострелам. Общее число перфорационных работ

составило 5810. Для анализа выбраны мероприятия,

удовлетворяющие следующим критериям:

• перфорационные работы не являются первичными

для конкретной скважины, но являются первичными

для определенного прослоя (1653);

• в базу включены дострелы, осуществленные с

2000 г. (1256);

• дострелы проводились без гидроразрыва пласта (541);

• период простоя скважины перед проведением

дострела не превышает 1 года (420);

• дострелы выполнены на добывающем фонде

скважин (213);

• дострелы осуществлялись без проведения

дополнительных мероприятий (195);

Регрессионные модели, полученнын в результате

выполнения работы, легко реализуются и

показывают достаточно высокие коэффициенты

детерминации. Подход, используемый в

работе, может быть распространен на другие

эксплуатационные объекты и месторождения, а

также на другие виды ГТМ

Исходя из формулы Дюпюи, основными параметрами,

влияющими на дебит жидкости, являются:

толщина, проницаемость пласта, депрессия,

контур питания, вязкость и скин-фактор. Для

построения математической модели оценки дебита

жидкости приняты первые три параметра ввиду

высокой точности их определения. В уравнение

также добавлен параметр – максимальный

дебит жидкости окружающих скважин, для

оценки фактической продуктивности пласта. Для

определения обводненности после проведения

мероприятия приняты следующие параметры:

величина текущих извлекаемых запасов нефти на 1

м толщины пласта – учитывает текущее насыщение

пласта; обводненность до мероприятия – учитывает

влияние уже подключенных прослоев в скважине

на значение обводненности после мероприятия;

прирост дебита жидкости после мероприятия –

учитывает взаимовлияние фаз воды и нефти. В

первую очередь в данной работе рассматривается

построение моделей методом линейной регрессии

с использованием встроенного пакета «Анализ

данных» в MS Excel. Суть регресссии заключается

в определении степени влияния каждого из

предполагаемых влияющих параметров X1, … ,

Xn на зависимую переменную Y. Далее находят

48 ROGTEC

The regression models obtained can be easily be

implemented and they demonstrate sufficiently high

coefficients of determination. The approach applied

in this work can be employed at other production

facilities and fields, as well as in other types of well

stock activities.

According to the Dupuis formula, the basic data values

having impact on the liquid rate level are as follows -

formation thickness, permeability, drawdown, external

reservoir boundary, viscosity and skin-factor. To build

up a mathematical model for evaluation of the liquid

rate level, the first three parameters were employed

due to high accuracy of their determination. One more

parameter, namely the maximum liquid rate from the

offset wells, was included into the equation in order to

evaluate the actual reservoir productivity. To determine

the water cut obtained after performed activities, the

following parameters were employed:

• The size of remaining recoverable reserves of oil per

1m of formation thickness – it takes into account the

current stratal water saturation;

• The water cut before the performed job – it takes into

account the impact the already connected interlayers

provide for the value of water cut after the activities

have been performed;

• The liquid rate increment after the performed activities

– it takes into account the mutual interaction of the

water and oil phases.

First of all, model building with the use of the linear

regression methods has been considered in the given

research work, with the help of the imbedded “Data

Evaluation” package of MS Excel. The essence of

the regression is in determination of the degree of

impact of each of asserted influencing variables X1,

… , Xn on the dependent variable Y. After that, the

regression coefficients Ki are to be searched, for the best

presentation of the liquid rate and water cut obtained

after performed additional perforation jobs [1-3]

(1)

Building a Model to Evaluate the Liquid Rate

and Changes in Water Cut Using the MS Excel

“Data Evaluation” Package

The first stage included model building to determine the

liquid rate increment after additional perforation jobs. The

regression coefficients, the constant error values, the

Student’s t-distribution, and the P-values are presented

in Table 1. The formula used to determine the liquid rate

increment Yq, obtained after performed activities has the

following view in the linear regression model:


FIELD DEVELOPMENT


ROGTEC

49


коэффициенты регрессии Ki для наилучшего

представления дебита жидкости и обводненности

после проведения дострела [1–3]

(1)

Построение моделей для оценки

прироста дебита жидкости и изменения

обводненности с применением пакета

«Анализ Данных» В MS Excel

На первом этапе строилась модель для прироста

жидкости после дострелов. Коэффициенты

регрессии, значения стандартных ошибок, критерия

Стьюдента t, P-значения представлены в табл. 1.

Формула для определения прироста дебита жидкости

Yq после проведения мероприятия в модели линейной

регрессии имеет следующий вид:

Yq = -0,1965X1 + 0,0936X2 + 0,1861X3 + 0,0013X4 -

5,5673. (1)

Сопоставление расчетного дебита жидкости

с фактическим после дострела показывает

высокую сходимость полученных результатов,

коэффициент детерминации R2 = 0,712 (рис. 1). По

нефтенасыщенной толщине и депрессии Pзначение

составляет более 0,05, что согласно правилам

Yq = -0,1965X1 + 0,0936X2 + 0,1861X3 + 0,0013X4 -

5,5673. (1)

The correlation of the estimated and actual liquid

rate value, obtained after additional perforation jobs

demonstrates the high precision of the data, the

coefficient of determination R2 being 0.1712 (Fig.1).

The P-value on the oil net pay and drawdown amounts

to over 0.05, which, according to the rules of descriptive

statistics, points to low impact of the factor on the

resultant value or just means no effect. The results can

be explained in the following way. First, there appears

to be some uncertainty while selecting the version for

interpretation of geological data. For instance, according

to the actual version of the “Reinterpretation_2001”,

the reservoir with oil net pay of 1.5m was selected,

while the relevant parameter according to the version

of the “CSRM-Neft_2011” amounts to 12.1m. In this

connection, the results of the stream gauging agree with

the second version of the interpretation. Secondly, the

formation pressure values are taken off from the isobar

map, the maps, in this regard, are prepared with the

periodicity of once per quarter, based on a certain set of

values obtained directly from wells, while the remaining

part of the values can be obtained through calculations.

The bottom-hole pressure is generally calculated through

dynamic level which in many cases also downgrades

the quality of initial data. Hereafter, a model was built

to determine the water cut after performed additional

Y-пересечение

Y-crosscut

Показатели

Data values

X 1

Эффективная нефтенасыщенная

толщина / Oil net pay

K 1

X 2

Проницаемость / Permeability K 2

X 3

Максимальный дебит по окружающим

скважинам / Max. flow rate from offset wells

K 3

X 4 Депрессия / Drawdown K 4

Таблица 1 - Тable 1

Const

Коэффициенты

регрессии

Regression constants

Стандартная

ошибка

Constant error

Критерии

Стьюдента t

Student’s t-

distribution

P-значение

P-value

b -5,5673 1,630 -3,417

0,001

-0,1965 0,151 -1,301

0,195

-0,0936 0,012 7,606

0,03

-0,1861 0,014 12,843 0,0000057

-0,0013 0,014 0,096

0,924


Y-crosscut


Data values

Const

Коэффициенты

регрессии

Regression constants

Стандартная

ошибка

Constant error

Критерии

Стьюдента t

Student’s t-

distribution

P-значение

P-value

b 19,0754 3,083 6,188 4,3.10 -9

X 1

Трудноизвлекаемые запасы / начальная

нефтенасыщенность / Hard-to-recover K 1

reserves / initial oil saturation

X Прирост дебита жидкости

2

K

Liquid rate increment

2

Обводненность до дострела

X 3

K

Water cut before perforation of additional intervals 3

-0,1293 0,059 -2,176 3,1.10 -2

0,4107 0,088 4,685 5,7.10 -6

0,7088 0,037 19,260 6,8.10 -45


50

ROGTEC


FIELD DEVELOPMENT

2020

9-я международная конференция

Геонауки: трансформируем знания в ресурсы

Важные даты

Окончание регистрации по льготному тарифу

25 декабря 2019 г.

Окончание приема заявок на коммерческие

презентации и рекламное место компании

1 марта 2020 г.

Окончание предварительной регистрации

25 марта 2020 г.

Темы научных сессий

1 Региональные, тематические и научные геологические исследования

2 Геологическое изучение и поэтапное освоение Арктической зоны и шельфов

3 Практические примеры при ГРР

4 Разведка и разработка месторождений

5 Круглый стол: Перспективы внедрения и развития интеллектуальных систем

в процессах разведки и добычи

Научная программа опубликована на сайте www.eage.ru

РЕГИСТРАЦИЯ ОТКРЫТА!


6–9 АПРЕЛЯ 2020 ГОДА I САНКТ-ПЕТЕРБУРГ, РОССИЯ

WWW.EAGE.RU I WWW.EAGE.ORG

ROGTEC

51


Расчетный прирост дебита жидкости, т./сут.

Estimated liquid rate increment, tons per day

70

60

50

40

30

20

10

0

R 2 = 0,712

10 20 30 40 50 60 70

Фактический прирост дебита жидкости, т./сут.

Actual liquid rate increment, tons per day

Рис.1: Сопоставление рассчитанных и фактических значений

прироста дебита жидкости после проведения дострела

Fig.1: Comparison of the estimated and actual values of liquid rate

increment after perforation of additional intervals

описательной статистики означает слабое влияние

фактора на результирующий параметр или отсутствие

влияния. Полученные результаты можно объяснить

следующим образом. Во-первых, возникает

неопределенность в выборе версии интерпретации

геологофизических параметров. Например, в скв.

2598 по актуальной версии «Переинтерпретация_2011

год» выделен коллектор с нефтенасыщенной

толщиной, равной 1,5 м, а по версии «ООО_

ЦСРМнефть_2011 год» соответствующий параметр

составляет 12,1 м, при этом результаты потокометрии

согласуются со второй версией интерпретации.

Во-вторых, пластовое давление снимается с карты

изобар, при этом карты строятся с периодичностью

один раз в квартал по некоторому числу значений,

полученных непосредственно в скважинах, остальная

часть значений рассчитывается.

Забойное давление в большинстве случаев

пересчитывается через динамический уровень, что

также снижает качество исходной информации.

Далее проводилось построение модели для

определения обводненности после проведения

дострелов. Коэффициенты регрессии, значения

стандартных ошибок, критерия Стьюдента t,

P-значения представлены в табл. 2. Формула для

определения обводненности Yf после проведения

мероприятия в модели линейной регрессии выглядит

следующим образом:

Yf = -0,1293X1 + 0,4107X2 + 0,7088X3 + 19,0754. (2)

Сопоставление расчетной и фактической

обводненности после проведения дострела

показывает высокую сходимость полученных

результатов, R2 = 0,8185 (рис. 2).

perforation jobs. The coefficients of regress, the

constant error values, the Student’s t-distribution, and

the P-values are presented in Table 2. The formula

determining the water cut Yf after the performed activities

looks, in the linear regression model, as follows:

Yf = -0,1293X1 + 0,4107X2 + 0,7088X3 + 19,0754. (2)

Correlation of the estimate and actual water cut values,

after the additional perforation jobs were performed,

demonstrates high precision of data, R2 being 0.8185

(Fig.2).

Расчитанная обводненность, %

Estimated water cut, %

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

R 2 = 0,8185

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Фактическая обводненность, % - Actual water cut, %

Рис.2: Сопоставление рассчитанных и фактических значений

обводненности после проведения дострела

Fig.2: Correlation of the estimated and actual values of water cut

after perforation of additional intervals

Data Mining is a catch all term used when using

complex of methods to discover previously unknown

interpretations that decision making.[4]. Data Mining is

used in such disciplines as statistics, the information

theory and machine learning. Therefore, the major

part of its algorithms was elaborated on the basis of

different methods from those disciplines. As a concept,

Data Mining comprises: the theory of databases, image

identification, descriptive statistics, machine learning,

visualization, algorithms and artificial intelligence. In

this regard, you can use a variety of software products

to implement your Data Mining objectives, such as

R-Studio, Microsoft Azure MLS, Orange and many

others.

Model Building with the Use of the Microsoft

Azure MLS Software

The presented work considers two methods: the linear

regression method and the method of regression of the

neural network implemented in the Microsoft Azure MLS

software (Fig.3). This software is sufficiently easy to use,

free to download and install, and has the imbedded

modules where various algorithms are embodied. That

52

ROGTEC


FIELD DEVELOPMENT

Рис.3: Построение модели линейной регрессии в MS Azure MLS

Fig.3: Build-up of the MS Azure MLS linear regression model

Data Mining – собирательное название, используемое

для обозначения совокупности методов

обнаружения ранее неизвестных, нетривиальных,

практически полезных и доступных интерпретации

знаний, необходимых для принятия решений в

различных сферах человеческой деятельности [4].

Data Mining развивалась на стыке таких дисциплин,

как статистика, теория информации, машинное

обучение, поэтому большинство алгоритмов было

разработано на основе различных методов из

этих дисциплин. Data Mining включает: теорию баз

данных, распознавание образов, описательную

статистику, машинное обучение, визуализацию,

алгоритмизацию, искусственный интеллект. При этом

существует множество программ для реализации

задач Data Mining, такие как R-Studio, Microsoft Azure

MLS, Orange и др.

Построение моделей с применением

программного продукта Microsoft Azure MLS

В представленной работе рассмотрены два метода:

метод линейной регрессии и метод регрессии

нейронной сети, реализованные в программном

продукте Microsoft Azure MLS (рис. 3). Данный

софт достаточно прост в понимании, бесплатный,

имеет встроенные модули, в которых реализованы

различные алгоритмы, при этом соблюдается

конфиденциальность загружаемых данных в связи

с их обезличенностью. Создание эксперимента в

студии машинного обучения включает следующие

шаги: – передача набора данных в виде CSV-файла

(табличные данные в текстовом формате) в студию

машинного обучения; – создание эксперимента и

использование модуля Select Columns in Dataset

(выбор столбцов в наборе данных) для выбора тех же

признаков данных, что используются в MS Excel;

Рис.4: Построение модели «Регрессия нейронной сети» в MS

Azure MLS

Fig.4: Build-up of the MS Azure MLS “Regression of the neural

network” model

said, confidentiality and protection of the uploaded

data is also preserved. Creating an experiment in Azure

Machine Learning Studio comprises the following steps:

the transmission of a data set in the format of CSVfile

(tabular data in the format of text) to the Machine

Learning Studio;

• Creating an experiment and using the Module “Select

Columns in Dataset” (selection of columns in the data

set) to select the same data features as they are used in

MS Excel;

• Using the “Split Data” Module in the mode of relative

expression to split data into the same datasets for

learning as they are applied in MS Excel. When using

the “Linear regression” Module in Azur Machine

Learning Studio, there are two methods available to

apply: The Gradient Descent method in the online

mode (used for large-scale problems), the method of

Least Squares (the mostly spread method of the linear

regression). This would be an optimal selection for a

small data amount. Table 3 displays correlation of the

coefficients obtained in the models of MS Excel and MS

Azure MLS for estimation of the liquid rate increment. It

is obvious that the obtained models have similar data

values.

After that, the method of Data Mining was considered

in the research work, and namely, the “Regression of

the Neural Network” (Fig. 4). The algorithm of the neural

network (Microsoft) is useful for the evaluation of large

datasets. The algorithm of the neural network in the

SQL Server Analysis Services (Microsoft) combines

every possible state of the initial data value with every

probable state of the predicted data value, applying it to

calculate the probabilities.


ROGTEC

53


• использование модуля Split

Data (разделение данных)

в режиме относительного

выражения для разделения

данных на точно такие

же наборы данных для

обучения, как в MS Excel.

При использовании модуля

«Линейная регрессия» в

студии машинного обучения

доступны два метода:

метод градиентного

спуска в режиме онлайн

(для крупномасштабных

проблем); метод наименьших квадратов (наиболее

распространенный метод линейной регрессии).

Это оптимальный выбор для небольшого объема

данных. В табл. 3 представлено сравнение

коэффициентов, полученных в моделях MS Excel

и MS Azure MLS для расчета прироста дебита

жидкости. Видно, что полученные модели имеют

схожие показатели.

Далее в работе был рассмотрен метод Data

Mining – «Регрессия нейронной сети» (рис. 4).

Алгоритм нейронной сети (Microsoft) полезен при

анализе большого объема данных. В службах

SQL Server Analysis Services алгоритм нейронной

сети (Microsoft) сочетает каждое возможное

состояние входного показателя с каждым

возможным состоянием прогнозируемого

показателя и использует обучающие данные для

вычисления вероятностей.

Далее эти вероятности можно применять

для прогнозирования рассматриваемого

параметра на основе входных данных. В модели

интеллектуального анализа данных, которая

создается при помощи алгоритма нейронной

сети Microsoft, может содержаться несколько

сетей. Их число определяется числом столбцов,

используемых для входа. Алгоритм создает

сеть, состоящую из двух или трех слоев

нейронов. К таким слоями относятся входной,

необязательный скрытый и выходной слои.

Модель нейронной сети должна содержать

ключевой столбец, один или несколько входных и

прогнозируемых столбцов.

На рис. 5 приведены результаты расчета

прироста дебита жидкости и изменения

обводненности, с помощью моделей,

построенных в MS Azure MLS методом «Регрессия

нейронной сети». Из рис. 1, 2 и 5 видно, что

модель, построенная в MS Azure MLS методом

«Регрессия нейронной сети», характеризуется


Data values

MS Excel MS Azure MLS


Const

-5,5673 -5,6703

Y-crosscut

Эффективная нефтенасыщенная

X 1

-0,1965 -0,1965

толщина / Oil net pay

Проницаемость / Permeability 0,0936 0,0936

X 2

X 3

X 4


Максимальный дебит по окружающим

скважинам / Max. flow rate from offset wells

Депрессия / Drawdown

Расчитанная обводненность, %

Estimated water cut, %

Коэффициенты модели

Coefficients of the model equation

0,1861 0,1861

0,0013 0,0013

Further, these probabilities can be applied to predict

a considered parameter, based on the input data.

The model of data mining, created with the use of the

Microsoft neural network algorithm, can contain several

networks. Their number is determined with the number

of columns used for data input. The algorithm creates

a network consisting of two or three layers of neurons.

Расчетный прирост дебита жидкости, т./сут.

Estimated liquid rate increment, tons per day

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

70

60

50

40

30

20

10

0

R 2 = 0,777

10 20 30 40 50 60 70

Фактический прирост дебита жидкости, т./сут.

Actual liquid rate increment, tons per day

R 2 = 0,8323

0

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Фактическая обводненность, % - Actual water cut, %

Рис.5: Результаты построения модели методом «Регрессия

нейронной сети» в MS Azure

Fig.5: Simulation results of the MS Azure “Regression of the neural

network” model

54

ROGTEC


FIELD DEVELOPMENT

несколько лучшей сходимостью с фактическими

показателями.

Заключение

Внедрение Big Data технологий в процесс

разработки месторождений является неоспоримо

перспективным направлением. Выполненная

работа указывает на возможность применения

методов Data Mining для анализа исходных

данных по фактически проведенным операциям

дострелов, а также для прогноза эффективности

планируемых. Регрессионные модели, полученные в

результате выполнения работы, легко реализуются

и показывают достаточно высокие коэффициенты

детерминации. Подход, используемый в

работе, может быть распространен на другие

эксплуатационные объекты и месторождения, а

также на другие виды ГТМ.

Список литературы

1. Колемаев В.А., Староверов О.В., Турундаевский

В.Б. Теория вероятностей и математическая

статистика. – М.: Высшая школа, 1991. – 400 с.

2. Макарова Н.В., Трофимец В.Я. Статистика в

Excel. – М.: Финансы и статистика, 2002. – 368 с.

3. Савельев В. Статистика и котики. – М.:

Издательские решения, 2017. – 126 с.

4. http://pandia.ru/text/78/271/8297.php

Авторы статьи:

А.А. Анкудинов, к.т.н.,

Н.С. Полякова,

Ю.Е. Радевич

Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

«КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени

Материал любезно предоставлен компанией ПАО «Газпром

нефть» и журналом «PROнефть»

The layers refer to the input data layer, optional hidden

data layer, and the output data layer. The model of the

neural network must contain a key column, one

or several input data columns and the predicted data

value columns.

Fig.5 presents the calculation data of the liquid rate

increment and changes in water cut, obtained with

the use of the models built in MS Azure MLS by the

“Regression of the neural network” method. Comparing

Figures 1, 2 and 5, we can see that the model built in MS

Azure MLS, using the “Regression of the neural network”

method, is characterized with somewhat better precision

in relation to the actual data values.

Conclusion

The introduction of “Big Data” technologies into the

oil and gas field development process, from our

perspective, has been a success. The presented

research work points at the possibility of using the

Data Mining methods to evaluate the initial data based

on previously conducted perforation jobs, as well as

for predicting the efficiency of scheduled jobs. The

regression models obtained as a result of this work can

be easily implemented and demonstrate sufficiently high

coefficients of determination. The approach applied in

this work can be employed at other production facilities

and fields, as well as in other well stock activities.

References

1. Kolemaev V.A., Staroverov O.V., Turundaevskiy V.B.,

Teoriya veroyatnostey i matematicheskaya statistika

(Theory of probability and mathematical statistics),

Moscow: Vysshaya shkola Publ., 1991, 400 p.

2. Makarova N.V., Trofimets V.Ya., Statistika v Excel

(Excel statistics), Moscow: Finansy i statisti-ka Publ.,

2002, 368 p.

3. Savel’ev V., Statistika i kotiki (Statistics and kitties),

Moscow: AST Publ., 2017, 126 p.

4. http://pandia.ru/text/78/271/8297.php

Article Authored By:

А.A. Ankudinov,

Ph.D. Engineering,

N.S. Polyakova,

Y.E. Radevich

Branch of “LUKOIL Engineering” LC “KogalymNIPINeft”

in Tyumen

Published with thanks to Gazprom Neft

& PROneft Magazine


ROGTEC

55

ГРП

2019 Halliburton, все права защищены

2019 Halliburton, Rights Reserved

Е.Г. Казаков, И.Г. Файзуллин, Э.Ф. Сайфутдинов

Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

А.А. Корепанов, ООО «Газпромнефть-Ямал»

Н.В. Чебыкин, ООО «Газпромнефть-Хантос»

А.Ю. Конопелько, АО «Мессояханефтегаз»

E.G. Kazakov, I.G. Fayzullin, E.F. Sayfutdinov,

Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

A.A. Korepanov, Gazpromneft–Yamal LLC, RF, Tyumen

N.V. Chebykin, Gazpromneft–Khantos LLC, RF, Khanty-Mansiysk

A.Yu. Konopelko, Messoyakhaneftegaz JSC, RF, Tyumen

Газпром нефть: Оптимизация технологий

многостадийного гидроразрыва пласта в

коллекторах с близким расположением

газонефтяного и водонефтяного контактов

и наличием слабовыраженных барьеров с

низким контрастом напряжений

Gazprom Neft: Optimising Multistage Hydraulic

Fracturing in Challenging Reservoirs

Д

ля эффективной стимуляции скважин методом

ГРП необходима глубокая инженерная и

технологическая проработка. В работе показаны

различные пути оптимизации МГРП в пластах со

слабовыраженными барьерами и низким контрастом

напряжений. Одним из решений поставленных

задач является оптимизация существующих

гуаровых систем жидкости для контроля высоты

трещины. Для достижения максимального эффекта

проводилось постепенное снижение концентрации

полимера, и использовались маловязкие жидкости и

E

ffective well stimulation with hydraulic fracturing

requires indepth engineering and technological

research. This paper shows various ways of optimizing

multistage fracturing operations in reservoirs with weak

barriers with low stress contrasts. One of the solutions

is to optimize the existing guar fluid systems to control

the fracture height. The following solutions were applied

to achieve the maximum effect: gradual decrease of

polymer concentration, application of low-viscosity fluids

and combined «pad» stages. Additional operations were

carried out in order to optimize the pumping schedule and

56

ROGTEC


FRACTURING

комбинированные буферные стадии. Дополнительно

проводились работы по оптимизации расписания

закачки и повышения его агрессивности. С целью

достижения наибольшего эффекта по очистке

трещины происходило постепенное повышение

концентрации ферментного деструктора. В качестве

альтернативного подхода в стимуляции была выбрана

жидкость ГРП на бесполимерной основе (ПАВ).

Для минимизации рисков, связанных с получением

СТОПа, внедрено применение компоновок МГРП с

многоразовыми муфтами, управляемыми ключом

с привлечением установки ГНКТ и мониторингом

забойного давления. В качестве дополнительных

методов контроля применялся микросейсмический

мониторинг и различные геофизические исследования.

Анализ фактического дебита показал успешность

примененных подходов для достижения максимальной

эффективности работы простимулированных скважин.

Введение

В портфеле активов «Газпром нефти» имеется ряд

месторождений, пласты которых характеризуются

отсутствием ярко выраженных литологических

барьеров для газа и воды. Проведение гидроразрыва

пласта (ГРП) без глубокой инженерной проработки

и внедрения технологий не эффективно. Для

успешного введения в эксплуатацию объектов –

п-ова Ямал требуется поиск оптимальных решений.

В данной работе рассмотрены различные сценарии

проработки путей оптимизации технологии ГРП.

Анализ фактической работы простимулированных

скважин показывает, что в итоге удалось найти

успешное решение. Благодаря комплексному подходу

специалистов компании была проведена большая

работа по оптимизации ГРП, что позволило повысить

производительность скважин.

Апробация оптимизации жидкости

и дизайна ГРП

На месторождениях Западной Сибири для коллекторов

с близким расположением газонефтяного (ГНК) и

водонефтяного (ВНК) контактов и слабовыраженными

барьерами с низкими напряжениями одной из задач

является необходимость контроля высоты трещины

ГРП для исключения приобщения непроектных

интервалов. В связи с тем, что технологии с

низкополимерными модифицированными или

ПАВ рецептурами пока не получили широкого

распространения из-за более высоких стоимости и

требований к оборудованию, очевидным решением

представляется оптимизация существующих

гуаровых жидкостей ГРП в направлении снижения

концентрации (загрузки) полимера и использования

в качестве буферной и/или песконесущей жидкости

маловязких жидкостей [1]. В рассматриваемом

случае оптимизация была начата с жидкостей и

make it more rapid. To achieve the maximum clean out

of the fracture, the concentration of the enzyme breaker

was gradually increased. Hydraulic fracturing with a nonpolymer

fluid system (surface active agent) was chosen as

an alternative stimulation approach. To minimize the risks

associated with screenout, multistage completion system

with reusable sleeves have been used. The system is

controlled by a special CT-deployed key and bottomhole

pressure monitoring. Additional control methods included

microseismic monitoring and different logging operations.

The analysis from the actual oil production rate showed

that these approaches maximized the efficiency of the

stimulated wells.

Introduction

Gazprom Neft’s asset portfolio includes several fields

which are characterized by the absence of distinct

lithological barriers for gas and water. Hydraulic fracturing

is not efficient without in-depth engineering studies

and utilizing the latest technologies. Successful field

commissioning in the Yamal region requires implementing

the optimal solutions. This paper describes the various

scenarios for the optimization of hydraulic fracturing. The

analysis of the actual performance of the stimulated wells

showed that a successful solution was finally identified.

The integrated approach developed by the company’s

specialists allowed the company to optimize hydraulic

fracturing and thus increase the wells productivity.

Fluid and Fracturing Design

Optimisation Testing

In Western Siberia, one of the tasks for reservoirs with close

proximity to oil-gas and water-oil contacts and low stress

barriers is the need to control the height of fracture in order

to avoid the fracturing of non-target intervals. Technologies

with low-polymer modified agents or surfactants have not

yet become widespread due to the higher costs and harsh

equipment requirements. Therefore, the obvious solution

is to optimize the existing guar fluids in order to reduce

the concentration of the polymer and to use low-viscosity

fluids as a buffer and/or sand-bearing fluid [1]. In the

present case, it was decided to start optimizing the fluids

and fracturing design by a gradual decrease the polymer

concentration and increasing the pump rate (reduction of

the buffer volume, increase in the maximum concentration

of proppant and decrease in fluid rate). The first tests

were carried out in directional wells. The design of these

wells prevents the risk of an accident due to the proppant

settling in the liner in the horizontal section. After obtaining

positive results, it was decided to perform an injection in

the horizontal wells completed with multistage fracturing

assemblies [2]. The polymer concentration and main

reservoir characteristics before and after the optimization

are presented in the table. Initially, the viscosity of the crosslinked

fluid was 800 mPa⋅s, which is due to the high fluid

loss into the formation matrix.


ROGTEC

57

ГРП

дизайна ГРП, а именно с постепенного

снижения загрузки (концентрации)

полимера и повышения агрессивности

графика-закачки (уменьшение доли

объема буфера, увеличение максимальной

концентрации проппанта и снижение

расхода жидкости). Первые опробования

проводили в наклонно направленных

скважинах, конструкция которых

предотвращает риск аварии из-за оседания

проппанта в хвостовике горизонтальной

секции. После получения положительных

результатов была выполнена закачка в

горизонтальных скважинах с заканчиванием

компоновками многостадийного ГРП

(МГРП) [2]. Концентрация полимера,

основные характеристики пласта до и

после оптимизации приведены в таблице.

Первоначально вязкость сшитой жидкости

составляла 800 мПа ⋅с, что объяснялось

большими утечками жидкости в матрицу

пласта.

Высокая вязкость системы жидкости позволяла

избежать риск получения СТОПа и гарантировала

достаточность гидравлического раскрытия

трещины, однако при этом увеличивалась ее высота,

что многократно повышало риск приобщения

газа и воды. Оптимизация ГРП происходила по

направлению снижения загрузки полимера, а

также увеличения концентрации ферментного

(энзимного) брейкера для очистки трещины от

остатков полимера и соответственно повышения

остаточной проводимости трещины. Проведенные

работы позволили без увеличения аварийности

существенно снизить загрузку полимера – с 3,6 до

2,2 кг/м 3 . В результате было достигнуто снижение

вязкости сшитого геля в среднем до 400–450

мПа ⋅с. В целом на проекте было проведено 370

скважино-операций, доля осложнений (СТОП)

составила менее 5 %, что явилось очень хорошим

показателем. В основном осложнения связаны с

техническими причинами (работой оборудования),

такими как отклонения в подаче проппанта (скачки

концентрации проппанта) и химических реагентов. Для

подтверждения правильности выбранного подхода

проводился инструментальный контроль высоты

трещины – микросейсмический мониторинг (МСМ),

который позволяет оценить эффективность работ

физически, а не только по параметрам добычи или

результатам моделирования в симуляторе ГРП. На

рис. 1 приведено сравнение высоты трещины по

дизайну ГРП и лоцированным событиям МСМ. Данные

моделирования и МСМ были подтверждены работой

скважин без признаков прорыва в непроектные

горизонты [3].

Параметры дизайна ГРП

Fracturing design parameters

Давление закрытия забойное, МПа

Closing pressure at bottom hole, MPa

Эффективное давление, МПа

Effective pressure, MPa

Эффективность жидкости, %

Fluid efficiency,%

Загрузка полимера, кг/м 3

Polymer concentration, kg/m 3

Объем жидкости, м 3

Fluid volume, m 3

Доля объема буфера в смеси, %

Share of buffer volume, %

Масса проппанта, т

Proppant volume, t

Фракции проппанта

Proppant fractions

Максимальная концентрация, кг/м 3

Maximum concentration, kg/m 3

Расход жидкости, м 3 /мин

Fluid flow rate, m 3 /min

До оптимизации

Before optimization

25,0 - 33,0

1,8 - 3,0

35 - 60

2,76 - 3,6

80 - 110

25 - 30

25 - 50

20/40, 16/20

800 - 900

2,8 - 3,0

После оптимизации

After optimization

25,0 - 33,0

1,8 - 3,0

35 - 60

2,0 - 2,4

25 - 70

13 - 18

5 - 35

20/40, 16/20, 12/18

900 - 1200

1,8 - 2,2

The high viscosity of the fluid prevented the risk of screenout

and guaranteed the conductivity of the fracture.

However, the height of the fracture also increased which

led to the risk of gas and water infiltration. Hydraulic

fracturing was further optimized by reducing the polymer

concentration and increasing the concentration of the

enzyme breaker to clean the fracture from the polymer

residues and, consequently, increased the residual

conductivity of the fracture. This enabled a significant

reduction in the polymer concentration without increasing

the accident rate - from 3.6 to 2.2 kg/m 3 . As a result,

the viscosity of the cross-linked gel has been reduced

to an average of 400-450 mPa⋅s. In total, 370 well

operations were performed in the project, the share of

complications (screen-out) was less than 5%, which was

a very good indicator. Most of the complications were

related to technical propblems (equipment operations),

such as deviations in the injection of the proppant

(proppant concentration spikes) and chemical agents.

Facture height control was carried out to validate the

chosen approach - micro-seismic monitoring, which

physically evaluates the efficiency of the operation, not

only in terms of the production parameters or the results

of the hydraulic fracturing simulation. Figure 1 shows the

comparison of the fracture height calculations via the

fracturing design and micro-seismic monitoring. The data

from the simulation and the micro-seismic monitoring have

been validated in well operation without signs of fracture

breakthrough into non-target layers [3].

Pilot Operations for Optimising Fluid and

Fracture Design

In addition to the testing of the fluid and fracturing design

optimization, pilot operations injecting viscoelastic

surfactants were also conducted. Viscoelastic surfactant

58

ROGTEC


FRACTURING

THE WORLD IS COMING

TO HOUSTON, JOIN US!

Mark your calendars and plan to be

an integral part of discussions on

the future of energy. This event is an

extraordinary opportunity to connect

with global leaders and to discuss the

challenges and opportunities of the

transforming energy industry.

Interested in a Sponsorship or

Showcasing your Company?

Visit: WPC2020.COM

©2019_WPC_GA-5

DEC 6-10, 2020

HOUSTON, USA

PRESENTED BY


ROGTEC

59

ГРП

Стадия

Stage

Полудлина трещин, м

Fracture half-length, m

Высота трещины, м

Fracture height, m

ГРП HF MCM MSM ГРП HF MCM MSM

Неколлектор

Non-reservoir rock

Газ

Gas

Нефть

Oil

Вода

Water

Рис.1: Результаты сравнения высоты трещины по дизайну и лоцированные события МСМ

Fig.1: Outcome of compared fracture height according to its design and MSM located events

Опытно-промышленные работы по

оптимизации жидкости и дизайна ГРП

Помимо апробации оптимизации жидкости и дизайна

ГРП проводились опытно-промышленные работы

(ОПР) с закачкой вязкоупругих ПАВ. Жидкость на

основе вязкоупругих ПАВ по сравнению с жидкостью

на гуаровой основе имеет хорошую песконесущую

способность при пониженной вязкости (около 250 мПа⋅с),

но при этом предъявляются очень высокие требования

к технологическим средствам ее применения и, кроме

того, жидкость на основе вязкоупругих ПАВ имеет

значительно более высокую стоимость.

Проведены девять скважино-операций, доля

осложнений (СТОП) по данной технологии составила

25 %, основной их причиной послужила неготовность

подрядчика к проведению работ по технологии с

применением данной рецептуры жидкости. Результаты

работы скважин оценивались по безразмерному

индексу продуктивности, приведенному к дебиту

скважины после выполнения одной стадии ГРП.

Эффективность технологии ГРП с применением

жидкости на основе вязкоупругих ПАВ получила свое

подтверждение, однако из-за высокой стоимости

и большого процента осложнений по сравнению с

технологией с использованием жидкости на гуаровой

основе не получила широкого распространения.

60 ROGTEC

fluids have good sand-bearing capacity at a reduced

viscosities (about 250 mPa⋅s), but very high demands are

then placed on the equipment. In addition, viscoelastic

surfactants are much more expensive.

Nine well operations were carried out, the share of

complications (screen-out) with this technology was

25%. The main reasons for the complications was the

unwillingness of the contractor to perform the operations

with this fluid. The well’s performance was evaluated

by a dimensionless productivity index normalized to the

production rate after one fracturing stage. This fracturing

technology with viscoelastic surfactant fluid has been

proven to be efficient. However, this technology is not

widely used due to the high cost and high percentage

of complications as compared to the guar-based fluid

technology. In order to minimize the risks of breakthroughs

during hydraulic fracturing when injecting 8-10 tons of

proppant, a ball-drop tool has also been utilized. This

tool enabled eight stage fracturing without stopping the

injection, which has proved its efficiency. As a result,

the unproductive volume of the fluid pumped into the

formation is reduced by several times (the fluid volume is

reduced by 30-40% due to the cancellation of pumping

tests for each fracturing stage and the reduction of the

fluid volume during pumping). The duration of eight

fracturing stages is also reduced (duration from the time


24-я УЗБЕКИСТАНСКАЯ

МЕЖДУНАРОДНАЯ

ВЫСТАВКА И КОНФЕРЕНЦИЯ

НЕФТЬ И ГАЗ

24th UZBEKISTAN

INTERNATIONAL

OIL & GAS

EXHIBITION AND CONFERENCE

www.oilgas.uz

ГЛАВНАЯ

НЕФТЕГАЗОВАЯ

ВЫСТАВКА

В УЗБЕКИСТАНЕ

13–15

МАЯ / MAY

2020

УЗБЕКИСТАН, ТАШКЕНТ

UZBEKISTAN, TASHKENT

THE LEADING

OIL & GAS EVENT

IN UZBEKISTAN

ПО ВОПРОСАМ УЧАСТИЯ ОБРАЩАЙТЕСЬ

FOR PARTICIPATION PLEASE CONTACT

RUSSIAN ENERGY

EVENTS EXPERTS

+7 (499) 348-85-00

info@re3.events

ГРП

Давление, МПа - Pressure, MPa

Расход смеси, м 3 /мин Концентрация проппанта, кг/м 3

Blend flow rate, m 3 /min Proppant concentration, kg/m 3

Давление - Pressure

Давление с дублирующего датчика

Pressure value from backup gauge

Затрубное давление

Annular pressure

Время, мин - Time, min

Расход смеси (магнитный) - Blend flow rate (magnetic)

Расход смеси (сумма оборотов насосов)

Blend flow rate (total pump rotation)

Расход чистой жидкости (магнитный)

Single fluid flow rate (magnetic)

Концентрация проппанта (плотномер)

Proppant concentration (densimeter)

Концентрация проппанта (пересчетная)

Proppant concentration (converted)

Концентрация проппанта (на забое)

Proppant concentration (at bottom hole)

Рис.2: График проведения восьмистадийного ГРП с закачкой проппанта в поток жидкости

Fig.2: Schedule of the eight-stage hydraulic fracturing operation with proppant injection in the fluid flow

Для минимизации рисков прорыва при ГРП с закачкой

проппанта массой 8–10 т также применено устройство

для сброса шаров, позволяющее проводить плановые

восемь стадий МГРП без остановки закачки, что

доказало свою эффективность. В результате кратно

снижается непроизводительный объем закачиваемой

жидкости в пласт (уменьшение объема жидкости на

30–40 % за счет отмены тестовых закачек на каждую

стадию МГРП и сокращения объема жидкости на стадии

продавки), уменьшается время на проведение восьми

стадий ГРП (с момента заезда флота ГРП практически

в 2 раза). Достигнуто значительное ускорение,

например, закачка проппанта массой 10 т на стадию при

восьмистадийном ГРП была завершена за 2 ч (рис. 2).

Однако при закачке в поток проппанта массой 8–10

т на муфту ГРП имеется риск получения осложнения

из-за того, что во время прохождения проппанта

в стимулируемую зону пласта шар для активации

последующего порта уже сброшен в скважину. В

случае получения СТОПа нахождение шара в колонне

НКТ серьезно затрудняет дальнейшее проведение

работ в скважине [3]. Для минимизации данных

рисков внедрены компоновки МГРП с многоразовыми

муфтами, управляемыми ключом на гибкой НКТ

(ГНКТ). Закачка жидкости ГРП осуществляется по

the fracturing fleet arrives at location is reduced by almost

half). A significant overall time reduction has also been

achieved. For example, pumping of 10 tons of proppant

per stage as part of eight-stage fracturing was completed

in 2 hours (Fig. 2).

However, when pumping 8-10 tons of proppant per

fracturing sleeve, there is a risk of complications from

the activation ball for the subsequent sleeve which has

already been dropped into the well during proppant

injection into the stimulated formation interval. In case of

screen-out, the presence of the ball in the tubing string

seriously hampers further work in the well [3]. In order

to minimize these risks multistage fracturing completion

configurations with reusable CT-operated sleeves have

been implemented. Fracturing fluid is pumped through

the annular space between tubing and coiled tubing

with a CT-deployed key below the target frac port. This

dispensed the “unnecessary” runs for each stage and

provided the unique ability to monitor the bottomhole

pressure inside the coiled tubing in real time (Fig. 3).

This made it possible to evaluate the efficiency of

proppant pack in the fracture during operations and

to propose well-reasoned optimization changes to the

pumping program. After fracturing the port is closed,

62

ROGTEC


FRACTURING

Давление, МПа - Pressure, MPa

Концентрация проппанта, кг/м 3 ; Proppant concentration, kg/m 3

Расход м 3 : 100/мин Flow rate, m3:100/min

Расход в ГНКТ, м 3 :1000/мин Flow rate in coil tubing, m3:1000/min

Время, ч: мин - Time, hr: min

Давление: - Pressure:

в линии - frac pressure

затрубное - in the annulus

ГНКТ - in coil tubing

Расход: - Flow rate

смеси - mixture

чистой жидкости - pure fluid

в ГНКТ - in coil tubing

Концентрация проппанта: - Proppant concentration:

плотномер - density meter

выносной плотномер - remote density gauge

на забое - at the bottom hole

расчетная - estimated value

Рис.3: График проведения основного ГРП без подъема ГНКТ и с возможностью мониторинга забойного давления в режиме

реального времени

Fig.3: Schedule of main hydraulic fracturing job without coil tubing trip, with possibility to monitor bottom hole pressure in real time

малому затрубному пространству со спуском ключа

на ГНКТ ниже порта, на который проводится ГРП. Это

позволило избавиться от «лишних» спускоподъемов

компоновки при проведении каждой стадии, в связи с

чем появилась уникальная возможность мониторинга

забойного давления по давлению в ГНКТ в режиме

реального времени (рис. 3).

Это дало возможность оценивать упаковку трещины

проппантом при проведении операций и обоснованно

предлагать оптимизационные изменения к плану

закачки. После выполнения операции порт закрывается,

что исключает дополнительную кольматацию только

что обработанной зоны, а также способствует выносу

проппанта из простимулированного порта в ствол

скважины при продолжении работ по стимуляции

следующих стадий. На части месторождения принято

решение о тиражировании данной технологии.

Внедрение всех описанных этапов оптимизации жидкости

и технологий ГРП позволило достичь параметров закачек

при ГРП, приведенных на рис. 4. Помимо снижения

содержания полимера в жидкости ГРП в «Газпром

нефти» реализован метод закачки комбинированных

буферных стадий (линейный + сшитый гели) с

which eliminates additional clogging of the newly treated

interval and facilitates the proppant removal from the

stimulated frac port into the wellbore during the next

stages. It was decided to replicate this technology within

one area of the field. Implementing all the described

stages of fluid and fracturing optimization technologies

resulted in the fracturing injection parameters shown

in Fig. 4. In addition to reducing the polymer content in

the fracturing fluids, Gazprom Neft has implemented the

method of pumping combined buffer pills (linear + crosslinked

gel) with a constant decrease in the concentration

of the cross-linked fluids without changing the volume of

the buffer fluid. It is possible to pump fully linear buffer fluid

for reservoirs that do not have the risk of a breakthrough

in the non-target interval. In Western Siberia operations,

the fluid was injected into low porosity and permeability

reservoirs at a depth of 2350-2650m. The efficiency of the

cross-linked fracturing fluids in these reservoirs reached

more than 60%. The positive results and experience were

subsequently adapted and transferred to reservoirs with a

risk of a breakthrough in gas-oil and water-oil contact. These

reservoirs are characterized by relatively high porosity and

permeability, depth 750-780 m. The efficiency of cross-linked

fluid in these reservoirs reached 45%.


ROGTEC

63

ГРП

постоянным уменьшением

концентрации сшитой

жидкости без изменения

объема буферной стадии

вплоть до закачки полностью

линейных буферных стадий

для коллекторов, в которых

отсутствует риск прорыва

в непроектный интервал.

Работы были реализованы

в Западной Сибири,

закачка проводилась в

пласты, залегающие на

глубине (а.о.) 2350–2650 м,

характеризующиеся низкими

ФЕС, эффективность

применения сшитой

жидкости разрыва

в которых достигает

более 60 %. Полученные

положительные результаты и опыт впоследствии были

адаптированы и перенесены на объекты, где есть риск

прорыва в ГНК и ВНК. Такие объекты для проведения

ГРП характеризуются довольно высокими значениями

ФЕС, глубина их залегания (а.о.) составляет 750–780

м, эффективность использования сшитой жидкости

достигает 45 %. Для данных коллекторов в дальнейшем

оптимизация закачки на основе линейного геля доведена

до концентрации проппанта 200 кг/м 3 фракцией 16/20, на

основе сшитой жидкости – до 1400 кг/м 3 фракцией 12/18.

Первая горизонтальная скважина, в которой

был опробован данный подход, была оснащена

компоновкой заканчивания с пятью муфтами МСГРП,

активируемыми шарами, с длиной горизонтальной

секции примерно 1000 м. Увеличение линейной

части буферной стадии проводилось поэтапно.

При проведении основного ГРП на пятой стадии

использовали линейную жидкость как на буферной,

так и на проппантной стадиях закачки до концентрации

проппанта 200 кг/м 3 . Дальнейшая закачка с набором

концентрации проппанта до 1400 кг/м 3 осуществлялась

на основе сшитого геля, использовалась загрузка геля

концентрацией 2,4 кг/м 3 . Кроме того, расход закачки

был снижен с 2,4 м 3 /мин на буферной части до 2,0

м3/мин к концу работы. Средняя масса проппанта

составила 30 т на стадию. Показатели добычи

нефти превысили ожидаемые на 25 %. Оптимизация

жидкости, технологии ГРП и графика закачки в

настоящее время еще не закончена и в дальнейшем

будет развиваться, в направлении поиска соотношения

линейной и сшитой частей геля (рис. 5).

Планируется снижение концентрации полимера до

1,8 кг/м 3 , повышение максимальной концентрации

проппанта до 1600–1800 кг/м 3 , а также применение

Показатели - Parameters

Загрузка полимера, кг/м 3 - Polymer load, kg/m 3

Средний объем геля, м 3 /стад - Average gel volume, m 3 /stage

Концентрация проппанта, кг/м 3

Proppant concentration, kg/m 3

Средний объем подушки, м 3 - Average buffer volume, m 3

Максимальная концентрация проппанта, кг/м 3

Maximum proppant concentration, kg/m 3

Рис.4: Параметры закачек при ГРП Fig.4: Hydraulic fracturing injection parameters

Fluid injection optimization in these reservoirs enabled a

proppant concentration of 200 kg/m 3 , fraction 16/20 for

fluid based on linear gel, and proppant concentration of

1400 kg/m 3 , fraction 12/18 - for fluid based on crosslinked

gel.

The first horizontal well to test this approach was completed

with five ball-drop sleeves with a horizontal section length of

approximately 1000m. The increase of the linear gel content

in the buffer stage was carried out gradually step by step.

During the fracturing of the fifth stage, linear fluid was used

both at the buffer and proppant pumping stages up to the

proppant concentration value of 200 kg/m 3 . Further injection

with gradual increases of proppant concentrations up to 1400

kg/m 3 was carried out with the fluid based on cross-linked gel

with a concentration of 2.4 kg/m 3 . In addition, the pumping

rate was reduced from 2.4 m 3 /min during the buffer stage to

2.0 m 3 /min by the end of the operation. The average proppant

volume was 30 tons per stage. Oil production exceeded

expectations by 25%. The optimization of fluid, fracturing

technology and injection program is yet to be completed

and will be further developed to determine the optimum ratio

of linear and cross-linked components of the gel (Fig. 5).

It is planned to reduce the polymer concentration to 1.8

kg/m 3 , increase the maximum proppant concentration

up to 1600-1800 kg/m 3 . It is also planned to use larger

proppant fraction 10/14.

Conclusion

Gazprom Neft’s specialists provided a successful

technological approach for the development of hard-torecover

reserves in Western Siberian fields with reservoirs

with close proximity to oil-gas and water-oil contacts and low

stress lithological barriers. Solutions for hydraulic fracturing

in reservoirs with close proximity to oil-gas and water-oil

contacts were tested and implemented while maintaining

64

ROGTEC


FRACTURING

Давление, МПа; концентрация, кг/м 3

Pressure, MPa; concentration, kg/m 3

Linear gel

Crosslinked gel

Расход - Flow rate

Время, мин - Time, min

Давление в НКТ, МПа - Coil tubing pressure, MPa

Давление в затрубном пространстве, МПа - Casing annulus pressure, MPa

Плотномер, кг/м 3 - Density meter, kg/m 3

Шнеки, кг/м 3 - Augers, kg/m 3

Концентрация проппанта на забое, кг/м 3 - Proppant concentration at bottom hole

Расход: - Flow rate:

смеси, м 3 /мин - blend, m 3 /min

чистой жидкости, м 3 /мин - single fluid, m 3 /min

сшивателя, л/мин - crosslinker, l/min

Рис.5: Дальнейшая оптимизация графика закачки жидкости основного ГРП

Fig.5: Further optimization of the fluid injection schedule for the main hydraulic fracturing job

более крупного проппанта фракцией 10/14.

Заключение

Специалисты компании «Газпром нефть» в области

разработки и освоения трудноизвлекаемых запасов

месторождений Западной Сибири с близким

расположением ГНК и ВНК и слабовыраженными

литологическими барьерами нашли успешный

технологический подход. Опробованы и внедрены

решения по проведению ГРП в условиях близкого

расположения ГНК и ВНК с сохранением

технологической успешности без увеличения стоимости

работ, такие как снижение загрузки гуарового

полимера, применение устройства для сброса шаров

в поток, гибридного дизайна ГРП, равнопроходных

бесшаровых технологий заканчивания. Эффективность

оптимизированных технологий подтверждается

фактической работой простимулированных скважин.

Это открывает перспективы для тиражирования таких

технологий на другие объекты дочерних обществ

компании с аналогичными или близкими условиями.

Список литературы

1. Интегрированный подход к разработке нефтяных

оторочек Новопортовского нефтегазоконденсатного

месторождения / Д.А. Сугаипов, Д.Ю. Баженов, С.С.

Девятьяров, [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. -

№12. – С. 60-63.

2. Первое в России массовое применение кластерной

технологии ГРП в горизонтальных скважинах / А.

Юдин, С. Сыпченко, А Громовенко., [и др.] // SPE-

187932 – RU – 2017.

3. Казаков Е., Верещагин С., Кичигин А. Ювелирный

гидроразрыв: увеличение стадийности при снижении

размеров трещин в подгазовых нефтяных пластах

technological success without increasing the cost of

the operations. These solutions include reduction of

the concentration of guar polymer, the application of a

ball-dropping tools, hybrid fracturing design and fullbore

ball-free completion technologies. The efficiency of

the optimized technologies is confirmed by the actual

production of the stimulated wells. This enables the

prospect to replicate these technologies at fields with the

same or similar conditions.

Reference

1. Sugaipov D.A., Bazhenov D.Yu., Devyatyarov S.S. et

al., Integrirovannyy podkhod k razrabotke neftyanykh

otorochek Novoportovskogo neftegazokondensatnogo

mestorozhdeniya (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo =

Oil Industry, 2016, no. 12, pp. 60-63.

2. Yudin A., Sypchenko S., Gromovenko A. et al., First

in Russia large-scale implementation of the channel

fracturing technology in horizontal wells (In Russ.), SPE-

187932-RU, 2017.

3. Kazakov E., Vereschagin S., Kichigin A. et al., Precise

fracturing: Increasing number of stages and reducing

treatments size in oil rims of Novoportovskoe oil field (In

Russ.), SPE-187680-RU, 2017.

4. Kuvakina M.S., The combine completion of the wells

for development oil rims (In Russ.), PRONeft’, 2018, no.

4, pp. 44-47, DOI: 10.24887/2587-7399-2018-4-44-47.

Published with thanks to Gazprom Neft & PROneft Magazine

Новопортовского месторождения // SPE-187680-RU – 2017

4. Кувакина М.С. Комплексная система заканчивания

скважин для разработки подгазовых залежей //

PROНефть. – 2018. - № 4(10) – C. 44-47

Материал любезно предоставлен компанией ПАО «Газпром

нефть» и журналом «PROнефть»


ROGTEC

65

ДОБЫЧА

Муфазалов Р. Ш., Научно-производственная фирма «Пакер», г. Октябрьский, РБ

R. S. Mufazalov, Paker Scientific and Production Firm, Oktyabrskiy, Republic of Bashkortosta

Теорема Тима: Фундаментальная основа новой

парадигмы подземной гидродинамики Часть 2

Tim’s Theorem: A New Paradigm for Underground

Hydrodynamics Part 2

«Тысячи путей ведут к заблуждению, к истине –

только один».

Жан-Жак Руссо, 1712 – 1778.

Данная статья является продолжением первой части статьи,

опубликованной в выпуске 57 журнала ROGTEC

П

риводится критический анализ существующей

концепции по определению притока жидкости

к забою реальной скважины с зональнонеоднородностью

пласта, конкретно указываются

допущенные ошибки. Излагается в четырех вариантах

вывод формулы для определения притока жидкости

зонально-неоднородного пласта к забою реальной

скважины. Формула для определения притока

подтверждается выводами формулы притока по

значениям забойного давления, с учетом потери

давления в скин-слое, в контуре питания и по значению

коэффициента проницаемости зонально-неоднородного

пласта. Указываются ошибки, допущенные в формуле

для определения эффективного (приведенного)

радиуса скважины. Приводится новое определение

эффективного (приведенного) радиуса скважины и

дается вывод его формулы.

There are thousands of paths that lead to delusion

but there is only one leading to the truth.

Jean-Jacques Rousseau, 1712–1778.

This article is part 2, following part 1 that appeared in ROGTEC Issue 57

T

his paper presents a critical analysis of the existing

concept used to determine the rate of fluid influx to

the bottom-hole area of a real-world well in a reservoir

characterized by multi-zone heterogeneity and clearly

specifies the errors it contains. It outlines four alternative

derivations of the formula for determining the rate of fluid

influx to the bottom-hole area in a multi-zone heterogenous

reservoir. This formula for determining the influx rate is

verified by the alternative derivation paths that produce the

said influx formula using the bottom-hole pressure values

(and accounting for the pressure loss in the skin layer and

the external boundary) and the value of the permeability

factor in a multi-zone heterogenous reservoir. The paper

also specifies the errors made in the formula for determining

the effective (equivalent) wellbore radius. It presents a new

definition of the effective (equivalent) wellbore radius and

provides a derivation of its formula.

66

ROGTEC


PRODUCTION

3. Ошибки и заблуждения, допущенные

в формулах для определения притока к

забою реальной скважины и приведенного

(эффективного) его радиуса

Приток пластовой жидкости к забою идеальной

скважины при плоско - радиальной фильтрации

определяют по формуле Дюпюи

. (3.1)

Для определения притока к забою гидродинамически

несовершенной (реальной) скважины в работах [1,

3] и других учебных и научных литературах, в т.ч.

зарубежных, рекомендуют

, (3.2)

где S – значение скин-фактора.

Щуров В.И. [6] для определения притока рекомендует

формулу (3.2*), ничем не отличающуюся от (3.2),

где значение С отражает гидродинамическое

несовершенство по степени и характеру вскрытия

продуктивного пласта.

(3.2*)

3. Errors and misconceptions occurring in the formulas

for determining the influx to the bottom-hole region of a

real-world well and its equivalent (effective) radius

The influx of reservoir fluid to the bottom-hole region of

an ideal well with radial two-dimensional filtration flow is

determined using the Dupuy formula

. (3.1)

[1, 3,] and other education and scientific publications,

including non-Russian ones, recommend that the influx to

the bottom-hole region of a hydrodynamically imperfect

(real-world) well be determined as

(3.2)

where S is the value of the skin factor.

V. I. Shchurov [6] recommends (3.2 *) as the formula for

determining the influx rate, this formula being no different

from (3.2), where the value of C reflects the hydrodynamic

imperfection in terms of the degree and character of

penetration into the reservoir.

(3.2 *)

Ипатов А.И., Кременецкий М.И. [4], рекомендуют

(9.5.2.2), где

(3.3)

Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С. и др.

[5] считают наиболее строгой формой определения

притока следующую формулу

(3.3*)

A. I. Ipatov and M. I. Kremenetsky. [4] recommend (9.5.2.2),

where

(3.3)

S. N. Zakirov, I. M. Indrupsky, E. S. Zakirov, et al. [5]

consider the following formula to be the most rigorous

method for determining the influx rate:

(3.3 *)

Из сравнения тривиальных формул (3.2), (3.2*),

(3.3) и (3.3*) с формулой Дюпюи видно, что

единственным отличием является дополнительное

слагаемое в знаменателе S или С. В (3.3) главный

определяющий параметр k спрятан под знак ε,

а в (3.3*) дополнительно введенные параметры

плотности ρн нефти и его объемный коэффициент В

в стандартных условиях, не имеют никакого значения

для определения притока зонально-неоднородного

пласта.

Принципиальными и грубыми ошибками в

вышеуказанных формулах являются:

- не учтен коэффициент проницаемости ks скин-зоны;

- не учтена толщина скин-слоя R s

- r с

Comparing the trivial formulas (3.2), (3.2 *), (3.3), and (3.3

*) with the Dupuy formula makes it clear that the only

difference is the additional term in the denominator, S or

С. In (3.3), the main determining parameter k is hidden

under the ε sign, and in (3.3 *), the additionally introduced

parameters for oil density, ρн, and its volume factor at

standard conditions, В, do not have any significance for

determining the influx rate in a multi-zone heterogeneous

reservoir.

The principal and gross errors in the above formulas are

that:

- They do not account for the skin-zone permeability factor,

ks;

- They do not account for the thickness of the skin layer in


ROGTEC

67

ДОБЫЧА

околоскважинного пространства;

- не учтены дополнительные потери давления ∆Рs в

скин-слое в результате ухудшения проницаемости от k

до ks;

- не учтена зональная неоднородность пласта по

проницаемости;

- значение S, как коэффициент пропорциональности,

нельзя суммировать, что является грубейшей

математической ошибкой.

Перечисленные ошибки являются следствием не

только повторения исторических ошибок V. Everdingen

A. F. & Hurst N. и Hawkins M.F. для вывода формулы

притока, прежде всего - непонимания авторами

этих формул элементарных законов подземной

гидродинамики.

Таким образом, в формулах (3.2), (3.2*), (3.3) и (3.3*) для

определения притока зонально-неоднородного пласта

не соблюдены физические законы гидродинамики

пласта, нарушена математическая логика и допущены

указанные серьезные ошибки. Вышеуказанные

формулы (3.2), (3.2*), (3.3) и (3.3*) не пригодны для

расчета дебита реальной скважины с зональнонеоднородной

проницаемостью пласта и должны

быть исключены из учебников и учебных пособий

подземной гидродинамики. В связи с этим в четырех

вариантах излагается вывод формулы для расчета

дебита (объемного притока) к забою реальной скважины.

3.1. Вывод формулы для определения дебита

реальной скважины с зонально-неоднородный

проницаемостью пласта (рис. 3.1).

Вариант 1. Определение притока с учетом потери

давления ∆Рs в скин-слои, Q – const.

Потери пластового давления ∆Рk при фильтрации

жидкости к забою идеальной скважины с

коэффициентом проницаемости k пласта

определяются формулой Дюпюи (кривая 1)

(3.4)

Дополнительные потери пластового давления ∆Рs в

скин-слое с коэффициентом проницаемости ks при

фильтрации жидкости к забою реальной скважины

определяются формулой (см. часть 1, вывод формулы

1.13 и 1.35)

Все обозначения указаны на рис. 3.1.

(3.5)

Общие потери пластового давления ∆Рks в зональнонеоднородном

пласте (т.е. с учетом скин-слоя) составят

the near-wellbore region, R s

- r с

- They do not account for the additional pressure losses,

∆Рs, occurring in the skin layer due to the permeability

impairment from k to ks;

- They do not account for the heterogeneity in permeability

distribution across the reservoir zones;

- the value of S, as a proportionality factor, cannot be used

as a term in a summation: this is a gross mathematical

error.

The errors listed above are a relapse of the historical errors

made by A. F. van Everdingen & N. Hurst and M. F. Hawkins

when deriving their influx rate formulas, which latter errors

stemmed, above all, from the authors’ misunderstanding of

elementary laws of subsurface hydrodynamics.

Thus, formulas (3.2), (3.2 *), (3.3), and (3.3 *) used for

determining the influx rate in a multi-zone heterogenous

reservoir fail to observe the physical laws governing the

reservoir hydrodynamics, violate mathematical logic, and

contain the serious errors set forth above. The said formulas

(3.2), (3.2 *), (3.3), and (3.3 *) are not suitable for calculating

the influx rate of a real-world well characterized by

heterogeneous permeability distribution across the reservoir

zones and should be removed from textbooks and

teaching aids in subsurface hydrodynamics. In view of the

foregoing, this paper presents four alternative ways to derive

a formula for calculating the production flow rate (volumetric

influx rate) to the bottom-hole region of a real-world well.

3.1. Deriving a formula for determining the production

flow rate of a real-world well with heterogenous

permeability distribution across the reservoir zones

(Fig. 3.1)

Variant 1. Determining the influx rate considering the

pressure loss, ∆Рs, in the skin layer, Q – const.

The loss of reservoir pressure, ∆Рk, that occurs during the

filtration of the fluid to the bottom-hole region of an ideal

well at reservoir permeability factor k is determined using

the Dupuy formula (Curve 1)

(3.4)

The additional loss of reservoir pressure, ∆Рs, that occurs in

the skin layer with permeability factor ks during the filtration

of the fluid to the bottom-hole region of a real-world is

determined using the formula below (see Part 1, derivation

of 1.13 and 1.35)

All notation items are explained in Fig. 3.1.

(3.5)

68

ROGTEC


PRODUCTION

(3.6)

или

околоскважинное пространство с ухудшенной

проницаемостью k s

пласта

borehole environment with formation

degraded permeability k s

околоскважинное пространство с

естественной проницаемостью k пласта

borehole environment with formation native permeability k

(3.7)

Уравнению (3.7) соответствует кривая 2 на рис.

3.1. Из (3.7) получим формулу для определения

объемного притока (дебита) к забою гидродинамически

несовершенной (реальной) скважины

(3.8)

Рис. 3.1.

Вариант 2. Определение притока с учетом потери

давления в контуре питания P пл

-P Rs

, (рис. 3.1, кривая

2), Q-const.

Потеря давления в контуре питания с проницаемостью

k составит

(3.9)

Потеря давления в скин-слое с проницаемостью ks

составит

(3.10)

При этом общие потери давления в околоскважинном

пространстве составят

(3.11)

Подставляя значения (3.9) и (3.10) в (3.11), получим

потери давления при фильтрации жидкости в

зонально-неоднородном пласте по проницаемости

(3.12)

Из (3.12) получим формулу для определения притока к

забою реальной скважины с зонально-неоднородной

проницаемостью пласта

Рис.3.1: Гидродинамическая схема зонально-неоднородного

пласта для вывода формулы притока с учетом скин-слоя

R s

-r c

и контура питания R k

-R s

: 1-кривая падения пластового

давления при естественной проницаемости k пласта (k –

проницаемость пласта идеальной скважины); 2 – кривая

падения пластового давления при ухудшенной проницаемости

k s

пласта (k s

проницаемость пласта реальной скважины);

k – коэффициент естественной проницаемости пласта;

k s

– коэффициент ухудшенной проницаемости пласта; P пл

– давление пласта на контуре питания R k

– радиус контура

питания; ∆P k

– потери пластового давления при фильтрации

жидкости в идеальной скважине (при естественной

проницаемости пласта); ∆P ks

– общие потери пластового

давления при фильтрации жидкости в реальной скважине (с

учетом скин-слоя с проницаемостью пласта ks); ∆P s

– падение

забойного давления в результате ухудшения проницаемости

пласта от k до k s

Fig. 3.1: A hydrodynamic diagram of a multi-zone heterogenous

reservoir used for the derivation of an influx rate formula taking

into account the skin layer, R s

-r c

, and the external boundary, R k

-R s

:

1 is the curve showing how the reservoir pressure drops at native

reservoir permeability, k (k represents the reservoir permeability in

the case of an ideal well); 2 is the curve showing how the reservoir

pressure drops at impaired reservoir permeability, k s

(k s

represents

the reservoir permeability in the case of a real-world well); k is the

native reservoir permeability factor; k s

is the impaired reservoir

permeability factor; P пл

. is the reservoir pressure at the external

boundary, R k

being the radius of the external boundary; ∆P k

is the

loss of reservoir pressure that occurs during the filtration of the fluid

in ideal well (at native reservoir permeability); ∆P ks

is the total loss

of reservoir pressure that occurs during the filtration of the fluid in a

real-world well (at reservoir permeability k s

i. e. taking into account

the skin layer); ∆P s

is the drop in bottom-hole pressure resulting

from the reservoir permeability impairment from k to k s

The total loss of reservoir pressure, ∆Рks, occurring in a

multi-zone heterogenous reservoir (i. e. considering the skin

layer) will equal

(3.6)

borehole


ROGTEC

69

ДОБЫЧА

or

(3.13)

Вариант 3. Определение притока зональнонеоднородного

пласта через его среднее значение

коэффициента проницаемости kср, (рис. 3.1).

Q –const.

(3.7)

In Fig. 3.1, Curve 2 corresponds to equation (3.7). (3.7)

gives us a formula for determining the volumetric influx

rate (production flow rate) to the bottom-hole region of a

hydrodynamically-imperfect (real-world) well

Дебит идеальной скважины

(3.14)

(3.8)

Дебит реальной скважины выразим через среднее

значение коэффициента проницаемости kср. При

этом пласт рассматриваем как однородный с

коэффициентом проницаемости kср.

(3.15)

Из равенства дебитов идеальной и реальной скважин и

приравнивая правые части (3.14) и (3.15), запишем

Fig. 3.1.

Variant 2. Determining the influx rate taking into account the

pressure loss at the external boundary, P пл

-P Rs

, (Fig. 3.1,

Curve 2); Q – const.

The pressure loss at the external boundary with

permeability k will equal

(3.9)

The pressure loss in the skin layer with permeability ks will

equal

(3.10)

отсюда

In this case, the total pressure loss in the near-wellbore

region will equal

(3.11)

Формулы (3.16) и (3.16)* для определения kср

эквивалентны.

Plugging the values from (3.9) and (3.10) into (3.11), we

obtain the pressure loss that occurs during fluid filtration

in a multi-zone reservoir with heterogenous permeability

distribution

Подставляя значение (3.16) в (3.15) получим дебит

реальной скважины с зонально-неоднородной

проницаемостью пласта

(3.17)

Вариант 4. Определение дебита скважины с

зонально-неоднородной проницаемостью пласта при

равенстве забойных давлений,

Рз(кs) = Pз(к)= Рз; Рпл - Рз(кs) = Рпл - Рз(к)=

=Рпл - Рз=ΔРk-const.

(3.12)

(3.13)

70 ROGTEC


PRODUCTION

В интервале Рпл – РRs коэффициент проницаемости

равен k, а в интервале PRs –Pзк – равен ks (см. рис. 3.1)

Общие потери давления в интервале Рпл – Рз(к)

составят

(3.18)

Из (3.18) получим

(3.12) gives us a formula for determining the influx rate to the

bottom-hole region of a real-world well with heterogenous

permeability distribution across the reservoir zones.

Variant 3. Determining the influx rate in a multi-zone

heterogenous reservoir using its average permeability factor,

kср, (Fig. 3.1). Q – const.

The production flow rate of an ideal well

(3.14)

Let us express the flow rate of a real-world well using the

average value of the permeability factor, kср. In this case,

the reservoir is homogeneous and having permeability

factor kср.

(3.15)

Proceeding from the equality of the flow rates of the ideal

and real-world wells and equating the right-hand sides of

(3.14) and (3.15), we can write

(3.19)

Формулы (3.8), (3.13), (3.17) для определения притока

к забою скважины с зонально-неоднородной

проницаемостью пласта идентичные, а (3.19) –

эквивалентна.

3.2. Потери притока к забою реальной скважины

при снижении забойного давления от Рз(k) до Рз(ks),

(пласт зонально-неоднородный по проницаемости).

Приток при забойном давлении Рз(ks) составит (см.

3.13)

(3.20)

Приток при забойном давлении Рз(k) составит (см. 3.19)

(3.21)

from which it follows that

(3.16) (3.16) *

Formulas (3.16) and (3.16) * used for the determination of

kср are equivalent.

Plugging the value from (3.16) into (3.15), we get the

production flow rate of a real-world well with heterogenous

permeability distribution across the reservoir zones

(3.17)

Потеря притока при этом составит ΔQ = Q – Qs,

Variant 4. Determining the production flow rate of a well with

heterogenous permeability distribution across the reservoir

zones given the equality in the bottom-hole pressure values,

Рз(кs) = Pз(к)= Рз; Рпл - Рз(кs) = Рпл - Рз(к)=

=Рпл - Рз=ΔРk-const.


ROGTEC

71

ДОБЫЧА

In the interval Рпл – РRs, the permeability factor is equal to

k, and in the interval PRs –Pзк, it is equal to ks (see Fig. 3.1)

The total pressure loss in the interval Рпл – Рз(к)) will equal

(3.18)

From (3.18) we get

(3.22)

Формула (3.22) показывает, что потеря давления

в скин-слое на величину ΔPs приводит к

пропорциональному снижению притока (дебита) на

величину ΔQ.

3.3. Взаимосвязь между основными

гидродинамическими параметрами скважины и

коэффициентом проницаемости пласта

3.3.1. Взаимосвязь между коэффициентами

продуктивности реальной скважины Ks и

проницаемости ks зонально-неоднородного пласта.

Q-const.

Дебит реальной скважины при зональнонеоднородном

пласте (3.8)

(3.23)

(3.19)

Formulas (3.8), (3.13), and (3.17) for determining the influx

rate to the bottom-hole region of a well with heterogenous

permeability distribution across the reservoir zones are

identical, and (3.19) is equivalent.

3.2. The drop in the rate of influx to the bottom-hole

region of a real-world well occurring when the bottomhole

pressure decreases from Рз(k) to Рз(ks) (in a multizone

reservoir with heterogenous permeability distribution)

The influx rate at bottom-hole pressure Рз(ks) will equal

(see 3.13)

(3.20)


(3.24)

При Q-const, приравнивая правые части (3.23) и (3.24),

запишем

The influx rate at bottom-hole pressure Рз(k) will equal (see

3.19)

(3.21)

При этом коэффициент продуктивности Ks реальной

скважины составит

(3.25)

In this case, the drop in influx rate will equal

ΔQ = Q – Qs,

Коэффициент продуктивности K идеальной скважины

72

ROGTEC


PRODUCTION

(3.26)

Разделив (3.25) на (3.26), получим

(3.22)

(3.27)

Введем новое обозначение α, где α – коэффициент

неоднородности пласта - коэффициент

пропорциональности, учитывающий неоднородность

пласта по проницаемости.

С учетом формулы (3.16) запишем

(3.28)

Из (3.28) следует важный вывод, что коэффициент

продуктивности реальной скважины Ks прямо

пропорционален среднему значению коэффициента

проницаемости kср зонально-неоднородного

пласта и относительные их величины равны между

собой, а коэффициент проницаемости скин-зоны ks

находится в прямой зависимости от коэффициента

неоднородности пласта α.

3.3.2. Взаимосвязь между дебитом реальной

скважины Qs и коэффициентом проницаемости ks.

Рз-const; (Рз(k)=Pз(ks)).

Дебит реальной скважины

Formula (3.22) shows that a drop in pressure by ΔPs in

the skin layer causes the influx rate (production flow

rate) to decrease proportionally by ΔQ.

3.3. The relationship between the primary

hydrodynamic parameters of the well and the reservoir

permeability factor

3.3.1. The relationship between the productivity factor,

Ks, of a real-world well and the permeability factor, ks, of

a multi-zone heterogenous reservoir, Q-const.

The production flow rate of a real-world well in a multi-zone

heterogeneous reservoir (3.8)

(3.23)


(3.24)

With Q-const, equating the right-hand sides of (3.23) and

(3.24), we can write

In this case, the productivity factor, Ks, of a real-world well

will equal

(3.25)


The productivity factor, K, of an ideal well

(3.26)

Разделив Qs на Q, получим

Dividing (3.25) by (3.26), we get


ROGTEC

73

ДОБЫЧА

or,

in view of (3.16), we can write

(3.29)

Formula (3.29) shows that the production flow rate of a realили

с учетом (3.16), запишем

(3.29)

Формула (3.29) показывает, что дебит реальной

скважины Qs прямо пропорционален значениям

коэффициентов ks, Ks и kср, а относительные их

величины равны между собой.

3.3.3. Взаимосвязь между коэффициентом

проницаемости зонально-неоднородного пласта и

падением пластового давления ΔΡks при фильтрации

жидкости. Q-const.

Потери пластового давления ΔΡk при фильтрации

жидкости к забою идеальной скважины с

коэффициентом проницаемости k пласта определяется

формулой Дюпюи

Общие потери пластового давления ΔΡks с учетом

скин-слоя составят

(3.27)

Let us introduce a new notation item, α, where α is the

reservoir heterogeneity factor, i. e. a proportionality

coefficient accounting for how non-homogeneously

permeability is distributed within the reservoir.

In view of (3.16), we can write

(3.28)

One important conclusion that follows from (3.28) is that

the productivity factor of a real-world well, Ks, is directly

proportional to the average permeability factor, kср, of a

multi-zone heterogenous reservoir and that their relative

values are equal to each other, whereas the skin zone

permeability factor, ks, is directly dependent on the reservoir

heterogeneity factor, α.

3.3.2. The relationship between the production flow rate

of a real-world well, Qs, and the permeability factor, ks.

Рз-const; (Рз(k)=Pз(ks)).

The production flow rate of a real-world well

Разделив ΔΡk на ΔΡks, получим


Dividing Qs by Q, we get

С учетом (3.16) и (3.29) имеем

(3.30)

Из формулы (3.30) видно, что общие потери

пластового давления ΔΡks в зональнонеоднородном

пласте обратно пропорционально

значениям Qs, Ks, ks и kср, а относительные их

величины равны между собой

74

ROGTEC


PRODUCTION

3.3.4. Взаимосвязь между потенциальным дебитом

Qпот. неоднородного пласта и его коэффициентом

проницаемости.

Потенциальный дебит реальной скважины с зональной

неоднородностью пласта составит

Потенциальный дебит идеальной скважины

world well, Qs, is directly proportional to the values of the

factors ks, Ks, and kср, and their relative values are equal

to each other.

3.3.3. The relationship between the permeability factor

of a multi-zone heterogenous reservoir and the drop in

reservoir pressure, ΔΡks, occurring during the filtration of

the fluid, Q-const.

The loss of reservoir pressure, ΔΡk, that occurs during the

filtration of the fluid to the bottom-hole region of an ideal

well at reservoir permeability factor k is determined using

the Dupuy formula

Разделив Qпот(ks) на Qпот(k), получим

The total loss of reservoir pressure, ΔΡks, taking into

account the skin layer, will equal

С учетом (3.16) и (3.30), запишем

Dividing ΔΡk by ΔΡks, we get

(3.31)

Потенциальный дебит Qпот(ks) зональнонеоднородного

продуктивного пласта находится

в прямой зависимости от проницаемости kср, а

относительные величины Q, Qпот, K, ks, kср равны

между собой.

3.4. Заблуждения и ошибки, допущенные в теории об

эффективном (приведенном) радиусе rпр скважины.

Общепризнанные мнения о том, что каждый

считает делом давно решенным,

чаще всего заслуживают исследования.

Георг К. Лихтенберг. 1742-1799.

По определению – приведенный радиус скважины

r пр

– это радиус воображаемой, фиктивной

гидродинамически совершенной скважины, дебит

которой равен дебиту данной гидродинамически

несовершенной скважины. Такое определение принято

во всех научных и учебных изданиях, в т.ч. зарубежных,

относящихся к гидродинамике нефтяного пласта.

Из определения следует:

In view of (3.16) and (3.29), we have

(3.30)

Formula (3.30) shows that the total reservoir pressure loss,

ΔΡks, occurring in a multi-zone heterogenous reservoir is

inversely proportional to the values of Qs, Ks, ks, and kср,

and their relative values are equal to each other.

3.3.4. The relationship between the potential production

flow rate, Qпот, of a heterogenous reservoir and its

permeability factor.

The potential production flow rate of a real-world well given

the multi-zone heterogeneity of the reservoir will equal

The potential production flow rate of an ideal well

Dividing Qпот(ks) by Qпот(k), we get


ROGTEC

75

ДОБЫЧА

In view of (3.16) and (3.30), we can write

(3.31)

The potential production flow rate, Qпот(ks) of a multizone

heterogenous reservoir is directly dependent on its

permeability, kср, and the relative values of Q, Qпот, K, ks,

and kср are equal to each other.

Рис. 3.2: Схема для пояснения возможности бесчисленного

множества фиктивных скважин с различными приведенными

радиусами rпр(i) и одинаковыми дебитами, соответствующими

дебиту одной реальной скважины.

Fig. 3.2: A diagram explaining the possibility of an infinite number of

fictitious wells with different equivalent radii, rпр(i), and equal production

flow rates conformable to the flow rate of one real-world well.

Поскольку дебиты двух скважин приравниваются при

прочих равных условиях, имеем

(х*)

отсюда

Несостоятельность определения приведенного

радиуса и его формулы (х*) заключается в том,

что теоретически существует бесчисленное

множество гидродинамически совершенных

фиктивных скважин с бесчисленными значениями

приведенных радиусов, но равными дебитами,

соответствующими дебиту одной гидродинамически

несовершенный реальной скважины. Это хорошо

иллюстрируется на рис. 3.2. и формулой (3.32). Для

формулировки приведенного радиуса и определения

его значения условие равенства дебитов

гидродинамически несовершенной реальной

скважины и соответствующей ей гидродинамически

совершенной фиктивной скважины является

абсолютно несостоятельным и ошибочным условием.

Равные значения притока к забою бесчисленного

множества фиктивных скважин с различными

значениями приведенных радиусов,

соответствующих значению притока к забою

реальной скважины, можно получить при

различных комбинациях с различными значениями

коэффициента продуктивности Кi и забойного

давления Pзi, т.е.депрессии ΔРi. См.рис. 3.2. и

формулу (3.32).

3.4. Errors and misconceptions occurring in the theory

of the effective (equivalent) wellbore radius, rпр

The commonest opinions and the things

that everybody takes for granted

deserve most often to be investigated.

Georg K. Lichtenberg. 1742–1799.

By definition, the equivalent wellbore radius, r пр

.,

is the borehole radius of an imaginary, fictitious,

hydrodynamically-perfect well whose production flow

rate is equal to the flow rate of a given hydrodynamicallyimperfect

well. Such a definition has been adopted in

all scientific and educational publications, including non-

Russian ones, relating to oil reservoir hydrodynamics. As we

can infer from the definition,

Since the flow rates of the two wells are deemed to be

equal (all other things being equal), we have

from which it follows that

(х *)

The untenability of this equivalent radius definition and

of its formula (x *) follows from the fact that, theoretically,

there are innumerable hydrodynamically-perfect fictitious

wells with innumerable equivalent radius values whose

production flow rates are, however, equal to each other and

conformable to the flow rate of a given hydrodynamicallyimperfect

real-world well. This is well illustrated in Fig.

3.2. and in formula (3.32). For purposes of defining

the equivalent radius and determining its value, the

condition of equality of production flow rates between

a hydrodynamically-imperfect real-world well and some

fictitious, hydrodynamically-perfect well associated with it

is, thus, an absolutely untenable and erroneous condition.

76

ROGTEC


PRODUCTION

Бесчисленному множеству значений забойного

давления Рз(i) соответствует бесчисленное множество

значений коэффициента продуктивности К(i) и,

соответственно, бесчисленное множество фиктивных

скважин с различными приведенными радиусами rпр(i),

но одинаковыми дебитами.

(3.32)

3.4.1 Определение эффективного (приведенного)

радиуса rпр скважины и вывод его формулы

Одному значению коэффициента продуктивности

Кconst соответствует бесчисленное множество

комбинаций значений притока Qi и депрессии на пласт

ΔРi, т.е.

Kconst = Qi/ΔPi, следовательно

(3.33)

где Qi – различные значения притока, соответствующие

различным значениям депрессии ΔPi = Рпл - Рз(i) на

пласт фиктивных скважин; rпр - приведенный радиус

фиктивной скважины.

Дебит реальной скважины с зональной

неоднородностью пласта выразим через среднее

значение коэффициента проницаемости kср (см. 3.16).

При этом пласт рассматриваем как однородный с

коэффициентом проницаемости kср.

(3.34)

By applying different combinations of the productivity factor,

Кi , and the bottom-hole pressure, Pзi, (i. e. drawdown,

ΔРi), we can come up with innumerable fictitious wells with

different equivalent radius values whose rates of influx to the

bottom-hole region will, however, be equal to each other

and conformable to the actual influx rate of a real-world

well, see Fig. 3.2. and formula (3.32).

The infinite number of bottom-hole pressure values,

Рз(i), corresponds to an infinite number of values of the

productivity factor, К(i) and, hence, an infinite number of

fictitious wells having different equivalent radii, rпр(i) but

equal production flow rates.

(3.32)

3.4.1. Defining the effective (equivalent) wellbore radius,

rпр, and deriving its formula

One value of the productivity factor, Kconst. corresponds to

an infinite number of combinations of influx rate values, Qi,

and reservoir drawdown values, ΔРi, i. e.

Kconst = Qi/ΔPi, from which it follows that

(3.33)

where Qi are different influx rate values corresponding to

different reservoir drawdown values, ΔPi = Рпл - Рз(i),

in the case of fictitious wells, rпр being the equivalent

borehole radius of the fictitious well.

The let us express the production flow rate of a real-world

well in a multi-zone heterogenous reservoir in terms of the

average value of the permeability factor, kср (see 3.16). In

this case, the reservoir is considered to be homogeneous

and having permeability factor kср.

Обозначения на рис. 3.2 и 3.3.

Дебит гидродинамически совершенной фиктивной

скважины (кривая 1 на рис. 3.3.)

(3.35)

При равенстве коэффициентов продуктивности Кs

реальной и К фиктивной скважин (Кs=К),индикаторные

линии Q=f(ΔP) этих скважин совпадут. При

этом возможны различные варианты значений

депрессии на пласт, (ΔРк>ΔРк(s)), (ΔРк<ΔРк(s)),

(ΔРк=ΔРк(s)),соответствующие различным значениям

притока Qi. При равенстве депрессии на пласт

реальной и фиктивной скважин ΔРк=ΔРк(s),как

частный случай, (см. рис. 3.2 и 3.3) будут равны и

(3.34)

The notation is as shown in Fig. 3.2. and 3.3.

The production flow rate of a perfect, fictitious well (Curve 1

in Fig. 3.3)

(3.35)

When the productivity factors of the real-world well Кs and

the fictitious well (К) are equal to each other (Кs=К), the

indicator lines Q=f(ΔP) of these wells will coincide. At the

same time, the reservoir drawdown can take many different

values, (ΔРк>ΔРк(s)), (ΔРк<ΔРк(s)), (ΔРк=ΔРк(s)),


ROGTEC

77

ДОБЫЧА

corresponding to different influx rate values, Qi. In the

special case where the reservoir drawdown values for the

real-world well and the fictitious well are equal to each other

ΔРк=ΔРк(s), see Fig. 3.2 and 3.3), the production flow

rates of these wells will also be equal.

Formula (3.33) makes it clear that the values of Qi and

ΔPi can be combined in an innumerable of ways to

produce the same value of the productivity factor, while the

effective (equivalent) radius, r пр

, is associated only with the

productivity factor, К, of the fictitious well.

Based on an analysis of formulas (3.33), (3.34), and

(3.35) as well as of Fig. 3.2 and 3.3, we can conclude

that, all other things being equal, a unique value of the

productivity factor corresponds to a unique value of the

effective (equivalent) borehole radius of a fictitious well.

Рис. 3.3: Схема для вывода формулы эффективного

(приведенного) радиуса r пр

идеальной (фиктивной) скважины.

Qж – const.; 1 – кривая потери давления при фильтрации

жидкости к идеальной (фиктивной) скважине с радиусом

r пр

; 2 – кривая потери давления при фильтрации жидкости

к реальной скважине с радиусом r c

; k – коэффициент

проницаемости пласта идеальной скважины; s – коэффициент

проницаемости пласта реальной скважины; Pпл – давление

пласта на контуре питания R k

; P З

(k) – забойное давление

идеальной скважины; P З

(k s

) – забойное давление реальной

скважины; R s

– радиус скин – зоны; R k

– радиус контура

питания; ΔP k

– потери давления при фильтрации жидкости к

идеальной (фиктивной) скважине с r пр

; ΔP k(s)

– потери давления

при фильтрации жидкости к реальной скважине с r c

; h –

мощность пласта.

Fig. 3.3: A diagram used in the derivation of the formula for the

effective (equivalent) radius, r пр

, of an ideal (fictitious) well. Qж –

const.; 1 is the curve showing how the pressure drops during the

filtration of the fluid towards the borehole of an ideal (fictitious) well

with radius r пр

; 2 the curve showing how the pressure drops during

the filtration of the fluid towards the borehole of a real-world well

with radius r c

; k is the reservoir permeability factor for an ideal well;

s is the reservoir permeability factor for a real-world well; Pпл. is the

reservoir pressure at the external boundary, R k

; P З

(k) is the bottomhole

pressure for an ideal well; P З

(k s

) is the bottom-hole pressure

for a real-world well; R s

is the radius of the skin zone; R k

is the

radius of the external boundary; ΔP k

is the pressure loss occurring

during the filtration of the fluid towards the borehole of an ideal

(fictitious) well with radius r пр

; ΔP k(s)

is the pressure loss occurring

during the filtration of the fluid towards the borehole of a real-world

well with radius r c

; h is the reservoir thickness.

дебиты этих скважин.

Из формулы (3.33) видно, что одному значению

коэффициента продуктивности соответствует

бесчисленное множество комбинаций значений Qi

и ΔPi, а эффективный (приведенный) радиус rпр

привязан только к коэффициенту продуктивности К

фиктивной скважины.

На основе анализа формул (3.33), (3.34) и (3.35) и

Hence, the following definition for the effective (equivalent)

wellbore radius is proposed:

The effective (equivalent) wellbore radius is the borehole

radius of a hydrodynamically-perfect fictitious well whose

productivity factor is equal to the productivity factor of a

hydrodynamically-imperfect real-world well.

A necessary and sufficient condition for determining

the effective (equivalent) borehole radius, rпр, of a

hydrodynamically-perfect well associated with some real-world

well is, thus, that the values of the productivity factors of the

latter (Кs) and the former (К) wells be equal to each other.

The production flow rate of a hydrodynamically-imperfect

(real-world) well from (3.34)

(3.36)

The productivity factor of a real-world well

(3.37)

The production flow rate of a hydrodynamically-perfect

fictitious well from (3.35)

(3.38)

The productivity factor of a fictitious well

(3.39)

78 ROGTEC


PRODUCTION

рис. 3.2 и 3.3 можно сделать вывод о том, что при

прочих равных условиях, единственному значению

коэффициента продуктивности соответствует

единственное значение эффектиного (приведенного)

радиуса фиктивной скважины.

Следовательно, определение эффективного

(приведенного) радиуса скважины:

Эффективный (приведенный) радиус скважины - это

радиус гидродинамически совершенной фиктивной

скважины, коэффициент продуктивности которой равен

коэффициенту продуктивности гидродинамически

несовершенной реальной скважины.

Равенство коэффициентов продуктивности реальной

Кs и фиктивной К скважин является необходимым и

достаточным условием для определения эффективного

(приведенного) радиуса r пр

гидродинамически

совершенной скважины.

Дебит гидродинамически несовершенной (реальной)

скважины из (3.34)

(3.36)

Коэффициент продуктивности реальной скважины

(3.37)

Дебит гидродинамически совершенной фиктивной

скважины из (3.35)

(3.38)

Коэффициент продуктивности фиктивной скважины

(3.39)

При равенстве коэффициентов продуктивности

реальной и фиктивной скважин, имеем

(3.40)

Из (3.40) получим формулу для определения

эффективного (приведенного) радиуса r пр

скважины

(3.41)

The productivity factors of the real-world and fictitious wells

being equal, we have

(3.40)

(3.40) gives us a formula for determining the effective

(equivalent) wellbore radius, r пр

(3.41)

The average value of the permeability factor, kср, is

determined using formula (3.16).

(3.41) makes it clear that the value of the equivalent

borehole radius, r пр

, of a fictitious well depends on the ratio

between the radius of the borehole of the real-world-well

and the radius of the external reservoir boundary appearing

in the exponent part of an exponential function. When the

permeability factors of the external reservoir boundary of a

real and a fictitious well are equal (i.e. in the absence of a

skin zone, k=kср) their radii will also be equal.

Epilogue From the Author

The multifaceted science of subsurface hydrodynamics,

which embraces the laws of Newton’s mechanics and

quantum mechanics [9], cannot be logically completed, it

can only be cut off for a while.

The problems that have been considered in my works

are related to the fundamental tenets of subsurface

hydrodynamics. The historical errors and misconceptions

that are present in the formulas for determining the

pressure loss ΔР s

during the filtration of wellbore fluid

in the near-wellbore space, the values of the skin factor,

S, productivity factor, К, bottom-hole pressure, Р з

,

dynamic level of wellbore fluid, hд, current influx rate,

Qж, potential production flow rate, Qпот, and effective

(equivalent) wellbore radius, r пр

, all stem from one and

the same chain of errors. The negative consequences

of these errors and delusions have been reflected in the

theory and practice of the fundamentals of hydrodynamic

well testing (GDIS), geophysical well logging (GIS), and

mud logging (TIS), but something we can really describe

as a disastrous effect is the fact that, since the second

half of the last century, these formulas have been

included in all textbooks, teaching aids, and study

guides of universities, colleges, and postgraduate

training courses specializing in the subject-matter

without any derivations or proofs whatsoever.

What is extremely surprising is that some of the leading

ideologists of wellbore hydrodynamics research such


ROGTEC

79

ДОБЫЧА

Среднее значение коэффициента проницаемости kср

определяют по формуле (3.16).

Из (3.41) видно, что значение приведенного радиуса

r пр

фиктивной скважины зависит от соотношения

радиусов реальной скважины и контура питания

в степенной зависимости. При равенстве

коэффициентов проницаемости контура питания

реальной и фиктивной скважин (т.е. при отсутствии

скин - зоны, k=kср) радиусы этих скважин равны.

Послесловие от автора

Многогранная наука о подземной гидродинамики,

охватывающая законов механики Ньютона и квантовой

механики [9] не может быть логично завершена, ее

можно лишь на время оборвать.

Проблемы, которые рассматривались в моих

работах, относятся базовым положениям

подземной гидродинамики. Исторические ошибки

и заблуждения, допущенные в формулах для

определения потери давления ΔР s

при фильтрации

скважинной жидкости в околоскважинном

пространстве, значения скин-фактора S,

коэффициента продуктивности К и забойного

Р з

давления, динамического уровня скважинной

жидкости hд, текущего притока Qж, потенциального

дебита Qпот и эффективного (приведенного) радиуса

r пр

скважины – результаты ошибок одной цепочки.

Негативные последствия этих ошибок и заблуждений

нашли отражения в теории и практике основных

положений ГДИС, ТИС и ГИС, но главные губительные

последствия в том, что со второй половины прошлого

столетия эти формулы без выводов и доказательств

были включены во все учебники, учебные пособия и

методические руководства соответствующего профиля

вузов и курсов повышения квалификации.

Крайнее удивление вызывает тот факт, что ведущие

идеологи гидродинамических исследований скважин

Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н. [7]

считают формулы V. Everdingen A. F. & Hurst N.,

1949 (1*) и Hawkins M.F., 1956 (2*), составленные с

нарушениями законов подземной гидродинамики

и включающие грубые математические ошибки

классикой и базовыми положениями ГДИС.

Формулы (1*) и (2*) для определения ΔРs , S, и (3.2),

(3.2*), (3.3) и (3.3*) для расчета текущего дебита Qж, и

эффективного (приведенного) радиуса r пр

(х*) скважины

не пригодны для расчета указанных базовых

гидродинамических параметров реальной скважины

с зонально-неоднородной проницаемостью пласта

и должны быть исключены из учебников и учебных

пособий подземной гидродинамики.

80 ROGTEC

as A. I. Ipatov, M. I. Kremenetsky, and D. N. Gulyayev

[7] consider the formulas in A. F. van Everdingen & N.

Hurst, 1949 (1*) and M. F. Hawkins, 1956 (2 *), which

were composed contrary to the laws of subsurface

hydrodynamics and contain gross mathematical errors,

to be the classics and to represent fundamental tenets of

well testing.

Formulas (1 *) and (2 *) used for determining ΔРs and S

as well as formulas (3.2), (3.2*), (3.3), and (3.3 *) used

for calculating Qж and the effective (equivalent) wellbore

radius, r пр

(x *), are not suitable for calculating the said

fundamental hydrodynamic parameters of a real-world

well characterized by heterogeneous permeability

distribution across the reservoir zones and should

be removed from textbooks and teaching aids in

subsurface hydrodynamics.

The fundamental dependences between the

hydrodynamic parameters of the “Reservoir – Well –

Pumping Equipment” system should be used to quantify

and fully analyze the state of the reservoir, as well as

for purposes of hydrodynamic well testing (GDIS),

geophysical well logging (GIS), mud logging (TIS),

and comprehensive technological and hydrodynamic

feasibility assessments for software development

projects to support innovative process design solutions

for oil and gas field development.

As a branch or science, subsurface hydrodynamics is

far from perfect and, by the end of the 1950s, it had

almost completely exhausted its potential. Since that

time, no fundamental theories have been created, and

the conceptual developments that took shape along the

main avenues of application have indeed gone the wrong

way. Modern subsurface hydrodynamics is ailing from the

inside out. The main causes of that ailment, as well as

its tenacity and persistence, are a profound stagnation in

scientific ideas combined with a dogmatic approach to

formulating and solving fundamental scientific problems

aggravated by the conservatism of scientific thought.

Whatever research work was conducted in the field of

subsurface hydrodynamics since that time up until the

present day can be reduced to the development of semiempirical

theories whose sole purpose was to tweak

the mathematical apparatus to reality and which, as all

erroneous concepts, had but preparatory value if any.

Some yet-unanswered questions of hydrodynamics

A producing reservoir is exposed to a multitude of

changing geophysical fields (multi-fields): geomechanical,

hydrodynamic, geomagnetic, electrodynamic,

geothermodynamic, gravitational, undulatory, optical, as

well as their derivatives. The values of the parameters of

these geophysical fields are fully interlinked with all the

hydrodynamic parameters of the reservoir and depend on


PRODUCTION

Фундаментальные зависимости гидродинамических

параметров системы «Пласт-скважина - насосное

оборудование» [9] должны быть использованы для

проведения количественной оценки и полного анализа

состояния пласта, геофизических, гидродинамических

и технологических исследований (ГИС, ГДИС и ТИC),

и всестороннего обоснования технологических и

гидродинамических параметров при разработке

программного обеспечения для инновационного

проектирования процессов разработки нефтегазовых

месторождений.

Наука о подземной гидродинамики далека от

совершенства и к концу 50-х годов практически

полностью исчерпала свой потенциал и не

создала ни одной фундаментальной теории, более

того, сформировалась ошибочная концепция по

базовым направлениям. Современная подземная

гидродинамика больна изнутри. Основные

причины болезни, ее живучести и устойчивости

– глубокий застой научных идей в сочетании с

догматическим подходом к формированию и решению

фундаментальных научных проблем, и консерватизмом

научного мышления. Исследовательские работы в

области подземной гидродинамики с тех времен

и по настоящее время свелись к разработке

полуэмпирических подгоночных теорий, имеющих

предварительный характер ошибочных концепций.

Вопросы подземной гидродинамики, на которые

пока нет ответов

Продуктивный пласт находится под динамическим

воздействием множеств геофизических (мульти) полей:

геомеханического, гидродинамического, геомагнитного,

электродинамического, геотермодинамического,

гравитационного, волнового, оптического и их

производных. Значения параметров этих геофизических

полей находятся в полной взаимосвязи со всеми

гидродинамическими параметрами пласта и зависят

от пространственной неоднородности и временной

изменчивости состояния всей системы [9].

Следующие положения подземной гидродинамики

требуют ответов:

- установление законов фильтрация пластовой

жидкости под воздействием геофизических

мульти полей;

- установление влияния геофизических мульти полей

на реологические параметры пластовой жидкости;

- установление взаимосвязи пластовой гравитации

с электромагнитном и гидродинамическими полями

пласта;

- установление взаимосвязи параметров

всех геофизических (мульти) полей со всеми

гидродинамическими параметрами пласта и их

значениями;

the spatial heterogeneity and temporal variability of the state

of the entire system [9].

The following tenets of subsurface hydrodynamics require

answers:

- determination of interrelation between all of the

specified parameters and their values;

- filtration of formation fluid under the action of multi-fields;

- effect of those fields on its rheological properties;

- interrelation of the formation gravity and the magnetic

field of a formation;

- increment of formation entropy in the process of field

development.

All of these questions asked by the nature itself can only

be answered within the framework of the laws of quantum

mechanics.

Besides, certain experiments on turbulent fluid flows

conducted by I. Nikuradze have shown that there

are inconsistencies between the experimental data

gathered and theoretical predictions made about the

viscous sublayer of the boundary zone. To eliminate the

inconsistencies, the paper introduced several empirical

constants such as the “kinetic energy defect,” “total head

defect,” and “velocity defect.” These “defects” can be

remedied within the framework of quantum mechanics.

It should be noted that all classical conservation laws have

quantum analogues, and conversely, there are quantum

conservation laws that have no analogues in classical

physics.

All scientific and technological advances are made

possible by fundamental ideas and discoveries that form

their vanguard. Any errors and delusions that slip into the

fundamental and pivotal branches of science always lead

to dead ends and translate into enormous costs incurred

throughout the implementation process, from the initial idea

to the final production runs.

The author will appreciate reasonable and wellsubstantiated

comments and suggestions affecting the

structure and content of the final formulas and clarifying

the definitions.

Brief information about the author:

Robert Mufazalov

- 275 academic papers, of which:

- 117 inventions;

- 13 monographs (scientific books);

- 4 university textbooks (endorsed by the Ministry of Higher

Education);

- Honored Inventor of the Republic of Bashkortostan;


ROGTEC

81

ДОБЫЧА

- установление динамики (возрастания) энтропии

пласта в процессе разработки месторождения.

На все эти вопросы, заданные природой можно

получить ответы только в рамках законов квантовой

механики.

Кроме того, на основе проведенных опытов

И. Никурадзе над турбулентным движением

жидкости установлена несоответствие результатов

экспериментальных данных теоретическим в области

вязкого подслоя пограничной зоны. Для устранения

несоответствия введены эмпирические константы,

как «дефект кинетической энергии», «дефект

полного напора» и «дефект скорости». Эти дефекты

могут быть устранены в рамках физики нелинейных

процессов и квантовой механики. Следует отметить,

что все классические законы сохранения имеют

квантовый аналог, и обратно, есть квантовые законы

сохранения, не имеющие аналога в классической

физике.

Впереди научно-технического прогресса всегда идут

фундаментальные идеи и открытия. Любые ошибки

и заблуждения, допущенные в фундаментальных

и базовых отраслях науки приводят в тупик,

оборачиваются колоссальными издержками в

процессе реализации, начиная от идеи и завершая

технологическими циклами.

Автор выразит признательность за обоснованные

и, аргументированные замечания и предложения,

влияющие на структуру и содержание конечных

формул и по уточнению определений.

Краткое сведения об авторе:

Robert Mufazalov

- 275 научных работ, из них:

- 117 изобретений;

- 13 монографий (научные книги);

- 4 учебников для вузов (с грифом минвуза);

- Заслуженный изобретатель Респ. Башкортостан;

- Изобретатель СССР;

- Отличник Министерства нефтяной промышленности

СССР;

- Включен в энциклопедию «Инженеры Урала»;

- Член-корреспондент РАЕН;

- Участник более 30 международных конференций,

конгрессов и всемирных выставок по новейшим и

наукоемким технологиям.

Научные интересы: квантовая геомеханика,

подземная гидродинамика, гидравлика, нелинейная

гидроакустика, техника и технология бурения,

гидромеханика добычи нефти, нефтехимия, медицина

- ( 8 патентов на изобретения), разработка и создание

82 ROGTEC

- Inventor of the USSR;

- Excellence Award from the Ministry of Oil Industry of the

USSR;

- Mentioned in the encyclopedia titled “Engineers of the

Urals»;

- Corresponding Member of the Academy of Natural

Sciences;

- Participant of more than 30 international conferences,

congresses, and international exhibitions on the latest

and research-intensive technology.

Academic interests: quantum geomechanics, subsurface

hydrodynamics, hydraulics, nonlinear hydroacoustics,

drilling equipment and technology, oil production

hydromechanics, petrochemistry, medicine (8 patents for

inventions), development and creation of high technology

for the petrochemical complex.

Bibliography

1. A. F. van Everdingen and W. Hurst. The Application

of the Laplace Transformation to Flow Problems in

Reservoirs. – Trans. AIME, Vol. 186, 1949. – pp. 305–24.

2. M. F. Hawkins, Jr. A note on the skin effect. – Trans.

AIME, Vol. 207, 1956. – pp. 356–57.

3. Справочное руководство по проектированию

разработки и эксплуатации нефтяных

месторождений // Под общ. ред. Ш. К.

Гиматудинова. – М.: Недра, 1983. – 455с.

[Reference guide to the design of oilfield development

and production projects // Under the general

editorship of Sh. K. Gimatudinov. – Moscow: Nedra,

1983. – 455 pp.]

4. Ипатов А. И., Кременецкий М. И. Геофизический

и гидродинамический контроль разработки

месторождений углеводородов. – Изд. 2-е, испр. –

М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010.

– 780с. [A. I. Ipatov, M. I. Kremenetsky. Geophysical

and hydrodynamic monitoring of the development of

hydrocarbon fields. – 2nd revised edition. – Moscow:

Regular and Chaotic Dynamics Research Center, 2010.

– 780 pp.]

5. Закиров С. Н., Индрупский И. М., Закиров Э. С.

и др. Новые принципы и технологии разработки

месторождений нефти и газа. Часть 2. – М. –

Ижевск: Институт компьютерных исследований,

НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2009.

– 484 с. [S. N. Zakirov, I. M. Indrupsky, E. S. Zakirov,

et al. New principles and technologies for the

development of oil and gas fields. Part 2. – Moscow –

Izhevsk: Institute for Computer Research, Regular and

Chaotic Dynamics Research Center, 2009. – 484 pp.]


PRODUCTION

высоких технологий для нефтегазохимического

комплекса.

Литература

1. Van Everdingen A.F., and Hurst W., «The Application

of the Laplace Transformation to Flow Problems in

Reservoirs», Trans. AIME, Vol. 186, 1949, pp. 305–24.

2. Hawkins M. F. Jr., «A note on the skin effect», Trans.

AIME, Vol. 207, 1956, pp. 356–57.

3. Справочное руководство по проектированию

разработки и эксплуатации нефтяных

месторождений / Под общ. ред. Ш. К.

Гиматудинова.– М.: Недра,1983. – 455с.

4. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический

и гидродинамический контроль разработки

месторождений углеводородов.- Изд. 2-е, испр.-М.: НИЦ

«Регулярная и хаотическая динамика», 2010. – 780с.

5. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С.

и др. Новые принципы и технологии разработки

месторождений нефти и газа. Часть 2.-М.-Ижевск:

Институт компьютерных исследований, НИЦ

«Регулярная и хаотичная динамика», 2009. - 484с.

6. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти.

Учебник для вузов. М.: Недра,1983, -510с.

7. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н.

Современные технологии гидродинамических

исследований скважин и их возрастающая роль

в разработке месторождений углеводородов//

Нефтяное хозяйство.-2009.-№5.-С. 52-57.

8. Муфазалов Р.Ш. Скин-фактор. Исторические

ошибки и заблуждения, допущенные в теории

гидродинамики нефтяного пласта. Георесурсы. № 5.

2013. С. 34-48.

9. Mufazalov R.Sh. Fundamentals of Subsurface

Hydrodynamics and a Quantum-Mechanical View

of the Reservoir Model // «ROGTEC», Oil & Gas

Magazine, issue 55, -рр. 44-59. (tel:+34 952 880 952,

editorial@rogtecmagazine.com).

10. Mufazalov R.Sh. Tim’s Theorem: A New Paradigm

for Underground Hydrodynamics. Part 1 // «ROGTEC»,

Oil & Gas Magazine, issue 57, -рр. 62-78. (tel:+34 952

880 952, editorial@rogtecmagazine.com,).

11. Муфазалов Р.Ш. Скин-фактор и его значение

для оценки состояния околоскважинного

пространства продуктивного пласта.- Уфа: Изд-во

УГНТУ, 2005.-44с.

6. Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти.

Учебник для вузов. – М.: Недра, 1983. – 510 с. [V. I.

Shchurov. Oil production technology and equipment.

Textbook for institutions of higher education. – Moscow:

Nedra, 1983. – 510 pp.]

7. Ипатов А. И., Кременецкий М. И., Гуляев Д.

Н. Современные технологии гидродинамических

исследований скважин и их возрастающая роль

в разработке месторождений углеводородов //

Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 5. – С. 52–57. [A.

I. Ipatov, M. I. Kremenetsky, D. N. Gulyayev. Modern

technologies for hydrodynamic well testing and their

increasing role in the development of hydrocarbon

fields // Neftyanoye Khozyaystvo. – 2009. – # 5.

– pp. 52–57.]

8. Муфазалов Р. Ш. Скин-фактор. Исторические

ошибки и заблуждения, допущенные в теории

гидродинамики нефтяного пласта. – Георесурсы.

№ 5. – 2013. – С. 34–48. [R. Sh. Mufazalov. Skin factor.

Historical errors and misconceptions at work in the oil

reservoir hydrodynamics theory. – Georesources. Issue

# 5. – 2013. – pp. 34–48.]

9. R. Sh. Mufazalov. Fundamentals of Subsurface

Hydrodynamics and a Quantum-Mechanical View of

the Reservoir Model // «ROGTEC», Oil & Gas Magazine,

Issue # 55. – рр. 44–59. (Tel: +34 952 880 952,

editorial@rogtecmagazine.com, Spain).

10. R. Sh. Mufazalov. Tim’s Theorem: A New Paradigm

for Underground Hydrodynamics. Part 1 // «ROGTEC»,

Oil & Gas Magazine, Issue # 57. – рр. 62–78. (Tel: +34

952 880 952, editorial@rogtecmagazine.com, Spain).

11. Муфазалов Р. Ш. Скин-фактор и его значение

для оценки состояния околоскважинного

пространства продуктивного пласта. – Уфа: Изд-во

УГНТУ. – 2005. – 44 с. [R. Sh. Mufazalov. Skin factor

and its significance for assessing the state of the nearwellbore

region of a producing reservoir. – Ufa: UGNTU

Publishing House. – 2005. – 44 pp.]

R. S. Mufazalov, Paker Scientific and Production Firm,

Oktyabrskiy, Republic of Bashkortosta

This article is part 2, following part 1 that appeared in

ROGTEC Issue 57

Муфазалов Р. Ш., Научно-производственная фирма

«Пакер», г. Октябрьский, РБ

Данная статья является продолжением первой части

статьи, опубликованной в выпуске 57 журнала ROGTEC

ОБУЧЕНИЕ

Оганов А.С., Бороздин С.О.

A.S.Oganov, S.O.Borozdin

Состояние и перспективы развития

подготовки персонала в области

предупреждения и ликвидации ГНВП при

строительстве и капитальном ремонте

нефтяных и газовых скважин

Safety First - Market Developments and

Changes within Well Control Training in Russia

В

2015 году на заседании Комиссии при

Президенте по стратегическому развитию

ТЭК и экологической безопасности было принято

решение о создании отечественной системы

подготовки специалистов по направлению «Контроль

скважины. Управление скважиной при ГНВП». В

целях реализации указанного решения при активном

участии РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

была учреждена некоммерческая организация

«Национальная ассоциация по управлению

скважиной» (НАУС). В структуре НАУС был образован

Экспертный совет. Советом проделана большая

I

n 2015, at a meeting of the Presidential Commission

for Strategic Development of the Fuel and Energy

Complex and Environmental Safety, a resolution was

adopted regarding the creation of a national system

for professional training on «Well Control. Managing a

Well with Oil, Gas and Water Shows». With the view to

implement the resolution, a non-commercial organization

“The National Association for Well Control” (NAWC) was

established with active participation from the Gubkin Oil

and Gas University. An Expert Council was formed within

the structure of the NAWC. The Council has made great

strides in the development of standards and procedures of

84

ROGTEC


TRAINING

работа по разработке

стандартов и процедур

НАУС. Были разработаны

регламенты проведения

аккредитации учебных

центров и реализации

учебного процесса.

Проведено обучение

«пилотных» групп, и

первые кандидаты,

успешно сдавшие

экзамены, получили свои

сертификаты.

Больше, чем

общественная

аккредитация

На сегодняшний день

Федеральный закон

от N 273-ФЗ «Об образовании в Российской

Федерации» предусматривает проведение

общественной и профессионально-общественной

аккредитации. Сущностью данных видов

аккредитации является проверка организаций,

осуществляющих образовательную деятельность

на соответствие определенным критериям. Если

организация удовлетворяет критериям, она получает

аккредитацию на определенный срок, в течение

которого, обычно, аккредитующая организация

уже не отслеживает соответствие требованиям

аккредитации. Тем более, не ставится вопрос

о приостановке или лишении аккредитации.

Национальная ассоциация по управлению скважиной

целенаправленно движется дальше в этом вопросе и

не просто устанавливает критерии для аккредитации,

но и непрерывно следит за их выполнением, а

также всеми изменениями, которые происходят при

реализации учебных программ в аккредитованных

организациях. Такими, как например, изменение в

содержании программы, материально-техническом

оснащении, преподавательском составе. Более

того, аттестация обучающихся также проводится

силами НАУС без участия преподавательского

состава учебного заведения, что исключает любую

возможность необъективной оценки знаний.

Также следует отметить, что в настоящее время

наибольшее внимание уделяется профессиональнообщественной

аккредитации программ подготовки

бакалавров, специалистов и магистров, то есть программам

в системе высшего образования, аккредитация

программ дополнительного профессионального

образования проводится менее активно.

Для проведения аккредитации по такой узко

специализированной теме, как «Контроль

Рис 1: Письменный экзамен в онлайн формате

Fig 1: A written examination taken online

the NAWC. The procedures for accrediting training centers

and implementing learning process were elaborated and

expanded upon. Training of «pilot» groups was carried

out, and the first candidates who had passed their exams

received their certificates.

More Than Just Public Accreditation

To date, the Federal Law N 273-ФЗ «About Education

in the Russian Federation» makes provisions for public

accreditation and professional-public accreditation. The

essence of such types of accreditation lies in the inspecting

organizations providing educational services to verify their

meeting specified criteria. In case an organization reaches

the criteria, it obtains its accreditation for a definite period of

time, in the course of which no control is usually exercised

on the part of the accrediting organization, pertaining to the

requirements of the accreditation. Moreover, it never comes

to suspension or deprivation of the accreditation.

The National Association for Well Control has been

systematically developing this issue, not only setting the

criteria for accreditation but continuously tracking their

implementation, as well as following all the changes that

may be taking place during implementation of training

programs in those accredited organizations. Such as,

changes in the contents of a program, in the logistics, in

teaching staff. What’s more, the certification of students

is also carried out by the members of the NAWC without

participation of teaching personnel from the educational

institutions which rules out any possibility of subjective

evaluation of the students’ knowledge.

It should also be mentioned that most courses are presently

paid to the centres who run the programs for training for

Bachelor’s, Specialist’s, and Master’s Degrees, within the

structure of higher education, while the accreditation of

programs for supplementary professional education is

carried out less actively.


ROGTEC

85

ОБУЧЕНИЕ

скважины» обязательно наличие в комиссии по

аккредитации членов, имеющих опыт работы по

данному направлению. Национальная ассоциация по

управлению скважиной привлекает в состав комиссии

по аккредитации только экспертов, имеющих опыт

работы в области контроля скважины.

Отвечаем запросам российского

нефтегазового комплекса

Обучение по программе «Контроль скважины.

Управление скважиной при ГНВП» сегодня можно

пройти в огромном количестве учебных заведений,

в том числе дистанционно. Качество подготовки

при этом остается на усмотрение самих учебных

центров. Поэтому, многие нефтегазовые компании,

имеющие более высокие корпоративные стандарты

безопасности, требуют от своих подрядчиков наличия

у персонала международных сертификатов IWCF и

IADC. Происходит это, в основном, под влиянием

руководителей и специалистов, имеющих опыт работы

в западных компаниях. Однако же, в масштабе всей

нефтегазовой отрасли России, то сертификаты IWCF

и IADC имеют не более 10% сотрудников. Количество

центров, имеющих соответствующие аккредитации

менее десяти на всю страну (без учета временных

и постоянно действующих филиалов). Получение

же самой аккредитации связано с очень большими

трудностями. Для аккредитации нового центра нужны

не только серьезные инвестиции в материально

техническое обеспечение, но и подготовка персонала

за рубежом на соответствующих курсах. Зачастую

имеет место ситуация, когда даже высококлассные

специалисты в области контроля скважин с большим

опытом работы не могут аккредитоваться, поскольку

для получения аккредитации нужно знать стандарты

API и английский язык.

Зачастую практики,

преподаваемые по

стандарту IWCF сильно

расходятся с российскими

реалиями. Самый

простой пример – это

выбор способа закрытия

скважины.

To carry out the accreditation on such a specific subject as

“Well Control” a commission should consist of the members

having certain work experience in that sphere. The National

Association for Well Control invites into the accreditation

commission only those experts who have work experience

in the field of well control.

Matching Demands of the Russian Oil

and Gas Complex

It is possible to receive the training on the program “Well

Control. Well Management under Oil, Gas and Water

Shows” in a great number of educational institutions today,

including some online courses. The quality of training,

remains to the discretion of educational centers themselves.

Therefore, many oil and gas companies, having higher

corporate standards of safety, request their contractors to

have their personnel certified on IWCF and IADC. This is

mainly due to the influence of the managers and specialists

having operational experience in the Western companies.

However, taking the scale of the entire oil and gas sector

of Russia, such certificates from the IWCF and IADC are

only held by no more than 10% of all employees. The

number of centers having correspondent accreditations

is less than 10 throughout the country (not counting any

temporary or permanently established branches). And the

accreditation process itself is pretty difficult. To accredit a

new center, not only serious investments are needed into its

logistical support, but training of the personnel is required

at corresponding courses abroad. It often happens so

that even high-class specialists in the field of well control

who have extensive work experience are not able to get

accredited, as to obtain an accreditation one has to know

the standards of API and the English language. And the

experiences, taught according to the IWCF standard, often

differ from the Russian business environment. The simplest

Высокие издержки и

ограниченное количество

учебных центров,

имеющих международные

аккредитации, являются

основными причинами

высокой стоимости

данного обучения. А изза

высокой стоимости

обучения далеко не весь

участвующий в работах

Рис 2: Аккредитованные в IWCF российские учебные центры

Fig 2: Russian educational centers accredited according to the IWCF standards

86

ROGTEC


TRAINING

Рис 3: Основные регионы нефтегазодобычи Fig 3: Major oil and gas producing regions

на нефтегазовых скважинах персонал проходит

обучение. С другой стороны, снижение стоимости

обучения неизбежно приведет к снижению качества

обучения. В этом случае еще острее встанет вопрос

объективной оценки на экзаменах и верификации

личности экзаменующихся. В этом плане IWCF и

IADC прикладывают значительные усилия, но они не

достаточны в российских реалиях и не учитывают

особенности российского менталитета.

example of this is selecting

a well shut-in method.

High overhead expenses

and limited number of

the educational centers

having the international

accreditation are among

the main causes of the high

cost of such programs.

And due to high cost of the

training, not every employee

involved in operations at oil

and gas wells can receive

it. On the other hand,

a reduction of training

expense would inevitable

result in the lower quality of

training. In that case, you

would need more objective

grading on the exams

and more thorough verification of student’s identity. In

this context, the IWCF and IADC apply significant efforts

but those are not sufficient for the Russian business

environment and take little account of the Russian

mindset.

Кроме того, за последние три года санкции,

применяемые к России, только расширяются. Головной

офис IWCF находится в Шотландии, а IADC - в

Хьюстоне в США. Уже сейчас действуют ограничения

для граждан РФ, работающих на шельфовых проектах

с глубиной воды свыше 152 метров (500 футов),

за полярным кругом и на разработке сланцевых

месторождений. Они не могут получать сертификаты

IWCF. При этом обучение по международным

стандартам может быть прекращено в любой момент,

как это уже было в конце 2014 – начале 2015 года.

Обучение должно давать конкретные

результаты

Согласно пункту 97 Федеральных норм и

правил в области промышленной безопасности

«Правила безопасности в нефтяной и газовой

промышленности», утвержденных приказом

Ростехнадзора от 12 марта 2013 г. № 101, проверку

знаний по курсу «Контроль скважины. Управление

скважиной при газонефтеводопроявлениях» раз в 2

года должны проходить работники, осуществляющие

непосредственное руководство и выполнение работ

по бурению, освоению, ремонту и реконструкции

скважин, ведению геофизических и прострелочновзрывных

работ на скважинах. Однако, никаких

Рис 4: Учебный процесс но полномасштабном буровом тренажере

Fig 4: The learning process with the use of a full-scale drilling training

simulator

Besides, the sanctions applied to Russia over the last three

years have only expanded. The head office of IWCF is

based in Scotland, while that of IADC – in Houston, USA.

Restrictions have been already imposed on the citizens

of RF participating in the offshore projects with the water

depth over 152 meters (500 feet), and on those working

in the Arctic Circle, or developing shale plays. They are

not allowed to receive the certificates of IWCF. That said,

the training on the international standards can be also

discontinued at any moment, as it already happened in the

end of 2014 and the beginning of 2015.


ROGTEC

87

ОБУЧЕНИЕ

требований к содержанию программы курса

нет. Факторы, которые необходимо учитывать

при управлении скважиной на различных этапах

жизненного цикла скважины, существенно

отличаются. Кроме того, при работе с наземным

и подводным противовыбросовым оборудованием

также применяется различное оборудование,

особенности эксплуатации которого необходимо

учитывать. В выполнении любых из вышеуказанных

операций принимает участие персонал, выполняющий

различные функции, начиная от вспомогательного

персонала и исполнителей до руководителя работ.

Обязанности при контроле скважины также будут

зависеть от должности. Национальная ассоциация

по управлению скважиной проводит аккредитацию

следующих программ ДПО:

• Контроль скважины. Управление скважиной

при ГНВП.

• Контроль скважины. Управление скважиной

при КРС.

• Контроль скважины. Управление скважиной при

сервисных работах с применением колтюбинга.

• Контроль скважины. Управление скважиной при

сервисных работах с применением канатнокабельной

техники.

Каждая из программ обучения имеет 4 уровня: от

вспомогательного персонала до супервайзеров и

руководителей работ; и включает один или два типа

ПВО: наземное или наземное и подводное. Итого

получается 32 программы обучения, учитывающих,

кто и на какой конкретно скважине должен выполнять

работы.

Главный приоритет – повышение уровня

безопасности

В целом, большую часть заказчиков обучения по

международным стандартам можно разделить

на 2 группы. В первую группу входят компании,

заинтересованные в повышении уровня безопасности

на своих объектах. Есть даже такие, кто проводит

обучение и аттестацию своих сотрудников ежегодно

при том, что сертификат действует 2 года. Во вторую

группу входят компании, которым сертификаты

требуются формально, в основном, для участия в

тендерах. Заказчики, относящиеся ко второй группе

заинтересованы только в получении сертификатов при

минимальных затратах, поскольку затраты на обучение

увеличивают издержки при выполнении работ по

данному тендеру. Заказчики второй группы для того,

чтобы выиграть тендер минимизируют свои издержки,

экономя на всем, в том числе и на персонале, привлекая

на работу таких сотрудников, которые не в состоянии

самостоятельно сдать экзамены. Обучение таких кадров

сводится к «механическому» натаскиванию на решение

типовых задач, максимально приближенных к тем,

Training Should Yield Concrete Results

According to clause 97 of the Federal Rules and

Regulations in the area of industrial safety, namely, “The

Regulations for Safety in the Oil and Gas Industry”, adopted

by the Order of the Federal Service of Ecological, Technical

and Nuclear Surveillance (Rostechnadzor) #101, issued

on the 12th of March, 2013, all employees carrying out

direct management and implementation of operations

in drilling, development, workover and reconstruction of

wells, as well as carrying out well related geophysical and

blasting-and-shooting operations, are obliged to, once per

2 years, take and pass the exam on the subject of “Well

Control”. However, no requirements to the contents of the

training course program have been given. The factors that

have to be considered, when dealing with various stages

of a well life cycle, differ significantly. Besides, various tools

are used when working with the surface and subsea BOP

equipment, the peculiarities of which should be also taken

into account. The implementation of the above mentioned

operations involves employees with various duties, from

the auxiliary and executive personnel up to foremen.

The responsibilities of a person dealing with well control

shall also be dependent on his/her position. The National

Association for Well Control offers the accreditation for the

following supplementary training programs:

• Well Control. Managing a Well with Oil, Gas and

Water Shows.

• Well Control. Managing a Well with Workover Operations.

• Well Control. Managing a Well Having Service Operations

with the Use of Coil Tubing.

• Well Control Managing a Well with Service Operations

Using Wire Line Equipment.

Each of the training programs has 4 levels: from the auxiliary

personnel up to the supervisors and foremen: and each includes

two or one type of BOP equipment: surface equipment

or the surface and subsea equipment. In total we get 32

training programs taking into account of who shall perform the

operations, and at which specific well he shall do that.

Enhanced Safety Level is a Major Priority

In general, the bulk part of the customers for training on the

international standards can be divided into 2 groups. The

first group comprises the companies looking to enhance

the safety level of their facilities. There are even those who

organize the training of their employees on a yearly basis

in spite of the fact that the certificate is valid for 2 years.

The second group includes the companies that need the

certificates formally, mainly, to be able to participate in

tenders. The Customers referred to the second group just

care to receive the certificate with the minimum of costs,

since the costs of training increase the expenditures related

to performing operations according to a given tender. To

win a tender, the customers of the second group would

minimize their expenses, economizing on everything, which

includes their personnel as well; they hire the employees

88

ROGTEC


TRAINING

who are practically unable to pass the exams

by themselves. Training of such staff comes to

mechanical coaching for solution of standard tasks

which maximally approximate those expected on

the exams, without teaching them to understand the

physics of processes taking place inside a well. It is

worth of noting that, indeed, there is a small part of

questions, the answers to which would be simply

memorized. Those are some questions related to the

API standards and peculiarities of operation of BOP

equipment produced in Western countries.

Рис 5: Обучение на тренажере по морскому бурению

Fig 5: Training on the offshore drilling training simulator

что будут на экзамене без формирования понимания

физики процессов, происходящих в скважине.

Стоит отметить, что есть действительно небольшой

процент вопросов, ответы на которые нужно просто

запомнить. Это вопросы связанные со стандартами API

и особенностями работы превенторов производства

западных компаний.

В итоге, они выставляют на тендер минимальное

ценовое предложение, выигрывают тендер и

привлекают к работе на объекте персонал, только

формально удовлетворяющий заданным критериям.

Таким заказчикам не важно, кто, где и как

будет проводить обучение. Главное – получить

сертификаты! Учебные центры в свою очередь

для победы в тендерах на обучение должны будут

снижать цены. А это, как уже было сказано выше,

неизбежно скажется на снижении качества обучения.

На сегодняшний день компании-заказчики обучения

объявляют тендеры, направленные на обучение

сотрудников в течение 1-2 лет. Если учесть, что

все отчисления в IWCF и IADC нужно делать в

иностранной валюте, а цена в тендере фиксируется

в рублях на 1-2 года, учебные центры рискуют своей

прибылью из-за постоянных колебаний курса рубля.

Кроме того, размеры отчислений с каждым годом

только увеличиваются.

Все мы помним аварию с платформой Deepwater

Horizon, произошедшую в Мексиканском заливе

в 2010 году. Нет сомнений в том, что персонал,

работавший на той платформе, был обучен

управлению скважиной. Наверняка, все они имели

сертификаты. Однако, это не смогло предотвратить

этой ужасной катастрофы. Необходимо понимание,

что при реализации технически сложных проектов

As a result of this, they would put up for a tender a

minimal price bid, would win that tender and would

invite to the work on their facility the personnel

who just formally match the specified criteria. Such

customers do not care who, where and how their

training would be conducted. The main thing for

them is to receive the certificates! The training

centers, in their turn, to win a tender for training,

would be forced to cut down their prices. And this,

as was mentioned above, would inevitably result in the

degradation of the training quality. At present, the business

customers of training services issue tenders for training of their

employees within 1 to 2 years. If we take into account that all

payments to IWCF and IADC are supposed to be in foreign

currency, while the tender price is fixed in rubles for a period

of 1 to 2 years, training centers risk their profit because of

continuous fluctuations of the ruble exchange rate. Besides,

the amount of payments only grows from year to year.

We all remember the Deepwater Horizon disaster that took

place in the Gulf of Mexico in 2010. There is no doubt that

the personnel who operated that platform were trained

for managing that well. For certain, all of them had their

certificates. (**They had received safety awards and one key

member of staff was out on a training course the day the

accident happened). However, this could not yet prevent

that awful disaster. One should understand that safety must,

above all, be the key focus when technically complex projects

are being implemented. It is necessary to train personnel

for operating under conditions that are complex not just

technically but psychologically as well, under the conditions

of emotional stress, missing or excessive information, rigid

limitations of time; they should be able to search and find the

real causes of processes taking place inside their well and

ways to maintain control over the well in any situation.

The National Association for Well Control looks forward to

cooperation with oil and gas companies, who by means

of their representatives in the NAWC, could participate

in development of training programs, teaching methods,

contents of training courses. All the companies have very

strict rules of control over disclosure of information related to

their operations. However, as the safety issue is concerned,

it is necessary to share information to prevent recurrence of


ROGTEC

89

ОБУЧЕНИЕ

безопасность должна быть превыше всего.

Необходимо обучать персонал действовать в сложных

не только с технической, но и с психологической

точки зрения, в условиях эмоциональной

напряженности, недостатка или переизбытка

информации, жестких ограничений по времени,

уметь находить истинные причины процессов,

происходящих в скважине и пути сохранения

контроля над скважиной в любой ситуации.

Национальная ассоциация по управлению скважиной

открыта к сотрудничеству с нефтегазовыми

компаниями, которые через своих представителей

в НАУС могут участвовать в разработке и

совершенствовании программ обучения, учебных

методик, содержания учебных курсов. Во всех

компаниях действуют очень строгие правила,

ограничивающие разглашение сведений об их работе.

Однако, в вопросах безопасности необходимо

делиться опытом для предотвращения повторения

подобных ситуаций на других объектах. В конечном

счете от этого выиграют все участники.

НАУС на сегодняшний день является платформой,

консолидирующей усилия Ростехнадзора,

нефтегазовых компаний, буровых и сервисных

организаций, направленные на повышение качества

подготовки специалистов всех уровней по программе

обучения «Контроль скважины. Управление

скважиной при газонефтеводопроявлениях», что

ведет к общему повышению уровня промышленной

безопасности в нефтегазовом комплексе.

such situations at any other facilities. In the long run, all

participants would only win from this.

NAWC is today a platform which consolidates the

efforts of Rostechnadzor, oil and gas companies, drilling

and service companies, aimed at enhancement of the

quality of training for employees of any level on the

subject “Well Control. Managing a Well with Oil, Gas

and Water Shows”, which would lead to enhanced level

of industrial safety in the oil and gas complex.

Training Centers in the Process of Their

Accreditation

Training according to the standard of NACW can now

be received in the Gubkin Oil and Gas University. In

addition, several other training centers are in the process

of receiving their accreditation. The Gubkin University

offers training on the most advanced training simulators

by Drilling Systems. Students recognize the high quality of

training and a considerably higher degree of applicability

of the gained knowledge for every day work, and higher

preparedness to emergency situations.

Губкинском университете обучение проходит на

самых современных тренажерах производства

компании Drilling Systems. Слушатели отмечают

высокое качество подготовки и значительно более

высокую степень применимости полученных знаний

в ежедневной работе и более высокую готовность к

нештатным ситуациям.

Учебные центры в процессе аккредитации

Обучение по стандарту НАУС уже можно пройти в

РГУ нефти газа (НИУ) имени И.М. Губкина. Также

несколько других учебных центров находятся

на разных этапах процесса аккредитации. В

Рис 6: Процесс обучения на тренажере Fig 6: Training on a simulator

Рис 7: Новейший буровой тренажер, используемый для обучения

Fig 7: The latest drilling simulator used for training

90

ROGTEC


TRAINING


ROGTEC

91

ИНТЕРВЬЮ

Интервью ROGTEC:

Ленар Назипов, генеральный директор

ООО «ТАГРАС-ХОЛДИНГ»

The ROGTEC Interview:

Lenar Nazipov, Director General,

TAGRAS-HOLDING LLC

В

недрение современных цифровых технологий

на крупных предприятиях нефтегазового

сектора с каждым годом происходит все активнее.

Участники рынка по достоинству оценили

возможные экономические эффекты и увидели

в цифровизации весьма действенный способ

повышения конкурентоспособности бизнеса.

Однако профессиональное сообщество пока еще не

владеет едиными методиками внедрения цифровых

инструментов – для большинства это нехоженый путь

E

ach year there is greater implementation of modern

digital technologies at major oil and gas companies.

The market players highly appreciate the various economic

benefits and notice that digitalization is an effective way to

increase competitive advantage. However, the professional

community does not yet know how to best employ

digital tools – and it is an untrodden path for the majority,

and each company accumulates its own practices and

approaches to the development of business processes and

information systems supporting digitalization.

92

ROGTEC


INTERVIEW

и каждая компания нарабатывает свой опыт и подходы

в развитии бизнес-процессов и поддерживающих их

информационных систем.

Как двигаться по этому сложному пути? Определиться

с желаемым результатом. Составить план,

аккумулировать производственные данные и

максимально «разложить все по полочкам». Чем

больше порядка в данных – тем проще управлять

процессами. Этого простого принципа придерживается

«ТаграС», крупный нефтесервисный холдинг.

Сегодня он шагает в первых рядах цифровизации,

используя не только лучшие российские практики, но

и собственный проектный опыт. «Первой ласточкой»

стал буровой дивизион холдинга - компания ООО «УК

«Татбурнефть», которая первой на российском рынке

нефтесервисных услуг внедрила у себя инновационную

модель бизнеса, построенную на цифровых решениях.

Как опыт буровиков помог определиться с подходами

к цифровой трансформации системы управления

«ТаграС» и каковы перспективы дальнейшего развития,

рассказал генеральный директор холдинга Ленар

Назипов.

Ленар Лимович, расскажите, пожалуйста, как

проходит цифровизация на вашем предприятии?

Каковы были первые шаги и чего на текущий

момент удалось достичь?

В настоящий момент на предприятии реализуется

масштабная «Программа комплексной цифровой

How should one walk this complex path? You should

make it clear what kind of outcome is desired. You

should make up a plan, accumulate production

data, and, as much as possible, “sort all things

out”. The more sorted your data is, the easier the

process management shall be. TagraS, as a major

oilfield service holding, which abides by this simple

principle. Today, it is leading the path in the first flight

of digitalization, using not only the best of Russia’s

practices, but also on its own project work experience

as well. The Holding’s drilling division –Tatburneft has

become the “leading swallow” in this regard. They

are the first company, in the Russian oilfield services

market, to introduce a business model built on

digital solutions. To find out how drillers’ experience

helped them sort out their approaches to digital

transformation of the “TagraS” management system

and what the perspectives of further development

are, we have interviewed the Director General,

Lenar Nazipov.

Lenar, please tell us how the process of digitalization

is going on at your enterprises? What were your first

steps and what have you been able to achieve as of

today?

Now, the Company is implementing a large-scale

“Program of Complex Digital Transformation of the

TagraS Holding, which is a number of interrelated

projects, comprising all of our divisions. The prerequisites

are very simple: TagraS is a modern, dynamically


ROGTEC

93

ИНТЕРВЬЮ

трансформации «Холдинга «ТаграС», которая

представляет собой ряд взаимосвязанных проектов,

охватывающих все наши дивизионы. Предпосылки

просты: «ТаграС» - это современная, динамично

развивающаяся компания, которая повышает свою

эффективность за счет современных технологий.

Существующие экономические реалии и рыночная

конъюнктура требует от нас мобильности, гибкости,

способности быстро принимать качественные

управленческие решения и отвечать на потребности

заказчиков. Так что наша цель – повысить свою

эффективность за счет современных технологий.

Именно поэтому нами была инициирована и запущена

Программа трансформации.

Основой для масштабных изменений в холдинге

послужила Программа трансформации системы

управления ООО «УК «Татбурнефть». Ее ключевым

результатом стала комплексная информационная

система, в которой на современных продуктах 1С

реализованы процессы производства, обеспечения

и управления нефтесервисным предприятием.

«Татбурнефть» оказывает полный спектр буровых

услуг – как «под ключ», так и по «раздельному

сервису». Надо сказать, что работы у буровиков

еще не завершены, им предстоит сделать еще очень

многое, однако ключевая цель уже достигнута: вместе

developing company, enhancing its efficiency due

to advanced technologies. The existing economic

realities and the market behavior demand our mobility,

flexibility, ability to quickly make qualitative managerial

decisions and to meet customers’ needs. So, our goal

is to enhance our efficiency through the use of modern

technologies. That is why that Transformation Program

was initiated and launched.

The Program of Transformation at Tatburneft has

become the basis for large-scale changes in the

Holding. The complex information system has become

its key driver where various processes of production,

procurement and management in the oil field

service company have been implemented based on

advanced 1C products. Tatuburneft provides a wide

range of drilling services, both the “turnkey” and the

“segregated” services. One should say that the drillers

are not yet finished with their jobs, they still have a

lot to do, although the key goal has been already

achieved: together, we have elaborated a unified

strategy, and developed scenarios and regulations for

development, introduction and service maintenance

of complex systems, and we now clearly path to our

ultimate goal. The value here is not in a developed

solution, but in the development of a new production

culture.

94

ROGTEC


INTERVIEW

мы выработали единую методологию, разработали

сценарии и регламенты разработки, внедрения и

сервисного обслуживания комплексных систем, мы

теперь четко представляем себе конечную цель.

Ценность даже не в развернутом решении, а в

создании новой производственной культуры.

Цифровизация «Татбурнефти» была связана с

производственной необходимостью?

Именно так. Пока у буровиков был один основной

заказчик, можно было работать по сформированным

регламентам. Но сегодня одна из ключевых задач

холдинга – усилить позиции на открытом рынке,

привлечь как можно больше новых клиентов. И это

заставило «Татбурнефть» пересмотреть саму модель

бизнеса. Новые заказчики – новые требования, новые

подходы к организации бурения, мониторинга и

планирования. Следовательно, мы должны повышать

гибкость и управляемость компанией, чтобы уметь

подстраиваться под актуальную повестку и вызовы

рынка. Что для этого нужно? Получать оперативную

и достоверную информацию о деятельности и

ресурсах. Интерпретировать ее одинаково для всех

участников. Прогнозировать, оперативно принимать

управленческие решения, контролировать затраты.

Строить внутрикорпоративные коммуникации.

Результативность любой компании на сто процентов

зависит от их эффективности.

Разве для этого требуются столь масштабные

реформы? Или существующие ИТ-мощности не

справлялись с новыми задачами?

Имевшиеся на тот момент бизнес-модель и

инфраструктура делали эти задачи невыполнимыми.

ИТ у «Татбурнефти» было то же, что и у большинства

нефтесервисных компаний – разрозненные

программные продукты, «разорванные»

информационные потоки, множество дублированных

операций и неэффективных ресурсов. Не было единой

системы и взаимосвязи между процессами. Результат

- трудности во взаимодействии разных подразделений

компании. Опять же, бурение – технологически

сложный бизнес, на него влияет множество разных

факторов. Это и жесткая нормативная база, и

изменения в планах функциональных служб, и даже

погодные условия. И, конечно, человеческий фактор

никто не отменял.

Что, на ваш взгляд, главное в цифровизации

производства?

Главное – это правильно повлиять на менталитет

людей, которые участвуют в процессах. Дать им

возможность поверить в прогрессивные методы

Was this digitalization in Tatburneft caused by any

production necessity?

Exactly. As long as the drillers had a single major customer,

it was possible to work according to formed regulations.

But today, one of the key challenges of the Holding is to

enhance its positions in the open market, to attract, as

much as possible, new clients. And this moved Tatburneft

to reconsider its business model. New customers imply

new requirements, new approaches to the organization

of drilling, monitoring and planning. Therefore, we should

increase the flexibility and manageability of the company, to

be able to adjust us to the client’s agenda. What is required

for this? Receiving the operating and reliable information

about the task and resources. Interpreting it equally with

regard to every participant. Predicting, operating decisionmaking,

controlling costs. Building internal corporate

communication. Any company’s effectiveness 100%

depends on its communication efficiency.

But does one need such large-scale reforms? Or were

your existing IT-capacities not able to cope with new

tasks?

The business model and infrastructure, that existing at

that time, made these tasks unachievable. Tatburneft had

the same IT infrastructure as the rest of the oil field service

companies have had – segmental software products,

“unlinked” data streams, a variety of redundant operations

and inefficient resources. There was no integrated system

between the processes. As a result of this, we had

difficulties in the interaction between various divisions of

the Company. Besides, drilling is a technically complex

business, influenced by a great number of factors. You have

strict regulatory frameworks, changes in the operational

plans, and even weather conditions. And, of course, no one

has mitigated all the errors within the human factor.

What, to your mind, is the main point in the

digitalization of production?

The main thing is to correctly influence the mentality of

people who are a part of these processes. To let them

believe in progressive methods of working. When we

introducing new tools and approaches to working, we

teach a person to not only think about his/her working

pace but remember how to interact with the neighboring

subdivisions. Colleagues are not only your neighbors

in an office or a building floor, they are a large group of

people, and together, we are one team. We developed a

new ideology and culture at our enterprise which helps us

move forwards. In the long run, technologies are just tools

that do not guarantee us anything. To be able to use them

efficiently, new principles have been applied in the business

model itself. I believe, it is insufficient to simply introduce

any research works and technological solutions. The


ROGTEC

95

ИНТЕРВЬЮ

работы. Внедряя новые инструменты и подходы, мы

научили людей думать не только о своем рабочем

месте, но и о том, как взаимодействовать со

смежными подразделениями. Коллеги – это не только

соседи по кабинету и этажу, это большой коллектив и

вместе мы одна команда. Мы создали на предприятии

новую идеологию, культуру, которая помогает нам

двигаться вперед. По большому счету, технологии

– это всего лишь инструменты, которые сами по

себе ничего не гарантируют. Для того, чтобы суметь

ими эффективно воспользоваться, должны быть

заложены нужные принципы в саму бизнес-модель.

Я считаю, недостаточно просто внедрять какиелибо

разработки и технические решения. Развитие

предприятия возможно только в комплексе и поэтому

мы занимаемся именно комплексной информатизацией

производства. Это позволяет не только решить

текущие вопросы, но и создать прочный фундамент,

на основе которого можно задействовать любые

инструменты и принципы цифровизации, которые,

хочется отметить, уже частично у нас реализованы.

То есть, вы уже сегодня можете использовать

возможности, которые дает искусственный

интеллект, роботизация, BigData, предиктивная

аналитика и другие прорывные технологии?

Скажем так, для этого теперь нет препятствий.

Конкретика – что и для чего мы внедряем – отражено

в уставе Программы холдинга. Дорожная карта

определяет приоритеты и сроки работ, а архитектура

– требования к функциональности. По сути, сейчас

мы идем по проложенному пути: Программа

трансформации «Татбурнефти» была запущена в

конце 2016 года, ее «локомотивом» стало внедрение

комплексной информационной системы, в которой

сегодня работают все функциональные подразделения.

За плечами целый ряд инфраструктурных проектов,

направленных на масштабные организационные

преобразования с помощью информационных

технологий.

С чего вы начали?

С комплексного анализа, аудита, инвентаризации

ресурсов и процессов, которые у нас на тот момент

были. Провели обследование существующих

процессов, составили целевую процессную модель,

собрали и упорядочили все производственные

данные, включая нормативную базу. Нефтегазовый

сервис очень строг в части соблюдения нормативов.

Еще есть сложные процедуры управления и

взаимозависимые производственные цепочки. Как

видите, здесь инновационное развитие может быть

только комплексным. Нужно развивать сразу все

предприятие, затрагивая все его аспекты. Небольшие

development of a company is only possible in its totality,

which is why we work on the complex informatization of

our production operations. This enables us to not only solve

some current issues but create solid foundations, on which

one can deploy any tool and principles of digitalization, and

which, I’d like to stress it here, have already been in part

implemented.

Does that mean that already today you can use

capabilities provided by the artificial intelligence,

robotization, BigData, predictive analytics and other

breakthrough technologies?

Let’s put it this way – there are no obstacles for this now.

The specifics – of what we have implement and to what

end we do that – is reflected in the Holding’s Program. The

roadmap determines the priorities and timelines for these

jobs, while the architecture deals with specifications for

functionality. In essence, we are now walking on a paved

pathway: The Tatburneft Transformation Program was

started at the end of 2016, and the introduction of the

complex information systems have become its “locomotive

engine”, where all of our functional subdivisions are

involved today. We have a number of infrastructure projects

behind us, which were aimed at large-scale organizational

transformations with the use of information technologies.

And where did you begin?

We started from the complex analysis, audit, inventorying

our resources and processes which we had at that time.

We carried on investigation of existing processes, and

compiled an objective process model, gathered and sorted

all of the production data, including the normative base. Oil

and gas service is very strict in terms of compliance and

regulations. There are complex procedures of management

and interdependent production chains as well. As you see,

the innovative development can only be integrated here. It

is necessary to develop the whole of the enterprise at once,

involving all of its functions. Any “piecemeal” changes,

implementation of information technologies without

restructuring the business model would yield no system

effect, it could be just “a drop in the ocean“.

How did the Company’s people perceive the

organizational changes? The oil and gas service is so

conservative

It is not so much conservative as more dependent on

standards and regulations. As for the changes, it is not

enough to elaborate a strategy; conditions should be

created for them. One cannot just say: guys, let’s live a new

way and wait till the changes come by themselves. We

have made a complex job on transition from the methods

that have become conventional for drillers to innovative

advanced approaches. I suppose, the most valuable

96

ROGTEC


INTERVIEW

«точечные» изменения, внедрение информационных

технологий без перестроения самой модели бизнеса -

не дают системного эффекта, это «капля в море».

Как коллектив компании воспринял

организационные перемены? Нефтегазовый

сектор так консервативен

Он не столько консервативен, сколько зависим от

нормативов и регламентов. А что касается перемен

– для них мало разработать стратегию, нужно еще

создавать условия. Нельзя просто сказать: ребята,

давайте жить по-новому и ожидать, что изменения

наступят сами собой. Проделана сложная работа по

переходу от традиционных для буровиков методов

к инновационным, передовым подходам. Пожалуй,

самая ценная мысль, к которой мы пришли, и которая

в итоге легла в основу Программы «Татбурнефти» –

то, что улучшать надо именно производство. Обычно

принято оценивать эффективность предприятия в

экономических показателях – однако они как раз

и формируются в результате производственной

деятельности. Это основа любого бизнеса. Для

того, чтобы что-то продать, мы сначала должны

это произвести. Следовательно, чем больше мы

вкладываемся в производственные процессы,

тем лучше работает весь механизм. Поэтому при

thought we have arrived at, and which has become a

foundation for the Tatburneft Program, is that it is the

production operations that we should improve first of all.

Usually, it is a common practice to evaluate the efficiency

of an enterprise through its economic indicators – but they

are just formed as a result of production activity, as such.

This is the basis of any business. To sell anything, you

should first produce something. Therefore, the more we

invest into production operations, the better the whole of

mechanism would work. That is why, while carrying out

the audit, special attention was paid to the people who

work “in the field”, as it’s called. We have found that a

drilling foreman has to have not less than 25 hours per

day to be able to comply with all of the accumulated

procedures and requirements. After we described all of

the production chains in detailed way, we understood

that too many people are involved, who in one or another

way have impact on the transferred information. After we

asked ourselves a question how to sort out all of those

processes and make the production information unified,

transparent and comprehensible for every one, we built

a new process model. And even this intention alone is

considered by me as our achievement, as this was the

first confident step towards the complex systematization in

managing the company. An important task at that moment

was to find an appropriate partner with competencies that

we needed.


ROGTEC

97

ИНТЕРВЬЮ

проведении аудита особое внимание было уделено

людям, которые работают, что называется, «в поле».

Оказалось, что для того, чтобы буровой мастер мог

соблюсти все накопившиеся процедуры и требования,

в сутках должно быть никак не меньше 25 часов.

Досконально описав производственные цепочки, мы

поняли, что в них участвует слишком много людей,

которые так или иначе влияют на передаваемую

информацию. Задавшись вопросом, как упорядочить

эти процессы и сделать производственную

информацию единой, прозрачной и понятной для

всех, мы построили новую процессную модель.

И даже само это намерение я считаю нашим

достижением, поскольку это первый уверенный шаг в

направлении комплексной систематизации управления

компанией. Важной задачей на тот момент было найти

подходящего партнера с нужными нам компетенциями.

Кто был подрядчиком проекта? Каковы были

критерии отбора при проведении тендера?

Мы рассмотрели несколько ИТ-компаний с опытом

создания ERP. Подавляющее большинство из них

сразу старались предложить нам какие-то готовые

типовые решения с низкой степенью кастомизации.

Понятно, что у каждого интегратора и вендора есть

свой наработанный опыт, им всегда удобнее следовать

по проторенной дорожке, но в таком случае возникает

вопрос: подходит ли этот путь нам? Мы говорили им:

нам не нужна отдельная система диспетчеризации,

не нужна отдельная система снабжения, отдельная

Who was the contractor of your project? What kind of

criteria did you have when holding the tender?

We considered several IT-companies with the experience

of creating Enterprise Resource Planning systems (ERP).

The vast majority of them do not offer us some sort of

ready-made solutions with a low degree of customization.

It is clear that every integrator and vendor has their

accumulated experience, it is always more convenient

for them to walk a beaten track, but that brings us to the

question if that track is appropriate for us? We kept telling

them: we do not need a separate dispatch system; we do

not need a separate supply system, no separate transport

order management system! We need a unified platform

where both the dispatch system, and supply system, and

pricing system, and all the rest would be involved. However,

in reality, we found that not many were actually ready for

that task.

Really? It is believed that major IT-integrators enjoy

non-standard tasks

The IT market is not homogenous. It includes companies

that are busy with trading software products and solutions,

but there are other types of them, much fewer in number,

where they know how to link all the systems into unified

one and work for achievement of definite targets. Prior

to the launch of the Program, our departments, services,

enterprises were isolated in terms of communications

flow. Every unit worked for its own outcome, taking no

account of specifics any neighboring subdivisions had.

98

ROGTEC


INTERVIEW

система заказа транспорта! Нам нужна единая

платформа, на которой будут работать и система

диспетчеризации, и снабжения, и ценообразования, и

все остальное. Однако на деле оказалось, что многие к

этому просто не готовы.

Разве? Считается, что крупные ИТ-интеграторы

любят нестандартные задачи

ИТ-рынок неоднородный. Существуют компании,

которые занимаются продажей программ и решений,

и есть другие – их гораздо меньше – которые знают,

как связать все эти системы воедино и работать на

достижение определенных показателей. До запуска

Программы наши отделы, службы, предприятия были

информационно разрозненны. Каждый работал на

свой результат, не учитывая деятельность и специфику

смежных подразделений. Наша задача, задача

Программы трансформации - вывести процессы

управления предприятием на качественно новый

уровень, сделать их взаимосвязанными. В итоге мы

остановили выбор на группе компаний ITPS, которая

привлекла нас, прежде всего, своим опытом именно в

нефтесервисном секторе. Это был один из немногих

кандидатов, который активно поддержал идею

комплексной цифровизации, а при общении с другими

потенциальными партнерами это было «камнем

преткновения». Для работы с нами ITPS задействовали

все необходимые ресурсы. Часть организационных

вопросов решалась напрямую с главой группы

компаний: он был доступен, что свидетельствует о

высоком уровне взаимопонимания, доверия между

партнерами.

Что бы вы посоветовали другим компаниям,

которые хотят добиться повышения

эффективности бизнеса при помощи

современных технологий?

Мой совет: начните с процессов и информационных

потоков. Чтобы упорядочить и настроить взаимосвязь

процессов, их необходимо создать. Причем, нам нужны

процессы, привязанные к конкретным бизнес-задачам.

Я спросил буровиков: в чем заключается ваш продукт?

Ответ: бурение скважин. Хорошо, а в чем заключается

ценность продукта для заказчика? Может, ему не

просто нужна скважина, а нужна скважина быстро и с

определенными параметрами по стоимости? Давайте

анализировать эти интересы и от них отталкиваться.

Когда начинаешь общаться с заказчиком – получаешь

свод требований и на их основе составляешь план.

Все это и легло в основу процессной модели,

которую «Татбурнефть» разработали вместе со

своим партнером. Процессы были разделены на три

больших блока: управленческие, производственные

и обеспечивающие, для каждой группы были

It was our task, our plan. The task of the transformation

program has been to bring the processes of the Company’s

management to a new quality level, to make them

interrelated. As a result, we made our choice of the ITPS

Company grouping who attracted us with, first of all, their

experience specifically in the oilfield service sector. That

was one of few candidates who actively welcomed the idea

of complex digitalization, whereas we communicated with

other potential partners, it looked to be a kind of “stumbling

block” for them. To work with us, ITPS engaged all the

required resources. Part of the organizational issues was

directly discussed with the company grouping’s head: he

has been accessible which just demonstrates a high degree

of mutual understanding and trust between the partners.

What would you advise to other companies who would

like to enhance the efficiency of their business with the

use of modern technologies?

My advice for them would be as follows: start from the

processes and information flows. To sort and tune up

the interrelation of processes, you should create them.

At that, we need the processes that are linked to specific

business goals. I asked the drillers: what is your product?

The answer was: well drilling. Well, and what is the value

of your product for a Customer then? He might not only

need a well, but want that well delivered quickly and with

definite cost parameters? Let’s analyze these interests and

proceed from them. When you start talking with a Customer

you eventually get a list of requirements, and you are then

making your plan based on them. All of this was laid in the

foundation of the process model which Tatburneft forms

together with its partner. The processes were divided into

three big blocks: the managerial processes, production

operations and supporting services, with functional

modules elaborated for each of them, with specification

of regulations and areas of responsibility. After that we got

the first business effect: while forming the unified model

of the business processes we built a mechanism of the

Company’s further continuous development which we are

going to make use of. Combining the sectoral expertise of

ITPS and the potential of modern process platforms, we

have created a complex sectoral solution. We chose the

1C products as the basis, which have been developed

and integrated into a unified highly productive environment.

Detailed target models of business processes and their

regulations were implemented as part of this solution,

including all of the reference documentation, and mutually

integrated functional modules have been implemented,

which all makes up a complex IT system.

How did the solution proved itself? Was it equal to your

expectations?

More than that. The Company received a functional tool

that enables us to conduct pricing, and adaptive production


ROGTEC

99

ИНТЕРВЬЮ

разработаны функциональные модули с описанием

регламентов и зон ответственности. Тогда же мы

получили и первый бизнес-эффект: при формировании

единой модели бизнес-процессов мы выстроили

механизм дальнейшего непрерывного развития

компании, которым еще будем пользоваться.

Объединив отраслевую экспертизу ITPS и возможности

современных технологических платформ, мы создали

комплексное отраслевое решение. В качестве основы

выбрали продукты 1С, которые были развернуты и

интегрированы в единую высокопроизводительную

среду. В рамках решения реализованы детальные

целевые модели бизнес-процессов и их регламенты,

вся нормативно-справочная документация, а

также внедрены интегрированные между собой

функциональные модули, составляющие комплексную

информационную систему.

Как решение показало себя на практике?

Ожидания оправдались?

Более чем. Предприятие получило функциональный

инструмент первой необходимости и общего

пользования, с помощью которого теперь

осуществляется как ценообразование, так и гибкое

управление производством, персоналом, финансами.

Выросла точность и ценность передаваемой

информации, лучше заработали процессы

планирования, снижены условно-постоянные затраты.

Обычно на решение таких задач уходят долгие годы.

Понятно, что у буровиков не было столько времени.

Холдингу был нужен результат, а на то, чтобы стать

привлекательнее в глазах заказчика, было заложено

всего три года. Сегодня я оглядываюсь назад и

констатирую: да, получилось. Всего за последние

полтора года «Татбурнефть» увеличила долю внешних

заказчиков в 2 раза, и теперь эта доля составляет

половину их выручки. Во многом это стало возможным

именно благодаря изменениям в системе управления -

результатам Программы.

Как эти подходы реализуются в масштабе

холдинга?

Мы снова провели обследование – теперь уже не

одного предприятия, а всех подразделений. Причем,

сделали это собственными силами, на базе одного

из наших дивизионов – ООО «ТаграС Бизнессервис»

- который как раз занимается ИТ-сопровождением

всех наших информационных систем. Мы его усилили,

опять же, используя опыт «Татбурнефти». Специалисты

компании научились поддерживать подобные

комплексные решения, а также оказывать помощь в

их тиражировании и дальнейшей поддержке в других

дивизионах. Аудит позволил получить наглядную карту

процессов и информационных систем. На базе этой

management, HR management, financial management.

The accurancy and value of the information have increased,

the planning processes work better now, and fixed charges

have reduced. Usually, it may take one years to handle such

problems... It is clear that drillers did not have that amount

of time. The Holding needed an outcome, and to make

ourselves more attractive in the eyes of our Customer we

were given just three years. Today, looking back, I can say

it: yes, we have made it. It took Tatburneft just one and a

half years to increase the share of its external customers 2

times, and now this share amounts to half of their earnings.

In many ways, this has become possible exactly due to the

changes made in the management system i.e. due to the

outcomes of the Program.

How are these approaches implemented across the

Holding?

We carried out our investigation again, not in just one of the

enterprises but in all the units. We used TagraS Business

service, which just deals with IT-support to all of our

information systems. We implemented the system using

the experience of Tatburneft. The Company’s specialists

learned how to support complex solutions and how to

provide their aid in replicating and further supporting this

among the other divisions. The audit let us see the visual

chart of the processes and the information systems.

Having that chart as the basis, in cooperation with other

divisions, we have been expanding a program of complex

digitalization in each of them. We do not come to each

division with some local solutions; we bring our ready-made

principles, involving the processes and the architecture.

Programs like this, implemented by Tatburneft, have

been initiated in some other divisions, and one and the

same developed scenarios has been applied there: we

usually start from the development of a process model,

consolidating and standardizing all the production data,

including the regulatory documentation, we start from the

appreciation of the ultimate target and our outcomes. And

moving on, we deal with elaboration of complex systems.

Are the systems equal in all of the divisions?

Not entirely. Part of the solution can be replicated, while

other parts cannot. There are some blocks related to the

specifics of the business - they are individual for each

division. Overall, a unified solution has been developed to

support and manage the related processes. We do take

the management experience as the basis, not the modules

as such. We have a certain method – of implementation,

support, and commissioning of the systems into operation.

There was no such thing before. Now, thanks to our

experience with Tatburneft, we have a holistic managerial

tool kit: a set of approaches, tools and patterns which are

applicable for everyone. It is because we strive to popularize

our accumulated approaches. We have learned to create

100

ROGTEC


2020

1 st West African Well Engineering Forum

20 th February 2020, Labadi Beach Hotel, Accra, Ghana

Increasing Efficiency and Best Practices During the

Well Engineering Cycle in West Africa

www.wawef.com

ИНТЕРВЬЮ

карты мы совместно с дивизионами разрабатываем

программу комплексной цифровизации по каждому из

них. Причем идем в каждый дивизион не с какими-то

локальными решениями, а с готовыми принципами,

затрагивающими процессы и архитектуру. Программы,

подобные той, что реализована у «Татбурнефть»,

начаты в некоторых дивизионах и везде используется

один и тот же наработанный сценарий: начинаем

с разработки процессной модели, консолидации

и стандартизации всех производственных данных,

включая нормативную документацию, с правильного

понимания конечной цели и результатов. И дальше

разрабатываются комплексные системы.

Системы одинаковые во всех дивизионах?

Не совсем. Часть решений подлежит тиражированию,

часть нет. Есть блоки, связанные со спецификой

бизнеса - они индивидуальны для каждого дивизиона.

В целом же для обеспечивающих и управленческих

процессов выработаны унифицированные решения и

методики. Мы ведь берем за основу не модули, а опыт

управления. Существует определенная методология

– внедрения, поддержки, передачи систем в

эксплуатацию. А раньше всего этого не было. Теперь,

благодаря опыту «Татбурнефти» у нас есть целостный

управленческий инструментарий: набор подходов,

инструментов и шаблонов, который подходит всем.

Именно поэтому мы стараемся популяризировать

наработанные подходы. Мы умеем создавать внутри

себя такие системы, умеем управлять их созданием.

Более того, мы хотим, чтобы российский рынок

нефтесервисных услуг брал наш опыт на вооружение.

Чтобы людям, работающим на буровых, легче жилось.

Удалось ли вам с помощью технологий улучшить

жизнь простых «полевых» сотрудников, буровых

мастеров?

Да, и этим мы искренне гордимся! Попробуйте

представить такой процесс: каждую смену буровой

мастер передавал отчетную информацию дважды

– первый раз по телефону в предприятие буровых

работ (ПБР), второй – письменно в управляющую

компанию. По сути это были два разных отчета

и двойная работа как для мастеров, так и для

экономистов, трудовиков, аналитиков. Мы ушли

от этого. Мы сделали так, чтобы ввод информации

единоразово осуществлял человек, который

является источником этой информации – то

есть, буровой мастер. Его рапорт стал единым

первичным документом. Данные из рапорта сейчас

используются на всех последующих этапах, работы

прозрачны для всех участников процесса, включая

директора. Параллельно в ходе реорганизации мы

убрали несколько уровней согласования, уменьшилось

such systems and we can manage the process of their

creation. What’s more, we want the Russian oilfield service

market to add our experience to their arsenal. In order to

make life easier for those who are engaged on drilling rigs.

Did you manage to improve the quality of life of the

ordinary field personnel & drilling foremen, using these

technologies?

Yes, and we are truly proud of that! Just try to imagine

that such a process: on a shift basis, each drilling foreman

had to twice submit reporting information – first, when he

talked on the phone with a drilling operations company,

and for the second time – writing that report for a

management company. In essence, those would be two

different reports and duplicated work both for foremen

and for economists, labor department employees, and

analysts. We have abandoned such practices. We have

arranged that the input of information would be carried

out once only, by a person who is the source of that

information, that is, a drilling foreman. The report prepared

by him has become a single primary document now. The

data from the report are now used at all of the following

stages; the operations are transparent for each participant

of the process, including the Director. Alongside with that,

in the course of the reorganization, we got rid of several

interface levels, the number of participants involved in the

acceptance and adaptation of data has also been reduced.

There is now no need to maintain that double stream of

data from the drilling rig to office. This has been a great

step forward, both for operations and for the analysts. It is

important that this has been recognized by the operational

people themselves. Indeed, what is a drilling rig as such?

It is round-the-clock labor without days off, holidays or

vacations. This is non-stop life! Our most valuable resource

is time. It is not good to waste it, as it is always short.

You should earn every second. Each NPT means losses.

People work in really harsh conditions and with any . We

want every economist or supply agent, who sit in their

offices, to never forget how important the accuracy of

his/her decisions is, which may have impact on the well

construction job quality. That is why, when we have new

young specialists coming to us to work in our offices, we

take them to a drilling rig. We do not do that in summer

time, when it is dry, nice and warm, but in late autumn,

or early spring. Preferably, taking them out in the real

cold and slush. And people start to realize where they

really work.

Lenar, thank you very much for sharing your views.

Could you say a couple of words to the companies

who are just going to start on this path of digital

transformation?

I hope that our example will encourage many. Digitalization

is not just a fashion trend but an essential tool. Three years

102

ROGTEC


INTERVIEW

количество участвующих в акцепте и корректировке

данных. Не нужно теперь поддерживать двойной

поток информации с буровой в офис. Это

большой шаг вперед и для оперативной работы,

и для аналитиков. Важно, что это признают сами

производственники. Ведь что такое буровая?

Это тяжелый круглосуточный труд без выходных,

каникул, отпусков. Это жизнь в постоянном

движении. Наш самый ценный ресурс – это время,

его нельзя терять и его всегда не хватает. Каждую

секунду ты должен зарабатывать. Каждый простой

– это убытки. Причем, люди работают в реально

суровых условиях и в любую погоду. Мы хотим,

чтобы каждый экономист или снабженец, который

сидит в кабинете, никогда не забывал, насколько

важна точность его решений, влияющих на качество

работы по построению скважины. Для этого каждый

раз, когда к нам приходят молодые специалисты на

офисную работу, мы в обязательном порядке везем

их на буровую. Причем, не летом, когда сухо и тепло,

а поздней осенью, или ранней весной. Желательно,

в самый холод и слякоть. И люди сразу понимают,

где они работают.

Спасибо, Ленар Лимович, за то, что поделились

своими взглядами. В завершение скажите,

ago, we started in this direction and we do not regret it.

Back then, many, including ourselves, thought that we

were embarking on something sophisticated, unknown.

Now, when we look at the retrospective and see the

actual results, I see that we have done what had to be

done. One should not be afraid of any changes and

starting large multi-stage projects. Development is

always ongoing!

пожалуйста, несколько слов компаниям, которые

еще только собираются встать на путь цифровой

трансформации.

Надеюсь, что наш пример вдохновит многих.

Цифровизация – это не просто модный тренд, это

инструмент первой необходимости. Три года назад

мы встали на этот путь и не жалеем. В то время

многим – да и нам самим тоже - казалось, что мы

затеваем что-то чересчур сложное, неизведанное.

Сейчас, рассматривая ретроспективу и ощущая

реальные результаты, я вижу, что мы сделали то,

что должны были делать. Не нужно бояться перемен

и больших многоэтапных проектов. Развитие

продолжается!

10

дивизионов

холдинга

17

регионов

80

предприятий

1 350

видов услуг

1 500

заказчиков

35 000 чел

численность

90 595 млн

объем выручки

ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ

СЕРВИС

ТНГ-ГРУПП

МЕХАНИЧЕСКИЙ

СЕРВИС

ТМС ГРУПП

СЕРВИС ПО РЕМОНТУ

СКВАЖИН И ПНП

ТАГРАС-РЕМСЕРВИС

Холдинг «ТАГРАС» является российской компанией,

располагающей развитой производственной базой,

компетенциями и инновационными технологическими

решениями по геологоразведке, бурению, ремонту

НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫЙ

СЕРВИС

СИСТЕМА-СЕРВИС

БУРОВОЙ СЕРВИС

ТАТБУРНЕФТЬ

скважин, интенсификации добычи нефти,

капитальному ремонту и строительству, дорожному

строительству, транспортному обеспечению,

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ и

СТРОИТЕЛЬНЫЙ СЕРВИС

КОМПЛЕКСНЫЙ

ИТ-СЕРВИС

энергетике, информационным коммуникациям.

ТАГРАС-ЭНЕРГОСЕРВИС

ТАТИНТЕК

ГРУЗОПАССАЖИРСКИЙ

СЕРВИС

ТРАНСПОРТНЫЙ

СЕРВИС

ДОРОЖНЫЙ

СЕРВИС

ТАГРАС-ТРАНССЕРВИС

ТАТСПЕЦТРАНСПОРТ

ТАГРАС-ТАТНЕФТЕДОР

www.tagras.ru


ROGTEC

103

Получайте экземпляр журнала ROGTEC каждый квартал -

4 выпуска журнала в год всего за 100 евро.

Экономия 15% при подписке на 2 года!

Экономия 25% при подписке на 3 года!

Чтобы подписаться, заполните форму ниже и отправьте ее

по эл. почте на info@rogtecmagazine.com

Оплата возможна кредитной картой или банковским переводом

Receive a copy of ROGTEC every quarter for only €100 Euro per year.

Save 15% by subscribing for 2 years!

Save 25% by subscribing for 3 years!

To start the process, complete your details below, scan and e-mail to


Payment can be made by Credit Card or Bank Transfer

Name / ФИО:

Company / Компания:

Position / Должность:

Address / Адрес:

Telephone / Тел.:

Fax / Факс:

Email / Эл. почта:

ROGTEC 59

2020

6-й KDR - Скважинный Инжиниринг

Сентябрь 2020

Дворец Независимости, Нур-Султан

Проводится совместно с генеральным партнером и платиновым

спонсором - АО НК «КазМунайГаз»

На форуме, который пройдет в форме круглого стола, будут затронуты такие важные

вопросы по скважинному инжинирингу, как:

• Бурение через зоны низкого давления • Буровые растворы • Устойчивость стенок

скважины • Заканчивание скважин • Цементирование скважин • ГРП • Многостадийный

ГРП • Перфорация • Охрана труда и техника безопасности на буровых установках

Партнер мероприятия

+34 951 388 667

www.kazdr.kz

2020

1 st West African Well Engineering Forum

20 th February 2020, Labadi Beach Hotel, Accra, Ghana

Increasing Efficiency and Best Practices During the

Well Engineering Cycle in West Africa

www.wawef.com

ROGTEC Magazine Issue 59

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?