ROGTEC Magazine Issue 61

НОВОСТИ АНАЛИТИКА РАЗВЕДКА РАЗРАБОТКА БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

61 Цифровизация:

Супервайзинг,

Умные скважины

Digitalisation:

Supervision,

Smart Wells

ГРП на

слабопроницаемых

коллекторах

Fracturing Low

Permeability Reservoirs

Официальное издание RDCR 2020

Official Publication to RDCR 2020

Анализ систем бурения

с двойным градиентом

при строительстве

глубоководных скважин

Dual Gradient Drilling

in Deep Water Wells

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

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

Изображение на передней обложке любезно

предоставлено ПАО «Газпром нефть»

Front cover image is supplied courtesy of

Gazprom Neft PJSC

2020

6th KDR Well Engineering Forum

Autumn 2020

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 • HSE

Event partners

www.rogtecmagazine.com

www.kazdr.kz

ROGTEC

doug.robson@rogtecmagazine.com

ROGTEC 6


6

Autumn 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

Содержание

Contents

Стратегия цифровой трансформации

супервайзинга буровых и внутрискважинных работ

12

Digital Supervision Transformation Strategy for Drilling

and Well Service Operations

Анализ систем бурения с двойным градиентом при

строительстве глубоководных скважин

22

Dual Gradient Drilling in Deep Water Wells

«Комплексный подход к планированию операций

многостадийного гидроразрыва пласта как

инструмент повышения добычи в условиях

низкопроницаемых трещиноватых коллекторов

36

A Comprehensive Approach to Increase Oil Production

from Low Permeable Fractured Reservoirs with

Multistage Hydraulic Fracturing

Газпром нефти»: Разработка и внедрение

дистанционной системы интеллектуального

глубинного гидродинамико-геофизического

мониторинга эксплуатационного фонда скважин

48

Gazprom Neft: The Development and Implementation

of Remote Intelligent Subsurface Hydrodynamic and

Geophysical Monitoring Systems

12

36

22

48

8 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

Надежная защита -

это не дорого.

Это бесценно!

• Безупречная защита буровой колонны и обсадной

трубы.

• Повторное нанесение без ограничений и

дополнительной обработки.

• Уверенность при использовании.

• Простое нанесение - надежная защита!

• Положитесь на техническую поддержку от

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

В эти беспрецедентные времена я надеюсь, что вы,

ваши семьи и друзья живы и здоровы. Мы сталкиваемся

с очень сложным периодом как на рабочем месте, так

и за его пределами, но человечество устойчиво, как

и нефтегазовый сектор, и вместе мы преодолеем эти

трудные дни.

Безусловно, это были интересные несколько месяцев,

поскольку люди во всем мире приспосабливаются

к работе дома, и для многих это была прекрасная

возможность проводить больше времени со своими

детьми и семьями. В настоящее время мы наблюдаем,

как изменяется практика работы и ведения бизнеса в

результате пандемии COVID-19, и некоторые изменения

будут более позитивными, чем другие. Но одно можно

сказать наверняка - это необходимость для отдельных

лиц и компаний адаптироваться и развиваться к

проблемам, с которыми мы сталкиваемся. Я полагаю,

что в рамках нефтегазового сектора в ближайшие

несколько лет будет борьба сильнейших, в которой

развитие технологий и повышение эффективности

являются ключом к выживанию, а цифровизация -

инструментом для раскрытия этого потенциала.

Возвращаясь к этому выпуску ROGTEC, мы размещаем

замечательную статью профессора Валерия

Владимировича Кульчицкого, в которой обсуждается

переход к цифровому супервайзингу. В материалах

от «Газпром нефти» рассказывается о собственных

усилиях компании по созданию рентабельной

программы «Умные скважины», а также обсуждается,

как компания увеличивают добычу за счет проведения

гидроразрыва пластов с низкой проницаемостью. Мы

также публикуем статью, анализирующую систему

бурения с двойным градиентом при строительстве

глубоководных скважин.

Я надеюсь, что вам всем понравится этот выпуск, и с

нетерпением жду ваших отзывов.

С наилучшими пожеланиями,

Дэниел Стивенсон

Шеф-редактор


Лично я был очень впечатлен системами и методами,

которые были внедрены в нефтяном секторе во время

этой пандемии. Операторы, буровые подрядчики и

сервисные компании продолжили свою огромную

работу в очень трудные времена, когда были увеличены

и изменены смены и режимы работы. Но стойкость и

сила тех, кто работает в полевых условиях, никогда

не перестают удивлять меня, и мои поздравления и

уважение следует отдать всему нефтяному сектору,

особенно тем, кто работает сверхурочно, находясь в

длительных вахтах, часто в опасных условиях.

Я также хотел бы воспользоваться этой возможностью,

чтобы поблагодарить медицинских работников, врачей

и вспомогательный персонал, которые так много

пережили на передовой в этой борьбе с COVID-19 и

являются последней надеждой для стольких людей.

Эти работники на передовой просто потрясающие,

они рискуют всем, чтобы помочь тем, кого они никогда

раньше не встречали.

10 ROGTEC


2020

6-й KDR - Скважинный Инжиниринг

Осень 2020

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


www.kazdr.kz

+34 951 388 667

ROGTEC

11

EDITORSNOTES

Editors Notes

Dear Readers,

During these unprecedented times, I hope that you, your

families and friends are safe and well. We face a very

challenging period both in and outside our workplaces, but

humanity is resilient, as is the oil and gas sector, and together

we will overcome these troubled days.

It has certainly been an interesting few months as people

around the world adjust to working at home, and for many,

it has been a great opportunity to spend more time with

their children and families. We are currently witnessing how

working and business practices will change as a result of

the COVID-19 pandemic and some changes will be more

positive than others. But the one thing for certain is the need

for individuals and companies to adapt and evolve to the

challenges we are facing. Within the oil patch, I believe the

next few years will be a battle of strongest, with technology

development and increased efficiency the key to survival, with

digitalisation being the key tool to unlock this potential.

On a personal note, I have been very impressed with the

systems and practices that have been put into place within

the oil sector during this pandemic. Operators, drilling

contractors and services companies have continued their

great work during some extremely difficult times, with many

shifts and working patterns extended. But the resilience and

strength of those working in the field never ceases to amaze

me and my congratulations and respect must be paid to the

entire oil sector, especially to those working long hours and

extended rotations, often in hazardous conditions.

simply amazing, risking everything to help and assist those

who they have never met before.

Coming back to this issue of ROGTEC we start with a great

article from Professor Valery Kulchitskiy, discussing the

transformation to digital supervision. Gazprom Neft discusses

their own efforts to create a cost effective Smart Well program,

plus they also discuss how they are increasing production

from fracturing low permeability reservoirs. Additionally, we

have an article looking at MPD in deep-water wells and

how dual gradient drilling can help significantly reduce well

construction costs.

I hope you all enjoy this issue and I look forward to any

feedback.

Best regards,

Daniel Stevenson

Editorial Director


I would also like to take this opportunity to praise the medical

workers, doctors and support staff who have endured so

much on the front lines in this war on COVID-19, and who are

the last hope for so many people. These front line workers are

12 ROGTEC www.rogtecmagazine.com


ROGTEC

13

НАДЗОР

Стратегия цифровой трансформации супервайзинга

буровых и внутрискважинных работ

Digital Supervision Transformation Strategy for Drilling

and Well Service Operations

В.В. Кульчицкий,

председатель Межрегионального научнотехнического

общества нефтяников и

газовиков им. акад. И.М. Губкина, президент

АО «Научно-исследовательский и проектный

центр газонефтяных технологий», директор

Научно-исследовательского института буровых

технологий Губкинского университета нефти и

газа, д.т.н., профессор

V.V. Kulchitsky,

Chairman of the Interregional Scientific and Technical Society of

Oil and Gas Workers named after Acad. I.M. Gubkin, President

of JSC «Scientific Research And Design Center Of Gas and Oil

Technologies», Director of Scientific Research Institute Of Drilling

Technologies at the Gubkin University of Oil and Gas, Doctor of

Science, Professor.

Цифровая трансформация нефтегазового

сервиса на буровых и промысловых объектах

придаёт инновационные черты экономике

разработки месторождений углеводородов.

Прогресс техники и технологий ускоряется

настолько, что скоро станет сложно отследить

их многообразие и тем более выбрать наиболее

эффективные. В цифровом нефтегазовом сервисе

отмечаются тенденции переноса сервисов из сферы

социальных услуг: по требованию (on-demand

service), мобильного (mobile service), совместного

потребления (sharing service), сотрудничества,

викинсервиса (wikinservice), высокотехнологичного

дарения (hi-tech gift service) и др. Например, сервис

по требованию означает, что заказчик обращается

за определенной услугой к провайдеру по мере

необходимости. Экономика по требованию (ondemand

economy) - бизнес-модель, предлагающая

Digital transformation of oil and gas services at

drilling and field facilities improves the economics of

hydrocarbon field development.

Technological progress is accelerating so much

now that it will soon be difficult to track the diversity

between different technologies and even more difficult

to choose the most effective technology. In digital

oil and gas services, there are trends of transferring

services from the online service sector: on-demand

service, mobile service, sharing service, collaboration,

wikinservice, hi-tech gift service, and others. For

example, on-demand service means that a customer

requests a specific service from a provider if there

is the need for such service. On-demand economy

is a business model that provides not only the sale

of goods and services, but also access at the right

time. Tasks are assigned online and completed offline:

the Supervisor application will provide advice in case

14

ROGTEC


SUPERVISION

не только продажу товаров и услуг, но и доступ к

ним именно в нужный момент. Получение заданий

происходит онлайн, а их выполнение - офлайн:

приложение Superviser проконсультирует в случае

аварии или осложнения ствола скважины, а Engineer

предложит специалистов, которые выведут скважину

из осложнения или аварии. Сервис дарения высоких

технологий бурения и внутрискважинных работ

представляет собой онлайн-сервис безвозмездного

дарения заказчику высоких технологий, услуг и

возможностей.

В цифровой экономике социальных услуг (интернет

магазины, аптечная сеть, безлюдные магазины и пр.)

быстро меняются тренды лидеров цифровизации

(Apple, Google, Microsoft, Amazon, Facebook,

Яндекс Такси, Озон……). Нефтегазовой отрасли

еще предстоит бум цифровой трансформации,

что объясняется многопрофильностью и

капиталоемкостью нефтегазового оборудования,

техники и технологий. Цифровизация должна

охватить все звенья цепочки создания продукта –

добытой нефти/газа: научно-исследовательские и

образовательные учреждения, проектные институты,

конструкторские бюро и заводы машиностроения,

нефтегазовые компании и дочерние добывающие

предприятия, сервисные предприятия,

обслуживающие технику и технологии разработки

месторождений с учетом их удаленности от головных

офисов нефтяных компаний и работы персонала

вахтовым методом в сложных климатических

условиях Крайнего Севера и шельфа Арктики.

Появление новых драйверов конкурентоспособности

зависит в первую очередь от уникальных

активов и ресурсов, но все чаще инновационные

технологии цифрового сервиса формируют

новый потребительский опыт. В 1980-1990-

х годах корпоративная культура охватила весь

цивилизованный мир, но была пропущена Россией.

В XXI веке драйвером конкурентоспособности стали

цифровые бизнес-модели, взаимосвязь бизнесмоделей

и стратегий [1].

Особое значение для нефтегазовой отрасли

приобретают цифровые экосистемы, платформы

и сообщества разработчиков, производителей,

потенциальных и реальных потребителей. Цифровая

экосистема – среда, обеспечивающая условия

для инновационного развития и распространения

цифровых сервисов, продуктов, приложений

и устройств. Цель создания экосистемы –

предоставление цифрового сервиса, формируемого

«по требованию», в реальном времени, с

соблюдением норм и регламентов в условиях

максимального доверия.

of an accident or wellbore complication, and the

Engineer application will provide specialists to handle

well complications or accidents. The grant service for

high-tech drilling and downhole operations is an online

service for high-tech services and opportunities to the

customer free of charge.

In the digital economy of online services (online shops,

pharmacy chains, etc.) trends of digitalization leaders

are rapidly changing (Apple, Google, Microsoft, Amazon,

Facebook, Yandex Taxi, Ozone...). The oil and gas

industry has yet to experience a digital transformation

boom, which is due to the multi-disciplinary and capitalintensive

nature of oil and gas equipment, machinery,

and technology. Digitalization should cover all the links

of the oil/gas product chain: research and educational

institutions, design institutes, design departments

and engineering plants, oil and gas companies and

production subsidiaries, providers of equipment and

services for the development of fields that are remote

from companies head office’s and staff working on a

rotating basis in difficult climatic conditions of the Far

North and the Arctic shelf.

The emergence of new competitive drivers depends

primarily on unique assets and resources. However,

innovative digital service technologies form new

consumer experiences. In 1980-1990’s, corporate

culture covered the entire civilized world, but was missed

by Russia. In the 21st century, digital business models

and the interrelation of business models and strategies

became the driver of competitiveness [1].

Digital ecosystems, platforms and communities of

developers, producers, potential and current consumers

are becoming particularly important for the oil and gas

industry. The digital ecosystem is an environment that

provides the conditions for the innovative development

and distribution of digital services, products,

applications, and devices. The goal of the ecosystem is

to provide a digital service that is «on demand», in real

time, in compliance with rules and regulations and with

the utmost trust.

The growth rate of digital transformation of the oil

and gas industry is significantly lower than in the

service and consumption sector, from 2017 the driver

of business competitiveness was the relationship

«business model - digital transformation strategy - key

performance indicators (KPI) - corporate strategy».

The digital transformation of the oil and gas business

radically changes the management of oil companies

and service contractors. The turbulence of the digital

environment reduces the time for management

decisions and requires system thinking in developing

a digital transformation strategy and organizational and


ROGTEC

15

НАДЗОР

Темпы цифровой трансформации нефтегазовой

отрасли существенно ниже, чем в сфере

обслуживания и потребления, где с 2017 г.

драйвером конкурентоспособности бизнеса

стала взаимосвязь «бизнес-модель – стратегия

цифровой трансформации – ключевые показатели

эффективности (КПЭ) – корпоративная стратегия».

Цифровая трансформация нефтегазового бизнеса

радикально меняет управление нефтяными

компаниями и сервисными подрядчиками.

Турбулентность цифровой среды приводит к

сокращению времени на принятие управленческих

решений и требует от руководителей системного

мышления при разработке стратегии цифровой

трансформации и организационно-экономических

условий для ее успешного выполнения.

Формирование стратегии в условиях турбулентной

среды не может опираться на сравнительный

анализ различных бизнес-процессов сервисных

предприятий и конкурентов, бенчмаркинг становится

менее полезным, чем в период трансформации

социально-экономической системы нашей страны

1990-х годов.

Цифровая экономика и переход к четвертой

промышленной революции вносят серьезные

изменения и в нефтегазовую отрасль (массовое

применение автоматизированных буровых

установок, интеллектуальных скважинных систем

и киберскважин, роботов и роботизированных

технологий), а инновационные драйверы в контексте

новых управленческих решений определяют

направления цифровой трансформации [2-5].

В условиях турбулентности развиваются адаптивные

способности сервисных предприятий, бригад

бурения и освоения, текущего и капитального

ремонта скважин, направленные на снижение рисков

аварий и осложнений, когда процесс получения

информации о состоянии скважины и инструмента

становится практически непрерывным. АО «Научноисследовательский

и проектный центр газонефтяных

технологий» (АО «НИПЦ ГНТ») формирует

смежные цифровые нефтегазовые услуги:

цифровой геосупервайзинг бурения скважин и

инструментальный супервайзинг внутрискважинных

работ (текущего и капитального ремонта скважин)

с намерением доминировать в них (рис. 1 и 2).

Очевидна тесная взаимосвязь интегрированных

информационноёмких услуг в бурении и

внутрискважинных работах (БиВСР), цифровых

станций контроля параметров процессов буровых и

внутрискважинных работ, программного обеспечения

и мобильных приложений. Интегрированные

информационноёмкие услуги геосупервайзинга

БиВСР заместят геолого-технологические

economic conditions for its successful implementation.

Strategic formation, in turbulent environments, cannot be

based on the comparative analysis of different business

processes of service companies and competitors,

benchmarking becomes less useful than during the

transformation of the socio-economic system of our

country in the 1990’s.

The digital economy and the transition to the fourth

industrial revolution bring serious changes in the oil and

gas industry (mass application of automated drilling rigs,

intelligent wellbore systems and smart wells, robots

and robotic technologies), and innovative drivers in the

context of new management solutions determine the

directions of digital transformation [2-5].

In the turbulence conditions service companies, drilling

and workover crews develop the adaptive abilities, aimed

at reducing the risks of accidents and complications,

when the process of obtaining information about the

state of the well, the tool becomes continuous. JSC

«Scientific Research And Design Center Of Oil And Gas

Technologies» (JSC SRDC GOT) forms digital oil and

gas services related with each over: digital well drilling

geosupervising and instrumental supervising of well

interventions (workover operations) with the intention

to dominate (Figures 1 and 2). It becomes evident that

there is a close interconnection between integrated

information-intensive services in drilling and downhole

operations (DDO), digital stations for the control of

parameters during drilling and well services, software and

mobile applications. The integrated information-intensive

geosupervising services of downhole operations will

replace the geological and technological research. The

number of examples is growing. The systematization

of knowledge about the digital environment and

the evolution of digital technologies predict the

transformation of businesses and make it easier to find

solutions and new key performance indicators.

The strategy of geosupervising has most clearly

demonstrated effectiveness in managing well drilling,

integration of service contractors into the team -

drilling crew in a single workspace of the wagon

(Fig. 1) [5, 7].

The digital supervising of workover operations, especially

emergency operations, provides the drilling crew with a

specialist with knowledge in the information-measuring

systems (fig. 2). Transition to digitalization of supervising

services in 2015 - 2016 was caused by crossing the

boundaries of online and offline, due to both the fact

that offline lost to online technologies, and backward

methodological support of stations for geological and

technological studies of drilling processes [6]. The

leadership of online enterprises was predetermined for

16

ROGTEC


SUPERVISION

исследования процессов бурения и ВСР.

И таких примеров появляется все больше.

Систематизация знаний о состоянии цифровой

среды и эволюция цифровых технологий

прогнозируют трансформацию бизнеса и

упрощают поиск решений и новых ключевых

показателей эффективности.

Стратегия геосупервайзинга наиболее

наглядно проявила свою эффективность в

управлении бурением скважин, интеграцией

сервисных подрядчиков в команду – буровой

экипаж в едином рабочем пространстве штабвагона

(рис. 1) [5, 7].

Цифровой супервайзинг ТиКРС, особенно

аварийных работ, предусматривает включение

в состав бурового экипажа специалиста

со знаниями в области информационноизмерительных

систем помимо разработки

нефтяных месторождений (рис. 2). Переход

к цифровизации услуг супервайзинга в 2015

-2016 гг. был вызван размыванием границ онлайн

и офлайн, в связи с тем, что офлайн проиграл

онлайн-технологиям, в том числе из-за отсталости

методического обеспечения станций геологотехнологических

исследований процессов бурения

[6]. На ближайшие годы предопределено лидерство

онлайновых предприятий вследствие накопленного

опыта управления персоналом и производственными

процессами посредством интернета. Такая

ситуация позволяет масштабировать решения по

искусственному интеллекту, что стимулирует спрос

нефтегазовых предприятий.

Исследования услуг нефтесервиса буровых и

внутрискважинных работ показали корреляцию

решений АО «НИПЦ ГНТ» с трендами развития

цифровых технологий, позволили предприятию

спланировать дальнейшие действия и повлиять

на рынок услуг, что подтверждено результатами

проведенных нефтегазовыми компаниями тендеров:

многие участники не выдержали конкуренции

и проиграли инновационно

настроенному участнику из-за

цифровой отсталости.

Рис.1: Буровой экипаж в штаб-вагоне на Тайлаковском

месторождении ПАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

Fig.1: Drilling crew in the wagon at Tailakovskoye field

PJSC Slavneft-Megionneftegaz

the nearest years due to the accumulated experience

of personnel and production process management via

the Internet. This situation allows upscaling of artificial

intelligence solutions, which stimulates the demand of oil

and gas companies.

Research into drilling and downhole operations have

shown the correlation of the decisions from JSC

«SRDC GOT» with the trends of development in

digital technologies. Also, this research has allowed

the company to further plan actions, to influence the

services market. This is confirmed by results of tenders

conducted by the oil and gas companies: many

participants lost to more innovative participants because

of digital backwardness or a lack of awareness.

Customers of services - oil companies are burdened

by the inconvenient system of contracting and

maintaining (control, supervision, and management)

tens of hundreds of contracts with contractors for

oilfield services. In the short term, customers are likely

to prefer an integrated service, and in the near future a

management service that is responsible for the entire

Заказчики услуг – нефтяные

компании тяготятся

обременительной системой

заключения и обслуживания

(контроля, надзора и

управления) десятков-сотен

договоров с подрядчиками

на услуги нефтесервиса.

В ближайшей перспективе

Рис.2: Рабочее место инструментального супервайзера и мобильное оборудование

цифровой станции аварийных работ

Fig.2: Workplace of the instrumental supervisor and mobile equipment of the digital emergency station


ROGTEC

17

НАДЗОР

заказчики с большой вероятностью отдадут

предпочтение сервису интегрированных услуг, а

в недалеком будущем – управляющему сервису,

отвечающему за весь цикл создания продукции,

например, построенных «под ключ» скважин.

Главная детерминанта качества и эффективности

новых сервисов − создание программных продуктов,

в первую очередь прогнозирующих и позволяющих

локализовать осложнения и аварийные ситуации,

для чего нужны новые инженерные решения и

логистические продукты.

Цифровая экономика порождает новые монополии

и очень быстро. Контроль над месторождением,

интегрированные операции, умная добыча -

множество терминов описывают одни и те же

подходы, применяемые и активно развиваемые

нефтяными компаниями. Подходы не сводятся к

одному лишь внедрению технологий, делающему

добычу нефти проще и эффективнее. Они также

включают значительные организационные изменения

и затрагивают все аспекты от бурения и ремонта

скважин до работы с персоналом. В нефтегазовой

отрасли самым высоким потенциалом цифрового

лидерства обладает ПАО «Газпром нефть», в других

отраслях страны - Сбербанк, Аэрофлот, Телеком,

РЖД.

АО «НИПЦ ГНТ», занимая лидирующие позиции на

рынке геосупервайзинга по управлению буровым

и ТиКРС сервисом, позиционирует свои цифровые

решения, технологии и программные продукты

БиВСР на основе использования искусственного

интеллекта, цифровых двойников (бурильный

инструмент, цифровой подсвечник), интернет вещей

(Мастер актов ТиКРС и бурения) и BIM-технологий

(цифровое моделирование бурильного инструмента

и оборудования) в качестве нового направления

стратегического развития предприятия.

Важным вызовом цифровой нефтегазовой

экономике служат изменения структуры рынка

труда. Если первоначально цифровые модельеры

исследовали и проектировали разработку

месторождений, и геонавигаторы оптимизировали

управление траекторией горизонтальных стволов

скважин, находясь в офисе, то инженеры цифровых

профессий геосупервайзера и инструментального

супервайзера АО «НИПЦ ГНТ» управляют

опасными производственными объектами (ОПО)

непосредственно на буровых и нефтепромыслах,

несут персональную ответственность за результаты

принятых решений [7, 8].

Выстраивание бизнес-моделей на основе новых

возможностей цифровой экономики нефтегазовой

cycle of product creation, such as turnkey wells.

The main determinant of the quality and efficiency

of new services is the creation of software products

that primarily forecast and localize complications

and emergencies, which requires new engineering

solutions and logistics products.

The digital economy is generating new monopolies

very quickly. Field control, integrated operations,

intelligent production - many terms describe the

same approaches used and actively developed by oil

companies. Approaches are more comprehensive than

just introducing technologies that make oil production

easier and more efficient. These approaches also involve

significant organizational changes and cover all aspects

from drilling and workover to working with personnel.

In the oil and gas industry, PJSC «Gazprom Neft» has

the highest potential for digital leadership, and in other

sectors of the country - Sberbank, Aeroflot, Telecom,

and Russian Railways.

JSC «SRDC GOT» is the leader in the market of

geospervising on management of drilling and workover

that presents its digital solutions, technologies and

software products of DDO on the basis of artificial

intelligence, digital twins (drilling tools, digital setback),

Internet of things (Master of acts for workover and

drilling) and BIM-technologies (digital modeling of drilling

tools and equipment) as a new direction of strategic

development of the company.

Labour market structural changes are an important

challenge to the digital oil and gas economy. While

digital engineers researched and designed field

developments, and geonavigators optimized horizontal

wellbore trajectories remotely, engineers of the

digital professions of geosupervision and instrumental

supervisors manage hazardous production facilities

(HPF) directly at the drill site and fields. They are

personally responsible for the results of the decisions

[7, 8].

Building business models based on new opportunities

for the digital age is complicated by insufficient level of

perfection of traditional techniques and technologies,

automation and digitalization. The benefits of digital

technologies is not evident. Thus, there can be doubts

on investments in developments of such technologies.

The lack of competition in the digital market slows

down cooperation, and a mature market for oil and gas

services, without clear boundaries, does not facilitate

preventive regulation. The high costs of software

development and acquisition of digital equipment hinder

the development of small/medium-sized businesses in

downhole operations and do not allow competition with

oil companies in this area.

18

ROGTEC


SUPERVISION

отрасли осложняется недостаточным уровнем

совершенства традиционной техники и технологий

БиВСР, их автоматизацией и цифровизацией. Не

вполне очевидной кажется выгода от цифровых

технологий и, следовательно, необходимость

больших и долгосрочных инвестиций в их

разработку. Отсутствие конкуренции на цифровом

рынке тормозит кооперацию, а зрелый рынок

нефтегазовых услуг без четких границ не

способствует превентивной деятельности по его

регулированию. Высокие затраты на разработку

программных продуктов и приобретение цифрового

оборудования сдерживают развитие предприятий

малого/среднего бизнесов по БиВСР и не дают

конкурировать с нефтяными компаниями в этой

области.

Для быстрого и адекватного реагирования на все

новые вызовы цифровой трансформации в рамках

корпоративных стратегий нефтегазовых компаний

подрядчикам БиВСР требуется наращивать

необходимые компетенции, накапливать опыт

управления потребностями заказчика и выстраивать

удобные пользовательские интерфейсы, и в

конечном счете создавать экосистемы развития

компетенций по цифровым технологиям

объединением исследовательских, проектных,

испытательных, внедренческих и образовательных

центров [8].

Между тем в компаниях можно встретить

руководителей, настороженно относящихся к

быстрой цифровизации нефтяной отрасли и

необходимости цифровой трансформации, в т.ч.

из-за высоких амортизационных отчислений за

более дорогое цифровое оборудование, что

осложняет запуск инновационных процессов. На

самых трудных начальных этапах цифровизации

БиВСР встречается негативное или пассивное

отношение к новому цифровому переделу,

что на годы затормозит обновление и

нанесёт существенный ущерб нефтегазовым

компаниям. Цифровизация вынуждает

пересмотреть десятилетиями укоренившиеся

принципы управления строительством скважин

и нефтедобычей. Помимо цифровизации

технологических процессов БиВСР жизненно

важным является цифровое обучение и

подготовка молодых специалистов – младших

супервайзеров бурения и ВСР, дополнительная

профессиональная подготовка и переподготовка

инженеров и рабочего персонала бригад бурения

и КРС [9]. Необходимо организовать институты

наставничества, школы передового опыта, полигоны

подготовки цифровых кадров, объединяемые в

систему непрерывного онлайн образования.

In order to respond quickly and adequately to all

the new challenges of digital transformation within

the framework of corporate strategies of oil and gas

companies well intervention contractors need to build

the necessary competencies, accumulate experience

in managing customer needs and build user-friendly

interfaces, and eventually create ecosystems for the

development of competencies in digital technologies by

combining research, design, testing, implementation and

educational centers [8].

Meanwhile, in companies one can meet managers

who are wary of the rapid digitalization of the oil

industry and the need for digital transformation, due to

high depreciation charges for more expensive digital

equipment, which complicates the launch of innovative

processes. If there is a negative or passive attitude

to the digital transformation process of DDO, at the

most difficult initial stages, there will be a slow down

in its implementation which will cause significant

damage to oil and gas companies for years and

years. Digitalization forces the company to reconsider

decades of entrenched principles in well construction

and oil production management. Besides the

digitalization of DDO technological processes, it is also

vital to carry out digital education and training of young

specialists - junior supervisors of drilling and workover,

additional professional training and re-training of

engineers and personnel [9]. It is necessary to organize

mentoring institutions, schools of excellence, and digital

training sites that are united into a system of continuous

online education.

Digital leadership is more dependent on new business

models defined by the nature of digital technologies and

built on capabilities of these models. When defining a

digital transformation strategy, it is necessary to clearly

correlate all the processes of a digital enterprise with

the quantitative indicators of digitalization: how these

processes will affect the cost of the digital life cycle, how

much less will the cost of maintaining digital equipment

be, how these processes will affect the reduction of

occupational accidents and improve the health of

employees working at hazardous production facilities.

Digital services based on geosupervising, equipped

with intelligent software, will improve and have greater

demand. These services will convince the customer to

reconsider the priorities among the services of directional

drilling, drilling fluids, geological and technological

research, etc. in exchange for a significant reduction

in the well construction cost per meter and the

production of tons of oil. This is facilitated by the trend

of unmanned technologies, especially at hazardous

drilling and workover facilities, when monitoring of the

parameters is carried out by a remotely autonomous


ROGTEC

19

НАДЗОР

Цифровое лидерство в большей степени зависит

от новых бизнес-моделей, определенных природой

цифровых технологий и выстроенных на основе

их возможностей. При формировании стратегии

цифровой трансформации необходимо четко

соизмерять все процессы цифрового предприятия

с количественными показателями цифровизации:

как они отразятся на стоимости жизненного цикла

цифровых технологий, на сколько сократятся

расходы на обслуживание цифрового оборудования,

как повлияют на снижение производственного

травматизма и улучшение здоровья сотрудников,

работающих на опасных производственных объектах.

Цифровые услуги на основе геосупервайзинга,

оснащенного интеллектуальным программным

обеспечением (ПО), приобретут новое качество

и будут иметь бóльший спрос, убедят заказчика

пересмотреть приоритеты среди сервисов наклоннонаправленного

бурения, буровых растворов,

геолого-технологических исследований и др.

в обмен на существенное снижение стоимости

метра проходки и добычи тонны нефти. Этому

способствует тренд безлюдных технологий,

особенно на опасных производственных объектах

бурения и ВСР, когда мониторинг технологических

процессов осуществляется дистанционно

автономной цифровой станцией геосупервайзинга,

включающей программно-аппаратный комплекс

выявления рисков осложнений и аварий.

Заказчики сервисных услуг − нефтяные

компании определяют экосистему малых/

средних предприятий, вплоть до их стагнации и

исчезновения. Примером является стратегия НК

«Роснефть» на развитие собственного бурового

супервайзинга, буровых компаний и нефтяного

сервиса. Однако цифровая экономика позволяет

малому бизнесу нефтесервиса не только выжить, но

и трансформироваться из медленного в быстрый.

Нефтяные компании тоже запускают системную

цифровую трансформацию: создают центры по

развитию цифровых компетенций и разработку

новых технологий, в перспективе - мощные

цифровые экосистемы, имея лучшие стартовые

условия (финансы, ресурсы, экономические и

политические преференции). В ближайшие годы

лидерское будущее будет обеспечено малому/

среднему бизнесу выходом на рынок только с

уникальным цифровым продуктом. Обоснованная

цифровая трансформация приводит к тяготению

стартапов к нефтяным компаниям. Цифровые

предприятия нефтяного сервиса, обслуживая

основные бизнес-процессы нефтяных компаний,

сотрудничая с ними по решению отдельных

проблем, особенно при пиковых нагрузках,

digital geosupervising station, which includes a software

and hardware complex for identifying the risks of

complications and emergencies.

Service customers - oil companies determine the

ecosystem of small/medium enterprises, up to

stagnation and disappearance. Rosneft’s strategy,

as an example, is to develop its own drilling supervision,

drilling companies and oil service teams. However, the

digital economy allows small oil service businesses

not only to survive, but also to accelerate their growth.

Oil companies are also starting a systematic digital

transformation: creating centers for the development of

digital competencies and new technologies, in the future

- powerful digital ecosystems will have better starting

conditions (finance, resources, economic and political

preferences). In the coming years, the leadership future

will be won by small/medium businesses entering the

market only with a unique digital product. Justified digital

transformation leads to the attraction of startups to oil

companies. Digital oil service enterprises, serving the

main business processes of oil companies, cooperating

to solve individual problems, especially at peak loads,

must respond quickly to changing business conditions,

accumulate competencies for the development and

implementation of digital technologies, create multilateral

platforms, go beyond the «title» business to strengthen

the stability of the enterprise in the digital turbulent

environment, contributing to the achievement of positive

synergies for the customer.

In the digital economy, the main driver is the digital

technology, artificial intelligence technology, «digital

twins», achieving network effects through the Internet

and unmanned technology. Digitalization leads to the

reduction of horizontal product chains, reduces the

number of engineering staff, which is proved by pilot

tests of geo-supervising, which integrates the drilling

crews with multidisciplinary and cross-functional

interaction in a single workspace in the wagon and

reduces non-productive time, i.e. the well construction

cost per metre [5].

Digital technologies are altering the opportunities

with oil and gas industry, which provides new

opportunities for fast reacting small enterprises.

Oil companies understand that with the help of digital

technologies it is possible to abandon intermediaries and

directly interact with service and equipment providers,

benefiting from the accumulation of history activities,

opportunities and development.

Building a business model with a new communication

channel for digital stations and online diagnostics

software for predicting complications and accidents in

wells, the reliability of drilling tools and equipment will

20

ROGTEC


SUPERVISION

должны быстро реагировать на изменяющиеся

условия бизнеса, накапливать компетенции по

разработке и внедрению цифровых технологий,

создавать многосторонние платформы, выходить

за «титульный» бизнес для усиления устойчивости

предприятия в цифровой турбулентной среде,

способствуя достижению положительных

синергетических эффектов для заказчика.

В цифровой экономике главный драйвер −

цифровые технологии, технологии искусственного

интеллекта, «цифровые двойники», достижение

сетевых эффектов за счет возможностей интернета,

безлюдные технологии. Цифровизация ведет к

сокращению горизонтальных цепочек создания

продукции, уменьшает численность инженерного

персонала, что доказали опытно-промышленные

испытания геосупервайзинга, интегрирующего

профессии бурового экипажа на основе

мультидисциплинарного и кросс-функционального

взаимодействия в едином пространстве штаб-вагона

и уменьшающего непроизводительное время, т.е.

стоимость метра проходки [5].

Количество цифровых технологий переходит в

качество рынка нефтегазовых услуг и бизнесмоделей,

что даёт новые возможности быстро

реагирующим малым предприятиям. Нефтяные

компании понимают, что при помощи цифровых

технологий можно отказаться от посредников и

напрямую взаимодействовать с поставщиками

услуг и оборудования, накапливая историю их

деятельности, возможностей и развития.

Выстраивание бизнес-модели с новым каналом

коммуникации цифровых станций и программным

обеспечением онлайн диагностики зарождающихся

осложнений и аварий в скважинах, надежности

бурильного инструмента и оборудования убедит

заказчика в ускорении внедрения и инвестирования

цифровых технологий БиВСР. Стратегия дальнейшей

цифровизации предполагает выход на более

высокие уровни искусственного интеллекта,

роботизированные системы, технологии виртуальной

и дополненной реальности, распределенные реестры

и др.

Для системной цифровой трансформации

инжинирингового предприятия АО «НИПЦ ГНТ»

создал центр инновационных компетенций

– Академию супервайзинга бурения и

нефтегазодобычи, разработал ПП «АРМ

Супервайзера» для оптимизации внутренних

бизнес-процессов (бухучет, управление тысячным

персоналом 12-и обособленных подразделений,

сдерживание численности аппарата управления

convince the customer to accelerate the introduction and

investment of digital technologies. The strategy of further

digitalization requires reaching higher levels of artificial

intelligence, robotic systems, virtual and augmented

reality technologies, distributed registers, etc.

For the system digital transformation of the

engineering enterprise JSC «SRDC GOT» created

a center of innovative competencies - Academy

of drilling and oil and gas production supervision,

developed a substation «ARM Supervisor» to optimize

internal business processes (accounting, management

of thousands of employees of 12 separate subdivisions,

containment of the volume of management staff,

etc.) This academy forms the scientific basis for the

digitalization of downhole operations, which ensures

the integration of supervising and the transition to a

higher level - management supervising with elements

of unmanned technology, conducts pilot testing and

introduction of new digital technologies and software.

As a result, the development of one thousand employees

has increased by 25%, which is the key to digital

leadership.

In conditions of limited resources (profitability less

than 10%) of the company with a sound tax policy it

is necessary to allocate priority and perspective digital

technologies with the lowest costs and the greatest

effect, taking into account the demand by oil and gas

companies. The leading positions in high-tech markets

will be achieved by enterprises that create competence

centers faster than other centers, whose managers

will be able to see promising transformations long

before its mass implementation. Oilfield services will

have to conduct business activities on the principle of

«Transform or give way to fast-growing competitors

and innovative enterprises». At the same time, the

turbulent digital environment helps accelerate the

emergence of innovations that will provide a competitive

advantage for oilfield service enterprises. The main task

will be to find ways to replicate digital solutions in order

to reduce costs and minimize risks.

As part of the implementation of the national program

«Digital Economy of the Russian Federation», approved

by the Presidium of the Presidential Council for Strategic

Development and National Projects (Protocol of

24.12.2018 № 16), the Interregional Public Organization

«Scientific and Technical Society of Oil and Gas Workers

named after academician I.M. Gubkin» has established

the Committee for digitalization of the oil and gas

industry. The objectives of the Committee are:

• uniting scientists, engineering and technical workers

working in the oil and gas industry, as well as teachers,

students of higher education institutions, preparing

specialists of digital professions to enhance intellectual


ROGTEC

21

НАДЗОР

и пр.), формирует научные основы цифровизации

БиВСР, обеспечивающие интегрирование

супервайзинга и переход на более высокий уровень

− управляющий супервайзинг с элементами

безлюдных технологий, проводит ОПИ и внедрение

новых цифровых технологий и программного

обеспечения. В результате выработка на одного

сотрудника тысячного коллектива увеличилась на

25%, в чем кроется залог цифрового лидерства.

В условиях ограниченных ресурсов (рентабельность

менее 10%) налогово- прозрачного предприятия

необходимо выделить приоритетные и

перспективные цифровые технологии с наименьшими

затратами и наибольшим эффектом, учитывая их

востребованность нефтегазовыми компаниями.

Лидерских позиций на рынках высоких технологий

достигнут предприятия, создающие быстрее других

центры компетенций, чьи руководители сумеют

разглядеть перспективные трансформации задолго

до их массового проявления. Нефтесервису

придётся вести хозяйственную деятельность по

принципу «Трансформируйся или уступи место

быстрорастущим конкурентам и инновационно

настроенным предприятиям». Вместе с тем

турбулентная цифровая среда способствует

ускорению появления инноваций, которые обеспечат

конкурентное преимущество предприятиям

нефтесервиса. Главной задачей станет поиск

путей тиражирования цифровых решений с целью

снижения расходов и минимизации рисков.

В рамках реализации национальной программы

«Цифровая экономика Российской Федерации»,

утвержденной президиумом Совета при Президенте

Российской Федерации по стратегическому

развитию и национальным проектам (протокол от

24.12.2018 № 16) Межрегиональная общественная

организация «Научно-техническое общество

нефтяников и газовиков имени академика И.М.

Губкина» создала Комитет по цифровизации

нефтегазовой отрасли. Целями деятельности

Комитета является:

• объединение ученых, инженерно-технических

работников, работающих в нефтегазовой отрасли,

а также преподавателей, студентов вузов,

готовящих специалистов цифровых профессий для

повышения интеллектуального потенциала в сфере

научной и инженерной деятельности;

• осуществление научно-технического прогресса в

области цифровизации нефтегазовой отрасли;

• всемерное содействие развитию и

совершенствованию научной и инженерной

деятельности, направленной на повышение

роли цифровизации в научных исследованиях и

производственной деятельности;

potential in the field of scientific and engineering

activities;

• implementation of scientific and technical progress in

digitalization of oil and gas industry;

• full assistance in development and improvement of

scientific and engineering activities aimed at increasing

the role of digitalization in scientific research and

production activities;

• assistance to international cooperation in oil and gas

digitalization, development of relations with scientific

and engineering community of foreign countries,

integration of Russian specialists in the world scientific

community.

Growth of capital investments per ton of produced

oil requires radical improvement of field development

techniques and technology on a digital basis, which

will allow Russia to maintain its global oil leadership.

Literature

1. Hamel G., Prahalad K., Thomas G., O’Neill D.

Strategic flexibility. Publishing: St. Petersburg. St.

Petersburg. Peter. 2005. 384 с.

2. Kulchitsky V.V. Well as an element of the intellectual

control system for hydrocarbon fields development. Oil

economy. №2-2002. С.95-97.

3. Kulchitsky V.V. Geonavigation of a cyber-well. Oil&Gas

Journal. Russia. No. 1-2 (46), January-February 2011. С.

64-67.

4. Kulchitsky V.V. Cybernetization of Underground Space.

To 10th Anniversary of the First Russian Laboratory of

Geonavigation and Intelligent Well Systems. Drilling & Oil.

№10-2011. С.74-76.

5. I.F. Rustamov, K.V. Kulakov, S.A. Ilyichev, V.V.

Kulchitsky. Digitalization of Well Drilling. ROGTEC. Issue

54, 2020. С.24-33.

6. Lukyanov E.E., K.N. Kayurov, A.A. Shibaev, I.L. Shrago

50 years of geological and technological research.

History. New View on Development of EOR operations in

Russia. Drilling and Oil. №№7-8. 2018. С. 2-9.

7. Kulchitsky V.V. Supervising of Oil and Gas Wells

Construction. Industrial-Practical Edition. Moscow:

Veche. 2019. 367 с.

8. Kulchitsky V.V. Drilling supervision. Moscow: I.M.

Gubkin Russian State University (NIU). 2018. 307 с.

9. Kulchitsky, V.V.; Martynov, V.G.; Oganov, A.S.; Ilyichev,

S.A.; Shchebetov, A.V. Cluster initiative for creation of a

digital platform for distance interactive industrial training

in oil and gas business. Science and Technology in

Industry. 2019, №3-4. С. 87-96.

22

ROGTEC


SUPERVISION

• содействие международному сотрудничеству по

цифровизации нефтегазовой отрасти, развитию

связей с научной и инженерно-технической

общественностью зарубежных стран, интеграции

российских специалистов в мировое научное

сообщество.

Рост объема капитальных вложений на

тонну добытой нефти требует радикального

совершенствования техники и технологии

разработки месторождений на цифровой

основе, что позволит сохранить России мировое

нефтяное лидерство.

Литература

1. Хэмел Г., Прахалад К., Томас Г., О’Нил Д.

Стратегическая гибкость. Издательство: СПб. Питер.

2005. 384 с.

2. Кульчицкий В.В. Скважина как элемент

интеллектуальной системы управления разработкой

месторождений углеводородов. Нефтяное

хозяйство. №2-2002. С.95-97.

3. Кульчицкий В.В. Геонавигация киберскважин.

Oil&Gas Journal. Russia. № 1-2 (46), январь-февраль

2011. С. 64-67.

4. Кульчицкий В.В. Кибернетизация подземного

пространства. К 10-летию первой в Росси

лаборатории геонавигации и интеллектуальных

скважинных систем. Бурение&нефть. №10-2011.

С.74-76.

5. Рустамов И.Ф., Кулаков К.В., Ильичев С.А.,

Кульчицкий В.В. Цифровизация бурения скважин.

ROGTEС. Выпуск 54, 2020. С.24-33.

6. Лукьянов Э.Е., Каюров К.Н., Шибаев А.А., Шраго

И.Л. 50 лет геолого-технологических исследований.

История. Новый взгляд на развитие ГТИ в России.

Бурение и нефть. №№7-8. 2018. С. 2-9.

7. Кульчицкий В.В. Супервайзинг строительства

нефтяных и газовых скважин. Производственнопрактическое

издание. М.: Вече. 2019. 367 с.

8. Кульчицкий В.В. Буровой супервайзинг. М.: РГУ

(НИУ) имени И.М. Губкина. 2018. 307 с.

9. Кульчицкий В.В., Мартынов В.Г., Оганов А.С.,

Ильичев С.А., Щебетов А.В. Кластерная инициатива

создания цифровой платформы дистанционного

интерактивно-производственного обучения

нефтегазовому делу. Наука и технология в

промышленности. 2019, №3-4. С. 87-96.

БУРЕНИЕ

Ганиев Радмир Илдарович, Технический консультант DGD LLC

Люк Дебоер, Генеральный директор DGD LLC

Ganiev R.I., Technical Consultant, DGD LLC

Luc DeBoer, CEO, DGD LLC

Анализ систем бурения с двойным

градиентом при строительстве

глубоководных скважин

Dual Gradient Drilling in Deep Water Wells

Введение

Запасы нефти месторождений России, находящихся

в разработке на суше, снижаются. Отечественные

нефтегазовые компании все больше вкладываются

в геологоразведочные работы на континентальных

шельфах Карского, Черного, Охотского и других

морей [1,2].

При этом стоимость строительства поисковых

скважин на водных, тем более северных акваториях,

в разы превышает стоимость строительства скважин

на суше, что связано с высокой суточной стоимостью

эксплуатации морских буровых платформ или судов,

более длинными и тяжелыми колоннами, а также

логистикой доставки оборудования и персонала.

Сложность строительства морских скважин еще

более возрастает при глубоководном бурении. С

увеличением глубины моря уменьшается градиент

Introduction

The oil reserves of Russia’s continental shelf fields under

development are decreasing. The domestic oil and gas

companies are investing more and more into geological

exploration on the continental shelves of the Kara Sea,

Black Sea, Sea of Okhotsk as well as other areas [1,2].

The cost of constructing prospecting wells in these

waters, let alone northern arctic waters, is several times

higher than well constructions costs on the continental

shelf. With high daily rate costs of operating offshore

drilling platforms or ships, the longer and heavier strings,

as well as the logistics of suppling equipment and the

crew to the rig.

The complexity of offshore wells grows further with

deep-water drilling. As sea depths increase, the lithologic

pressure gradient and hydraulic fracturing pressure of

the rock decrease, which narrows the selection range for

24 ROGTEC


DRILLING

горного давления и давление гидроразрыва пород,

что сужает диапазон выбора плотности буровой

промывочной жидкости (БПЖ) и приводит к

увеличению необходимого числа обсадных колонн.

Данные факторы приводят к необходимости поиска

и внедрения новых техники и технологий для

строительства морских глубоководных скважин.

Одним из перспективных направлений решения

этой проблемы является технология бурения с

регулированием дифференциального давления

(MPD – Managed Pressure Drilling) в системе

«скважина-пласт» [3]. Вариантом реализации

данной технологии, является применение системы

бурения с двойным градиентом, что открывает новые

горизонты в глубоководном бурении.

Бурение с двойным градиентом

– как одно из решений для

глубоководного бурения

При традиционной технологии бурения морской

скважины кольцевое пространство между бурильной

колонной и внутренней стенкой водоотделяющей

колонны (райзером) заполнено буровым раствором

той же плотности, что и в кольцевом пространстве

в открытом (не обсаженном) стволе скважины. Как

известно [3], плотность бурового раствора выбирается

исходя из условий создания противодавления на

горизонты, с максимальным значением пластового

давления. Эта разница между забойным и пластовым

давлением предотвращает поступление пластовой

жидкости в скважину. Однако забойное давление в

стволе скважины, должно быть меньше, чем давление

в пласте, чтобы предотвратить разрыв горных пород.

В глубоководных скважинах (например, Черное

море или Мексиканский залив) часто встречаются

пласты, имеющие узкую границу между поровым и

давлением гидравлического разрыва пласта. Этот

узкий диапазон является, как правило, результатом

Simplified Well Construction

(а)

Breakdown pressure

circulating fluids, and results in the need to increase the

number of production casing strings.

These factors lead to the necessity to search and

introduce innovative techniques and technologies for

construction of offshore deep-water wells. One of

such perspective directions to solve this problem is the

technology of Managed Pressure Drilling (MPD) in the

“well-formation” system [3]. The use of the dual gradient

drilling system is a variant of this technology, which

opens new horizons in deep-water drilling.

Dual Gradient Drilling is One of the

Deep-Water Drilling Solutions

When conventional drilling technology is applied to an

offshore well, the annulus between the drill string and

the inner wall of the riser string is filled with drilling mud

of the same weight as in the annular space of the open

(uncased) hole. As we know [3], the drilling mud weight

is selected based on the conditions for creation of uplift

pressure on horizons with the maximum formation

pressure value. This gradient between the bottomhole

pressure and the formation pressure prevents the

reservoir fluid from entering the well. The bottom-hole

pressure within the borehole, however, must be lower

than the pressure in the formation, to prevent breaking

the formation.

In deep-water wells (such as, in the Black Sea or the Gulf

of Mexico), one can often encounter horizons having a

narrow margin between the pore pressure and formation

breakdown pressure. This narrow margin is, as a rule,

the result of the abnormally high pore pressure and/or

low formation breakdown pressure, due to the fact that

the formation rock strata are additionally pressurized with

sea water, which requires a greater number of production

strings to be used in comparison with the wells of similar

depth on the continental shelf. Fig.1(a) presents the

values for production tubing string setting depth and

separation for incompatible formations.

Simplified Well Construction

(б)

Breakdown pressure

Drill mud gradient from the

surface

Pore pressure

Drill mud gradient from the

surface

Pore pressure

Depth

Seabed

Depth

Seabed

Drilling mud gradient

Target depth

Target depth

Sea water

hydrostatics

Давление гидроразрыва

Fracture Pressure

Sea water

hydrostatics

Давление гидроразрыва

Fracture Pressure

Рис.1: Графическое сравнение бурения соответственно с одним и двумя градиентами

Fig.1: Graphical comparison of the single vs. dual gradient drilling


ROGTEC

25

БУРЕНИЕ

Глубоководная скважина в Черном море

(Сравнение бурения с одним и двумя градиентами)

Бур.с двойн.град. 1

Бур.с двойн.град. 2

Бурение с одним град.

Град поров. давления низк. вер.

Град.поров.давления 85%



Град.поров.давления выс.вер.

Град. давления гидроразрыва низк.вер.

Град. давления гидроразрыва выс.вер.

Град. горн.давления

Глуб.посадки колонн при бур.с дв.град.

Уровень дна моря

Глуб.посадки колонн при бур. с одн.град

Рис.2: График «Глубина-давление» скважины в Черном море

Бурение с одним градиентом

Глубина забоя = 4000 м

Плотность бур. р-ра = 1797 кг/м 3 Плотность легк. бур. р-ра = 1030 кг/м 3

P заб

= 1797 × 9.81 × 4000 = 70МПа

или 10151 фунт на кв. дюйм

ρ экв.= 15 фунт на галлон

Таблица 1: Пример расчета эквивалентной плотности для глубины 4000 м.

26 ROGTEC

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Бурение с двойным градиентом

Глубина разбавления = 2567 м

Коэффициент разбавления = 4

Плотность разб. бур. р-ра = 1184 кг/м 3

РАСЧЕТ

P заб

= 1184 × 9,81× 2567 + 1797 × 9,81×

(4000-2567) = 55МПа или 7977 фунт на кв. дюйм

ρ экв. =11.7 фунт на галлон

One of the possible ways to

solve this problem has been

the use of the double-density

drilling system, or the dual

gradient drilling system, as it is

often called [4]. In comparison

to conventional single gradient

drilling, two hydrostatic gradients

are used in the dual gradient

drilling system. The gradient

between the sea water pressure

and the sea surface is used to

control the well, while the drilling

mud gradient between the sea

bed and the bottom-hole area is


eckel.com/SPACESAVER | sales@eckel.com

DRILLING

9⅞

HYDRAULIC POWER TONGS

HS-40 | HS-55

БЕЗОТКАЗНЫЙ, НАДЕЖНЫЙ И

ПРОВЕРЕННЫЙ

Клиновой привод

стопора Tri-Grip ®

Максимальный крутящий момент:

HS-40 - 54233 Нм (40000 футо-фунтов)

HS-55 - 74570 Нм (55000 футо-фунтов)

Для обеспечения быстрого, высокомоментного и надежного

соединения труб нами созданы две модели ключей 9⅞ HS-

40 и 9⅞ HS-55, которые в сочетании с малыми габаритами

позволяют работать на небольших рабочих площадках

установок малой грузоподъемности. Наша вертикально

открывающаяся дверца SPACE SAVER ® с гидравлическим

приводом позволяет работать с ключом в рабочих зонах

значительно меньших размеров и заметно снижает трудоемкие

операции. Встроенная система блокировки замка дверцы

снижает случайные повреждения или ненадежное закрытие.

Имея более чем 60-летний опыт в проектировании, испытании

и производстве гидравлических ключей для нефтегазовой

отрасли промышленности, мы прежде всего обращаем

внимание на совершенствование трубных соединений.

Убедитесь в том, что вы используете оборудование,

обеспечивающее самое надежное соединение.

Узнайте больше посетив сайт:

www.eckel.com/SPACESAVER

Вертикально открывающаяся дверца

с гидроприводом SPACE SAVER ®

Заявленная на патент вертикально

открывающаяся дверца с гидроприводом

срабатывает в течение 2-х секунд,

позволяет работать с ключом

в значительно ограниченном

пространстве буровой площадки.

Гидравлические ключи

eckel.com | sales@eckel.com


ПРЕВОСХОДНЫЕ

РЕШЕНИЯ

ВЫСОКОПРОИЗВОДИТЕЛЬНЫЕ ГИДРОКЛЮЧИ

СЕТКО – Эксклюзивный

Представитель в России.

Россия, 105005, Москва,

Посланников пер., д. 5, стр. 1.

Тел.: +7 495 232-10-02

caralina.ru | oil-gas@coralina.ru

ROGTEC

27

БУРЕНИЕ

Deep-water Well in the Black Sea

(Single Gradient Drilling versus Dual Gradient Drilling)

Dual Gradient Drilling 1

Dual Gradient Drilling 2

Single Gradient Drilling

Pore pressure gradient (low probability)

Pore Pressure Gradient 85%


Dual gradient drilling + MPD 2


Pore Pressure Gradient (high probability)

Breakdown pressure gradient (low probability)

Breakdown pressure gradient (high probability)

Lithologic Pressure Gradient

Casing setting depth when using dual gradient drilling

Seabed level

Casing setting depth when using single gradient drilling

Single gradient

9 strings

Dual gradient

5 strings

DEPTH (meters)

Drilling with blowout


SALT BED

Formation top 4,160m

Single gradient drilling


Formation top 5,260m

EQUIVALENT DENSITY (pounds per gallon)

Fig.2: The “Depth-Pressure” Diagram of the well in the Black Sea

аномально высокого порового

давления и/или низкого

давления гидроразрыва, из-за

того, что слои горных пород

дополнительно находятся под

давлением толщи морской

воды, что требует большего

количества обсадных колонн

по сравнению со скважинами

аналогичной глубины,

построенными на суше. На

рисунке 1(а) показано большее

число глубин посадки обсадных

колонн и разграничение

несовместимых пластов.

Single gradient drilling

Bottom-hole depth = 4000 m

Drilling mud weight = 1797kg/m 3 Light-weight mud weight = 1030 kg/m 3

P b-h

= 1797 × 9.81 × 4000 = 70MPa

or 10151 psi

ρ equ. = 15 pounds per gallon

INTERNAL DATA

Dual gradient drilling

Dilution depth = 2567 m

Dilution ratio = 4

Diluted drill mud weight = 1184 kg/m 3

CALCULATION

P b-h

= 1184 × 9,81× 2567 + 1797 × 9,81×

(4000-2567) = 55MPa or 7977 psi

ρ equ. =11.7 pounds per gallon

Table 1: Calculating sample for the equivalent circulating density at the depth of 4,000 m.

28 ROGTEC


DRILLING


ROGTEC

29

БУРЕНИЕ

Одним из возможных способов решения этой

проблемы является использование системы

бурения с двойной плотностью или, как ее часто

называют, система «бурения с двойным градиентом»

[4]. В отличие от традиционного бурения с одним

градиентом, при бурении с двойным градиентом

используются два гидростатических градиента.

Градиент морской воды от поверхности моря

до морского дна используется для управления

скважиной, а градиент бурового раствора

от морского дна до забоя используется для

обеспечения устойчивости ствола скважины

и удаления из нее шлама. Можно сказать,

что условно, буровая установка находится на

морском дне, поскольку перекрытие толщи воды

уравновешивается градиентом линии морской

воды (рисунок 1 б). Важно отметить, что бурение с

двойным градиентом уже применяется при бурении

пилотного ствола или верхних секции скважин до

установки противовыбросового оборудования (ПВО),

как показано на рисунке 3 А.

Две жидкости внутри кольцевого пространства

могут дать более благоприятный профиль давления

в скважине по сравнению с обычным бурением.

На рисунке 2 показан профиль давлении одной из

глубоководных скважин Черного моря. Система

с двойным градиентом изменяет общий профиль

давления в зависимости от глубины по сравнению

с обычным бурением, обеспечивает большее

окно бурения за счет того, что сдвигает профиль

давления влево (см. таблица 1).

Бурение верхних интервалов, до глубины 2652

метра и 3000 метров, традиционно осуществляется

с выносом выбуренной породы на дно моря (на

рисунке 2 - Бурение с выбросом). После спуска и

цементирования 22” обсадной колонны и установки

райзера с ППВО (подводное противовыбросовое

оборудование), предлагаем бурить с двойным

градиентом давления до 3700 метров. Далее

спустить и цементировать 13 5/8” обсадную колонну

и продолжать бурение сквозь солевой пласт с

двойным градиентом до глубины 4850 метров

(на рисунке 2 - Бурение с двойн. град + MPD 1).

Далее спускается и цементируется 9 5/8” обсадная

колонна, а бурение с двойным градиентом ведется

до конечной глубины 5526 метров (на рисунке 2 -

Бурение с двойн. град. + MPD 2).

Красным пунктирными линиями на рисунке

2 отмечено традиционное бурение с одним

градиентом. При этом способе, количество

несовместимых интервалов выше, поэтому

необходимо спускать 9 обсадных колонн, вместо 5

при бурении с двойным градиентом.

30 ROGTEC

used to secure the stability of the wellbore and to remove

cuttings. Figuratively speaking, the drilling rig is located

on the seabed, since the overlap of the water depth is

balanced with the sea waterline gradient (Fig. 1b). It is

important to note that the dual gradient drilling has been

already applied in drilling of pilot boreholes or upper

sections of wells before the BOP equipment is installed,

as it is shown in Fig.3a.

Two fluids inside the annular space can result in

more favorable well profile pressures compared with

conventional drilling. Fig.2 presents the pressure profile

of one of the deep-water wells in the Black Sea. The dual

gradient system transforms the general pressure profile,

depending on the depth, compared with the conventional

drilling, and provides a greater drilling margin due to

shifting the pressure profile leftward (see Table 1).

The drilling of well’s upper intervals, down to the depth of

2,652 meters and 3,000 meters, is conventionally carried

out with the return of drilling cuttings to the seabed

(Drilling with blowout is presented in Figure 2). After

running and the cementing of the 22” production string

and the installation of risers with submersible blow-out

preventor equipment, we recommend dual gradient

drilling down to 3,700 meters. Hereafter the 13 5/8”

production string is run and cemented, and the drilling

is continued through the salt formation, using the dual

gradient drilling technique, down to the depth of 4,850

meters (Figure 2 illustrates the dual gradient drilling +

MPD1). Thereafter, the 9 5/8” production string is run

and cemented, and the dual gradient drilling is carried

out down to the target depth of 5,526 meters (The dual

gradient drilling + MPD 2 is illustrated in Figure 2).

The single drilling gradient is marked with red dashed

line in Figure 2. Using this technique, there are a

higher number of incompatible intervals; therefore, it is

necessary to run 9 production strings, instead of 5, when

the single gradient drilling technique is used.

The Science and Technology Research of the

Dual Gradient Drilling Systems

The dual gradient drilling is referred to one of the varieties

of the managed pressure drilling (MPD). Let us consider

some systems and technologies used “after the BOP

installation”, which have passed field trials.

Leading western oil companies have invested millions

of dollars during the last 20 years (up to 2011) into the

technologies of the dual gradient drilling, such as:

1. Subsea mud lift pump (SMD);

2. Controlled Mud Pressure system (CMP);

3. Continuous Annular Pressure Management

System (CAPM).


DRILLING

Научно – технические исследования систем

бурения с двойным градиентом

Бурение с двойным градиентом относят к одной из

разновидностей Бурения с управляемым давлением

(MPD). Рассмотрим некоторые системы и технологии,

используемые «после установки ПВО», которые

прошли промышленные испытания.

Ведущие западные нефтяные компании инвестировали

сотни миллионов долларов на протяжении последних

20 лет (до 2011 г.) в технологии бурения с двойным

градиентом, такие как:

1. Подводный насос для подъема бурового

раствора (SMD);

2. Cистема управления давлением бурового

раствора (CMP);

3. Система постоянного управления давлением в

кольцевом пространстве (CAPM).

Одним из инициаторов разработки «системы

подводного насоса для подъема бурового

раствора SMD» была компания Chevron [5,6]. В

SMD используются массивные подводные насосы,

установленные на морском дне выше ПВО (см.

рисунок 3 В).

В первой фазе разработки принимали участие

22 компании из Европы, Северной и Южной

Америки. Участники проекта пришли к единому

мнению относительно конфигурации необходимого

оборудования и установили, что вполне пригодны

традиционные подходы как в сфере буровых операций,

так и в сфере контроля над скважиной. В 1998 г.

началась вторая фаза разработки с участием четырех

компаний-операторов, четырех подрядчиков и одной

компании-изготовителя, направленная на разработку

наиболее ответственных компонентов оборудования.

В это же время приступили к выработке процедур

бурения и контроля над скважиной, включая создание

школ профессиональной подготовки специалистов по

бурению с двойным градиентом.

Опишем принцип работы технологии SMD:

подводный насос всасывает буровой раствор из

кольцевого пространства выше ПВО и закачивает

его на поверхность по прикрепленным к райзеру

линиям. Этот подводный насос для лифтирования

бурового раствора на поверхность механически

изолирует возвратную линию из затрубного

пространства скважины и поддерживает давление в

нем, соответствующим гидростатическому давлению

столба морской воды. Тем самым обеспечивается

двойной градиент давления (со стороны

морской воды и бурового раствора) в кольцевом

пространстве скважины. В результате перекачки на

поверхность бурового раствора, выходящего из

“Chevron” [5,6] was one of the initiators of the

development of the subsea mud lift pump system (SMD).

SMD employs massive subsea pumps installed subsea,

above BOP equipment (sea Figure 3b).

22 companies within Europe, the North and South

Americas took part in the first phase of this development.

The project participants arrived at a common view

regarding the configuration of the necessary equipment

and they determined that conventional approaches

are quite applicable both in the sphere of drilling

operations and for well control. The second phase of

the development started in 1998, with participation

of four operator companies, four contractors and one

manufacturing company, aimed at the development

of the most significant parts of the equipment.

Elaborating the drilling and well control procedures

was also progressing at this time, which included the

establishment of pre-job training schools for teams

involved in dual gradient drilling.

Let us describe the operational principle of the SMD

technology: the subsea pump sucks drill mud from the

annular space above the BOP equipment and pumps

it up to the surface using the lines attached to riser.

This subsea pump that lifts the drill mud up to the

surface mechanically isolates the return line from the

well’s annular space and maintains its pressure which

is consistent with the hydrostatic pressure of the sea

water column. Thereby the dual gradient pressure (from

the side of the sea water and drilling mud) is maintained

in the well’s annular space. As a result of pumping the

drill mud out of the annular space up to the surface, an

underbalance pressure differential develops between

the annular space and drill pipes which are filled with

drill mud. Therefore, the “drill pipe and annular space”

system becomes unbalanced. The success of drilling

and well control with the use of this subsea system of

lifting drill mud up from the sea bed depends on the

efficiency of controlling the unbalanced U-pipe, with the

use of a special downhole deployment valve, located

above the drill bit.

In addition to the mud lift pump, as part of the joint industrial

project, a subsea rotating device (SRD) was developed, and

mud solids processing unit (SPU) as well. The SRD (seal

assembly with bearings) provides the outlet of drill mud from

the annular space into the suction line of the subsea pump.

The mud solids processing unit (SPU) is located between

the SRD and the subsea pump and makes it possible to

crush solid parts of drill cuttings down to the size of less

than 38 mm. All of the cutting parts that are lower than that

size pass this unit without crushing.

To implement the SMD technology, the drilling contractor

“Pacific Drilling” reconstructed its sea drilling ships


ROGTEC

31

БУРЕНИЕ

Remotely operated

underwater vehicle (ROV)

Subsea pump on

the riser

Riser

Subsea pump

Seabed

Wellhead

with BOP

Wellhead

with BOP

Sea water

circulation

Drill mud

circulation

Рис.3: Бурение с двойным градиентом по системе CMP (Б) и SMD (В).

Fig.3: The Dual Gradient Drilling according to the CMP(b) and SMD(c) system

затрубного пространства, проявляется дисбаланс

давлений между затрубным пространством и

бурильными трубами, которые простираются до

буровой установки и заполнены буровым раствором.

Следовательно, система «бурильная труба и затрубное

пространство» становится неуравновешенной. Успех

бурения и контроля скважины с подводной системой

подъема бурового раствора от морского дна зависит

от эффективного управления неуравновешенной

U-образной трубой с помощью специального

забойного клапана над долотом.

В дополнение к насосу для перекачки бурового

раствора от морского дна в рамках совместного

промышленного проекта было разработано

подводное вращающее отводное устройство (SRD)

и блок обработки твердой фазы. SRD (уплотнение с

подшипниками) обеспечивает отвод бурового раствора

из затрубного пространства в приемную линию

подводного насоса. Блок обработки твердой фазы

располагается между SRD и подводным насосом и

позволяет дробить крупные куски бурового шлама до

размеров не более 38 мм. Все частицы шлама, размер

которых менее 38 мм, проходят через этот блок без

размельчения. Для реализации технологии SMD

буровой подрядчик Pacific Drilling переоборудовал свои

морские буровые суда Pacific Santa Ana, Pacific Khamsin

32 ROGTEC

“Pacific Santa Ana”, “Pacific Khamsin” and Pacific

Sharav”. From 6 to 7 drilling mud pumps, having a

pressure up to 510 atmospheres, were installed on each

of the ships.

The Company AGR, jointly with three major operators,

within the frameworks of the Norway’s Research

Program Demo 2000, developed the Controlled Mud

Pressure system (CMP), which is illustrated in

Figure 3b.

The CMP system’s operational principle is as follows: a

pump is hooked on the riser at a certain depth above the

sea bed. The pump sucks drill mud from the well above

the BOP equipment and returns it to the drilling rig using

the outside line. The pump makes it possible to control

the level of sea water and drill mud inside the riser,

thereby controlling the bottom-hole pressure.

A similar system, resembling the one implemented by

AGR, was developed by the company Ocean Riser

Systems AS, which was titled ‘Low Riser Drill Mud

Return System’ (LRRS). The operational principle of

the LRRS system is as follows: a pump is hooked up

on the drilling rig to a certain sea depth. A flexible pipe

is attached from the pump to the riser where drill mud

is sucked and returned to the drilling rig through the


DRILLING

и Pacific Sharav. На каждом из них установлено по 6-7

буровых насосов с давлением 510 атм.

Компания AGR совместно с тремя основными

операторами в рамках исследовательской

программы Норвегии «Demo2000» разработала

«систему управления давлением бурового раствора

CMP», показанную на рисунке 3 Б.

outside line. The riser is filled with nitrogen, instead

of the displaced mud, thus, the created hydrostatic

column of gas/liquid makes it possible to control the

pressure.

The company Trancoocean chose a different way and

conducted laboratory experiments of the CAPM system

(Continuous Annular Pressure Management) [7,8].

Принцип работы системы CMP: насос подвешивается

на райзере на определенной глубине выше морского

дна. Насос всасывает буровой раствор из скважины

над ПВО и возвращает его на буровую установку по

внешней линии. Насос позволяет контролировать

уровень морской воды и бурового раствора внутри

райзера, тем самым управляя забойным давлением.

Похожую систему, реализованную фирмой AGR,

разработала компания Ocean Riser Systems AS, под

названием «Система возврата бурового раствора с

низкой посадкой (LRRS)». Принцип работы системы

LRRS: насос подвешен на буровой установке до

фиксированной глубины моря. Гибкая труба от

насоса прикреплена к райзеру, откуда высасывается

буровой раствор и возвращается его на буровую

установку по внешней линии. Вместо объема

откаченного бурового раствора, райзер заполняют

азотом, следовательно, созданный гидростатический

столб газ/жидкость позволяет управлять давлением.

Компания Trancoocean пошла по другому пути и

провела лабораторные испытания системы

«Постоянного управления давлением в

кольцевом пространстве CAPM» [7,8].

Принцип работы системы CAPM, показан

на рисунке 4: буровой раствор с малой

плотностью (легкий буровой раствор)

закачивается в затрубное пространство

через линии глушения. Он смешивается над

нижним соединительным узлом райзера с

тяжелым буровым раствором, идущим от забоя

скважины на поверхность. Следовательно,

внутри райзера создается разбавленный

буровой раствор. Разбавленный буровой

раствор на поверхности (платформе или судне)

проходит через систему очистки и попадает

в центрифугу, где заново разделяется на

легкий и тяжелый буровой раствор. В итоге,

забойное давление формируется как сумма

гидростатического давления столба тяжелого

бурового раствора и разбавленного бурового

раствора.

Критический элемент системы САРМ является

центрифуга, которая позволяет разделять

The operational principle of the CAPM system is

illustrated in Figure 4: low density drilling mud (lightweight

drilling mud) is pumped into the annular space

using the kill lines. It is mixed, above the low riser

package, with heavy-weight drilling mud delivered from

the bottom-hole to the surface. Therefore, a diluted

drill mud is created inside the riser. The diluted drill

mud, when on the surface (a platform or a ship) passes

through the treatment system and reaches a centrifuge

where it is separated back into light-weight and heavy

drilling mud. As a result of this, the bottom-hole pressure

is formed as a sum of hydrostatic pressure of the

columns of the heavy and diluted drill muds.

The centrifuge is a critical component of the CAMP system,

which enables the separation of the diluted drill mud (1,076

to 1,677 kg/m 3 ) into the weighted (1,437 to 2,156 kg/m 3 )

and light-weighted drill mud (1,078 to 1,677 kg/m 3 ). The

field tests of this centrifuge, with consumption rate of 1,897

l/min, were successfully carried out on drill ship, Discoverer

Enterprise, at the end of 2008.

Mud pump

(weighted drill mud)

CAPM

Manifold

Mud pump

(light-weight drill mud)

Vibrating

screens

Weighted drill mud (1437-2156 kg/m 3 )

Light-weight drill mud (968-1198 kg/m 3 )

Diluted drill mud (1078-1677 kg/m 3 )

Weighted drill

mud tank

Centrifuge

Light-weighted

drill mud tank

Рис.4: Система CAPM «Постоянное управление давлением в кольцевом

пространстве»

Fig.4: The CAPM system “Continuous Annular Pressure Management”


ROGTEC

33

БУРЕНИЕ

КРИТЕРИИ АНАЛИЗА

Система постоянного

управления давлением в

кольцевом пространстве

(CAMP)

Система подводного

насоса для подъемного

буровго раствора (SMD)

Система управления

давления бурового

раствора (CMP)

Эксплуатация

Все оборудование на

поверхности

Один градиент раствора

Один градиент раствора

Контроль скважины

Обычный / MPD

Преимущества

Подтверждение концепции

Доп. обработка бур. шлама

Размер буровой платформы

Расчеты Blade Engineering

/ Полевые тесты для BP и

Transocean

Не требуется

Любой

Готовые суда Pacific

Santa Ana

Компания Enhanced Drilling

реализовывает

Стоимость (дизайн.

производство, установка)

~ $5 млн.

Суточная ставка

X$ тыс./день

Эксплуатация

Два градиента раствора

Насос на уровне дна моря

Насос выше уровня дна

моря на райзере

Контроль скважины

Требуются подводные

линии дросслеирования

Требуются подводные

линии дросслеирования

/ Нет MPD на среднем

уровне райзера

Недостатки

Подтверждение концепции

Установка

Доп. от 4 до 6 центрифуги

Не прошла промышленные

испытания

Спец. дизайн бур.

платформы + от 2 до 3 доп.

буровых насоса + доп. СПО

для установки

Модификация рейзера +2

доп. буровых насоса

Доп. обработка бур. шлама

Дробилка шлама на уровне

дна моря

Дробилка шлама на

райзере

Размер буровой платформы

7 поколение

6 поколение

Стоимость (дизайн.

производство, установка)

~ $100 млн.

~ $50 млн.

Суточная ставка 2X$ тыс./день 2X$ тыс./день

Таблица 2: Сравнительный анализ систем бурения с двойным градиентом

разбавленный буровой раствор (1076-1677 кг/м 3 ),

поднимающийся из скважины, на утяжеленный (1437-

2156 кг/м 3 ) и легкий буровой раствор (1078-1677 кг/м 3 ).

В конце 2008 года были успешно проведены полевые

испытания данной центрифуги при расходе 1897 л/мин

на буровом судне «Discoverer Enterprise»

Многие исследования бурения с двойным градиентом

были приостановлены после 2010 года, возможно

в связи с тем, что один из основных амбассадоров

бурения с двойным градиентом компания BP понесла

большие убытки после аварии на месторождении

Маконда в Мекиканском заливе [9,10].

В таблице 2 приведен сравнительный анализ систем

бурения с двойным градиентом, где приведены

также основные критерии, влияющие, по нашему

мнению, на принятие решения заказчиком по

использованию инновационного оборудования и

технологий на месторождениях.

На основе проведенного анализа, можно сделать

выводы, что при расположении оборудования ниже

уровня моря (системы SMD и CMP), есть вероятность

возникновения простоев на ремонтные работы и

Many research activities toward the dual gradient drilling

were suspended after 2010, probably due to the fact that

one of the major brand ambassadors of the dual gradient

drilling, BP, suffered great losses after the disaster in the

Gulf of Mexico’s Macondo field. [9,10].

Table 2 presents the comparative analysis of the dual

gradient drilling systems, where the main criteria are also

introduced, which, to our mind, have an influence on

Contractor’s decision to apply innovative equipment and

technologies at oilfields.

Based on the implemented analysis, it is possible

to conclude that, in case of the equipment located

below sea level (the SMD and CMP systems), there

exists a probability of downtime for overhauls, and the

complications with well control are quite likely in case

of gas blowouts. The analysis also testifies that one of

the most perspective dual gradient drilling techniques

is the CAPM system, Continuous Annual Pressure

Management.

The potential economic effect from the use of the dual

gradient system is presented in Figure 5, using the

example of the mentioned Black Sea deep-water well.

34 ROGTEC


DRILLING

THE ANALYSIS CRITERIA

Continuous Annular

Pressure Management

System (CAPM)

Subsea mud lift pump

(SMD)

Controlled Mud Pressure

system (CMP)

Operation

All equipment is on the

surface

One mud gradient

One mud gradient

Well Control

Regular / MPD

Advantages

Proof of concept

Add.treatment of drill cuttings

Drilling platform size

Blade Engineering

calculations / Field trials for

BP and Transocean

Not required

Any

Ready-made ships

Pacific Santa Ana

The Enhanced Drilling

company is implementing

Cost (design, manufacturing,

installation)

~ $5 mil.

Daily rate

X$ thous. per. day

Operation

Two mud gradients

Pump at the seabed level

Pump on the riser, above the

seabed level

Well Control

Submarine choke lines are

required

Submarine choke lines

are required / No MPD is

available at the riser medium

level

Shortcomings

Proof of concept

Installation

Add. 4 to 6 centrifuges

Failed to pass field trials

Drilling platform special design

+ 2 to 3 add. mud pumps

+ add. RIH/POOH jobs to

accomplish installation

Riser modification + 2 add.

mud pumps

Add.treatment of drill cuttings

Sludge crusher at the seabedlevel

Sludge crusher on the riser

Drilling platform size

Generation 7

Generation 6

Cost (design, manufacturing,

installation)

~ $100 mil.

~ $50 mil.

Daily rate 2X$ thous. per. day 2X$ thous. per. day

Table 2: Comparative analysis of the dual gradient drilling systems

возможны сложности по контролю и управлению

скважиной в случае газонефтепроявления. Также

анализ свидетельствует, что одним из наиболее

перспективных методов бурения с двойным

градиентом является «система постоянного управления

давлением в кольцевом пространстве CAMP».

Потенциальный возможный экономический эффект

от использования системы бурения с двойным

градиентом - показан на рисунке 5 на примере

глубоководной скважины в Черном море. При этом,

стоимость одного дня строительства глубоководной

скважины (включая все материалы и услуги) при

традиционном способе составляет 1 млн. USD.

При использовании системы бурения с двойным

градиентом на строительство скважины уйдет 57

дней (вместо 96 дней при традиционном методе),

следовательно экономический эффект оценивается

в 39 млн. USD. Наибольший эффект связан с

экономией затрат на обсадные колонны, цемент,

буровой раствор и времени, потраченного на СПО.

Вывод

1. Бурение с двойным градиентом открывает

широкие горизонты в бурении глубоководных

The cost of one day’s construction of a deep-water well

(including all the materials and services), when using the

conventional method, amounts to 1 mil USD. When using

the dual gradient drilling system, the construction of a

such well would take 57 days (instead of 96 days of the

conventional method), therefore, the economic effect is

estimated as much as 39 mil USD. The maximum effect

is associated with savings on the costs of production

strings, cement, drilling mud and time spent for RIH/

POOH (run-in-hole/put-out-of-hole) operations.

Conclusion

1. The dual gradient drilling opens up broad horizons

in drilling of deep-water wells with narrow ”drilling

margins”. The reduction of well construction cost by up

to 40% may contribute to the expansion of geological

prospecting works in the seas of Russia.

2. The dual gradient drilling potentially makes it possible

to qualitatively perform drilling in a formation due to

reduced skin effect, as well as reach geological targets of

greater depths of water, and drill in with the column with

a diameter of 12 ¼ “- 8 ½”.

3. The dual gradient drilling system actually releases the


ROGTEC

35

БУРЕНИЕ

Years

30 дней

Сравнительный график бурения с одним и двойным

градиентом

Comparative graph of Single vs. Dual Gradient Drilling

Бурение с одним градиентом (96 дней)

Single Gradient Drilling (96 days)

13%

16%

25 дней

15%

10%

20 дней

8%

25%

13%

15 дней

10 дней

Бурение с одним градиентом (57 дней)

Single Gradient Drilling (57 days)

5 дней

0 дней

Бурение

Drilling

Промывка

Circulating

Бурение с одним градиентом (9 колонн)

Single Gradient Drilling (9 production strings)

СПО бур.трубы

Drill pipe tripping

(RIH/POOH)

Спуск ОК и

цементирование

Running Production String

(PS) and cementing

Каротаж

Logging

Опресс.ОК и ПВО

PS+BOP equipment

pressure testing

СПО райзер/ПВО

Riser+BOP equipment

tripping

Бурение с двойным градиентом (5 колонн)

Dual Gradient Drilling (5 production strings)

12%

7%

21%

18%

Бурение

Drilling

СПО бур.трубы

Drill pipe tripping (RIH/POOH)

Каротаж

Logging

СПО райзер/ПВО

Riser+BOP equipment tripping

25%

9%

9%

Промывка

Circulating

Спуск ОК и цементирование

Running Production String (PS) and cementing

Опресс.ОК и ПВО

PS+BOP equipment pressure testing

Рис.5: Сравнительный расчетный график традиционного и бурения с двойным градиентом для скважины в Черном море

Fig.5: Comparative design chart of the conventional and dual gradient drilling for a well in the Black Sea

скважин с узким «буровым окном». Снижение

стоимости строительства скважины до 40% может

способствовать увеличению геолого-разведочных

работ в морях России.

2. Бурение с двойным градиентом потенциально

позволяет качественно прозвести первичное встрытие

пласта за счет уменьшения скин-эффекта, а также

достичь геологических целей при больших глубинах

воды и вскрыть его стволом диаметром 12 ¼ “- 8 ½”.

3. Система бурения с двойным градиентом по

существу освобождает райзер от «тяжелого» бурового

раствора. В следствие этого, необходимое натяжение

райзера можно уменьшить, что позволит значительно

увеличить предельную глубину вод, в которых могут

работать менее мощные буровые установки, или

повысить допустимые текущие нагрузки для буровых

установок, действующих в условиях неглубоких вод.

4. Буровые суда технически оборудованы и готовы

к бурению с двойным градиентом. Некоторые

системы бурения с двойным градиентом прошли

промышленные испытания.

5. Внедрение новой технологии всегда требует

подхода, основанного на оценке рисков и

стандартов проектирования. В настоящее

время предпринимаются усилия для разработки

руководящих документов и стандартов в области

36 ROGTEC

riser from heavy drill mud. Therefore, the riser tension

can be reduced, which would considerably raise the

maximum depth of the waters where less powerful

drilling rigs can work, or the allowable current load

could be increased for those drilling rigs working in the

conditions of shallow waters.

4. Drilling ships have been technically equipped and

ready for the dual gradient drilling. Some dual gradient

drilling systems have passed the field trials.

5. Introduction of new technology always demands an

approach based on the evaluation and assessment of

risks and design codes. Efforts are presently made to

develop ruling documents and standards in the field of

the dual gradient drilling (see NORSOK D-010 и DNV-

OS-E101). Field staff retraining shall be an important task

to facilitate the introduction of the dual gradient drilling

systems.

6. On the 22nd December 2018, the RF Government

issued an Ordinance #2914 “About the Approval of the

Strategy for the Development of the RF Mineral-Raw

Material Base for the Period before 2035” [11]. The given

strategy provides for measures to develop the continental

shelf as well, including the development of the blind and

deep-seated deposits. The innovative systems for the

oil-and-gas producing complex, presented in the given

article may become an important prerequisite to achieve

those set goals.


DRILLING

бурения с двойным градиентом (см. NORSOK

D-010 и DNV-OS-E101). Важной задачей внедрения

систем бурения с двойным градиентом станет

переподготовка промышленного персонала.

6. Правительство РФ 22 декабря 2018 г. издало

постановление № 2914 «Об утверждении Стратегии

развития минерально-сырьевой базы РФ до 2035

года» [11]. Данной стратегией предусмотрены

меры и по развитию континентального шельфа, а

также на выявление скрытых и глубокозалегающих

месторождений. Предложенные в данной статье

инновационные системы в нефтегазодобывающем

комплексе могут стать важной предпосылкой

достижения поставленных целей.

Список литературы:

1. Богоявленский В.И. “Перспективы и проблемы

освоения месторождений нефти и газа шельфа

Арктики”: Журнал “Бурение и нефть”, 2012.

2. Волков В.В., Шмаль Г.И. “Почему буксует

бажен?”: Журнал “Бурение и нефть”, 2019.

3. Чернухив В.И. “Разработка технологии бурения

скважин с регулируемым давлением на забой”:

диссертация, Ставрополь, 2005.

4. Смит Ж.Р. “Системы бурения с двойным

градиентом для улучшения бурения глубоководных

скважин”: презентация в Государственном

Университете Луизианы, 2004.

5. Петерман С.П. «Безрайзерное бурение –

следующая ступень в глубоководном бурении»:

презентация с конференции по морским

технологиям, Хьюстон, 1998.

6. Форрест Н., Белли Т., Ханнаген Д. «Подводное

оборудование для глубоководного бурения с

двойным градиентом»: SPE/IADC 67707, 2001.

7. Дебоер Л. «Методика и оборудования для

изменения плотности буровых растворов при

глубоководном бурении нефтяных скважин»: патент

США 6536540, 2003.

8. Дебоер Л. «Бурение с двойным градиентом»,

презентация на конференции ассоциации буровых

подрядчиков, Хьюстон, 2003.

9. Малюков В.П., Сушок А.А. “Технологические,

экологические и экономические проблемы в

результате аварии на скважине Macondo компании

“Бритиш Петролеум” в Мексиканском заливе”:

вестник РУДН, 2013.

10. Новость “BP обязали выплатить $21 млрд за

аварию в Мексиканском заливе”, 2015. [Электронный

ресурс], Режим доступа: https://burneft.ru/main/

news/10773,

11. Правительство Российской Федерации.

«Стратегия развития минерально-сырьевой базы

Российской Федерации до 2035 года» : №2914-р,

Москва, 2018.

References:

1. Bogoyavlensky V.I. “Prospects and problems for

development of oil and gas fields in Arctic shelf”: “Drilling

and Oil” journal, 2012.

2. Volkov V.V, Shmal G.I. “Why does Bazhen skid?”:

“Drilling and Oil” journal, 2019.

3. Chernukhiv V.I. “Development of technology for drilling

wells with managed pressure drilling”: dissertation,

Stavropol, 2005.

4. Smith, J.R.“Dual Density Drilling Fluid Systems to

Enhance Deepwater Drilling”: presentation at Louisiana

State University, 2004.

5. Peterman, C.P.“Riserless and MudLift Drilling – The

Next Steps in Deepwater Drilling”: presented Offshore

Technology Conference, Houston, 1998.

6. Forrest N., Bailey T., Hannegan D. “Sub Sea

Equipment for Deep Water drilling Using Dual Gradient

Mud System”: SPE/IADC 67707, 2001.

7. de Boer L. “Method and apparatus for varying

the density in drilling fluids in deep water oil drilling

applications,” United States Patent 6,536,540, 2003.

8. de Boer L. “DGS Dual Gradient Drilling System,”

presentation in meeting of the Drilling Engineering

Association, Houston, 2003.

9. Malyukov V.P., Sushok A.A. “Technological,

environmental and economic problems resulting from the

accident at Macondo well of British Petroleum in Gulf of

Mexico”: RUDN University Bulletin, 2013.

10. News “BP was ordered to pay $21 billion for the

accident in Gulf of Mexico”, 2015. [Electronic resource],

Access mode: https://burneft.ru/main/news/10773,

11. The Government of Russian Federation.

“Development Strategy for Mineral Resources Base of

Russian Federation until 2035”: No. 2914-r, Moscow,

2018.

Ganiev R.I.,

Technical Consultant, DGD LLC

Luc DeBoer,

CEO, DGD LLC

Ганиев Радмир Илдарович,

Технический консультант DGD LLC

Люк Дебоер,

Генеральный директор DGD LLC


ROGTEC

37

СТИМУЛЯЦИЯ

В.В. Родионов, Д.И. Торба, Д.В. Кашапов, А.С. Продан, А.В.

Бочкарев, А.И. Лисицын ООО «Инжиниринговый центр МФТИ по

трудноизвлекаемым полезным ископаемым»

Д.Ф. Бухаров, О.В. Буков ООО «Технологический центр «Бажен»

Rodionov V.V., Torba D.I., Kashapov D.V., Prodan A.S., Bochkarev

A.V., Lisitsyn A.I. MIPT Center for Engineering and Technology LLC,

RF, Saint-Petersburg D.F. Bukharov, O.V. Bukov Bazhen Technology

Centre LLC, RF, Saint-Petersburg

Комплексный подход к планированию операций

многостадийного гидроразрыва пласта как

инструмент повышения добычи в условиях

низкопроницаемых трещиноватых коллекторов

A Comprehensive Approach to Increase Oil

Production from Low Permeable Fractured

Reservoirs with Multistage Hydraulic Fracturing

Введение

Масштабная разработка залежей

трудноизвлекаемых запасов – низкопроницаемых

трещиноватых коллекторов, таких как пласты

баженовской свиты, в Российской Федерации

начата относительно недавно и в настоящее

время находится на стадии проведения опытнопромышленных

работ (ОПР). Результаты ОПР

свидетельствуют о недостижении прогнозных

дебитов скважин после выполненных обработок,

в связи с чем потребовался комплексный подход,

Introduction

The Ambitious development of hard-to-recover reserves

from low permeability fractured reservoirs, such as

the Bazhenov horizons, has been started relatively

recently in the Russian Federation, and, to date, it is in

a stage of experimental commercial development. The

outcomes of the experimental commercial developments

suggest that the estimated well flow rates were not

achieved upon completion of wellflow back operations,

due to which a more comprehensive approach was

demanded, that would take into account the aspects of

38

ROGTEC


STIMULATION

учитывающий аспекты геолого-геомеханического

строения пласта и технологических параметров

воздействия. В настоящее время одним из основных

подходов к разработке таких нетрадиционных

объектов, как баженовская свита, является создание

«искусственного коллектора», или стимулированного

объема пласта (SRV), представляющего собой

разветвленную сеть трещин, которая позволяет

дренировать значительную часть пласта. В

данной работе рассмотрен комплексный подход

к проектированию, моделированию и проведению

многостайного гидроразрыва пласта (МГРП) в

условиях низкопроницаемого трещиноватого

коллектора – баженовской свиты, учитывающий как

геолого-геомеханические особенности объекта, так

и технологические параметры проведения операций

МГРП. В результате применения данного подхода

разработан и внедрен план выполнения МГРП,

позволивший увеличить стартовый дебит нефти и

накопленную добычу в сравнении с аналогичными

параметрами ранее пробуренных скважин

Подготовка геомеханической модели

Для пластов баженовской свиты характерны наличие

локальных дизъюнктивных нарушений, естественная

трещиноватость, а также неоднородное

напряженно-деформированное состояние.

Следовательно, для качественного моделирования

МГРП в горизонтальной скважине (ГС) с учетом

формирования разветвленной сети трещин сначала

необходимо построить геолого-геомеханическую

3D модель пласта, провести оценку дизъюнктивных

нарушений, построить модель естественной

трещиноватости в районе проектируемой скважины,

а также 1D геомеханическую модель пласта

для точек инициации трещин – стадий МГРП.

1D геомеханическая модель, подготавливаемая

для каждой стадии МГРП, представляет собой

вертикальный разрез целевого и перекрывающих

пластов с определением основных геомеханических

параметров: модуля Юнга, коэффициента Пуассона,

минимального горизонтального напряжения и

др. Результатом выполненного в коммерческом

программном обеспечении расчета инверсионной

модели напряжений являются карты плотности, угла

падения и простирания трещин каждого типа: сдвига,

растяжения, сжатия. При помощи программного

комплекса (ПК) «РОСТ МГРП» осуществляется

построение двумерной модели дискретной

сети трещин DFN (Discret Fracture Network) для

трещин каждого типа в каждой расчетной ячейке

области моделирования. Число трещин в ячейке

нормируется по минимальному и максимальному

значениям плотности их распределения, полученной

в результате расчета инверсионной модели

напряжений. Итогом построения DFN модели

the geological and geomechanical seam structure and

the process-dependent parameters of the formation

stimulation. The Bazhenov Suite deposits have been

developed in horizontal wells with the use of multistage

hydraulic fracturing techniques. This being said,

some complex reservoir structures of the Bazhenov

Suite, as well as a high heterogeneity of its properties,

both along the cross-section and within the whole area

of the license blocks, make it impossible to create a

universal approach for commercial oil production. This

is also due to the fact that a small number of horizontal

wells successfully operated with the use of multi-stage

hydraulic fracturing could not provide a sufficient amount

of statistical data about the outcomes of the performed

multi-stage hydraulic fracturing operations. At present,

one of the basic approaches to the development of

such non-traditional targests, as the Bazhenov Suite, is

to create an “artificial reservoir” or stimulated reservoir

volume (SRV), which is an extensive network of fissures,

making it possible to produce from a considerable part

of a reservoir. Due to the significant differences of the

Bazhenov Suite from a conventional reservoir (extremely

low matrix permeability, natural fracturing, low anisotropy

of rock stresses, etc.) it became necessary to make a

hydraulic fracturing simulator which would enable the

simulation of both planar fissures, and an extensive

network. The Russia-made software system “ROST

MGRP” (Calculation of the Optimal Fracturing System)

has used as a simulator. The developed software product

provides a way of simulating a multi-stage hydraulic

fracturing with a glance to forming both stimulated

reservoir volume, and single planar fissures. The given

article presents a comprehensive approach to design,

simulation and execution of hydraulic fracturing jobs in

the conditions of a low permeable fractured reservoir,

i.e. the Bazhenov Suite, taking into account both the

geological and geomechanical properties of the target,

and the multi-stage hydraulic fracturing job parameters.

This approach resulted in an elaboration and the

introduction of a plan for the execution of multi-stage

hydraulic fracturing jobs, which made it possible to

enhance the initial flow rate and cumulative production,

compared with similar parameters of the previously

drilled wells.

Development of the Geomechanical Model

The Bazhenov Suite reservoirs are featured with

local disjunctive faults, natural fracturing, as well as

heterogeneous strain-stress states. Consequently, to

have a quality simulation of a multi-stage hydraulic

fracturing job in a horizontal well, with a glance to

forming an extensive network of fissures, it is first

necessary to build a geological and geomechanical

3D model of a formation, taking an assessment of

disjunctive faults, building a model of natural fracturing

in the area of a projected well, as well as building a


ROGTEC

39


естественной трещиноватости является карта

трещин с заданными координатами и азимутом

падения каждой трещины.

Полученные результаты проведения МГРП в

скважинах, пробуренных на баженовскую свиту, и

результаты моделирования добычи нефти по дизайну

инжинирингового центра МФТИ Позволяют сделать

вывод об эффективности комплексного подхода

к проектированию, моделированию и проведению

операций гидроразрыва пластов баженовской свиты.

Еще одним результатом построения 3D геологогеомеханической

модели пласта, используемым в

ПК «РОСТ МГРП», является карта поля напряжений

моделируемого участка, которая представляет

собой значения минимального и максимального

горизонтальных напряжений (учет анизотропии)

и значения азимута максимального напряжения

(азимут преимущественного распространения

трещин ГРП) в каждой расчетной ячейке области

моделирования.

Подготовка дизайна ГРП

По результатам ретроспективного анализа были

выделены два основных дизайна ГРП, применяемых

в скважинах баженовской свиты: на гибридной

системе жидкости и на сшитом геле. На опытнопромышленном

участке месторождения Х пробурены

скважины, вскрывающие продуктивные интервалы

баженовской свиты. Во всех скважинах реализованы

formation 1D geomechanical model for fissure initiation

points i.e. multi-stage hydraulic fracturing stages. A 1D

geomechanical model, built up for each stage of a multistage

hydraulic fracturing job, is an upright projection

of the target formation and its overlying strata, with key

parameters determined, such as, Young’s modulus of

elasticity, Poisson’s ratio, minimum horizontal stress,

etc. The calculation of the inversion stress model,

performed with the use of commercial software, resulted

in a chart of thickness, dip angle, and strike of each

type of fractures: shear fracture, extension fracture, and

contraction fracture. Using the software complex “ROST

MGRP” (Calculation of the Optimal Fracturing System), a

2D model of Discrete Fracture Network (DFN) was built

for fractures of each type, in each calculation cell of the

simulation area. The number of fractures in a cell has

been rated according to the minimum and maximum

values of their distribution density, obtained as a result

of the calculated inversion stress model. The buildup of

the DFN model of natural fracturing resulted in a map of

fractures, with indication of each fracture predetermined

position and dip azimuth.

The results obtained from the multi-stage hydraulic

fracturing jobs performed in the Bazhenov Suite of drilled

wells, and the results of the oil production simulation

in accordance with the design of the MIPT Center

for Engineering and Technology LLC makes it possible

to conclude about the efficiency of the comprehensive

approach to design, simulation, and implementation of

hydraulic fracturing jobs for deposits of the Bazhenov Suite.

Параметры ГРП

Hydrauilc Fracturing Parameters

1/II

Номер скважины/пачки - Well/bench

2/II 3/IV 4/IV

Число стадий - Number of stages

ЧДизайн

Design

Средний расход жидкости на стадию, м 3 /мин

Average fluid consumption per 1 stage, m 3 /min

7

6

7

7

На сшитом геле

Crosslinked gel design

Гибридный

Hybrid design

Гибридный

Hybrid design

Гибридный

Hybrid design

5,5

6

6

6

Средний объем жидкости на стадию, м 3

Average fluid volume per 1 stage, m 3

450

1300

700

1300

Средняя масса проппанта на стадию, т

Average weight of proppant per 1 stage, ton

Фракция проппанта - Proppant volume fraction

80

65

70

66

40/70, 30/50

40/70, 30/50

40/70, 30/50

40/70, 30/50

По результатам ретроспективного анализа были

выделены два основных дизайна ГРП, применяемых

в скважинах баженовской свиты: на гибридной

системе жидкости и на сшитом геле. На опытнопромышленном

участке месторождения Х пробурены

скважины, вскрывающие продуктивные интервалы

баженовской свиты. Во всех скважинах реализованы

типовые ГРП, их основные показатели представлены

в таблице. В скв. 1 с зарезкой бокового ствола

был проведен семистадийный МГРП на сшитом

40 ROGTEC

One more outcome of the 3D geological and

geomechanical model of a formation, built with the use

of the software package “ROST MGRP”( Calculation

of the Optimal Fracturing System ) has been the stress

field map of the simulated area, which introduces the

values of the minimum and the maximum horizontal

stress (anisotropy accounted for) and the value of the

maximum stress azimuth (the azimuth of predominant

hydraulic fracture propagation) in each calculation cell of

the simulation area.



геле, расход которого составил 5,5 м3/мин. ГРП

на сшитом геле включает проведение операции

исключительно на высоковязком геле с постоянным

увеличением концентрации проппанта. Гидроразрыв

пласта на сшитом геле имеет следующие

преимущества: – возможность использования

проппанта крупных фракций; – высокая конечная

концентрация проппанта; – отсутствие проблемы

оседания проппанта в призабойной зоне пласта;

– достаточная ширина трещины ГРП для переноса

проппанта. Помимо преимуществ, существуют и

недостатки, к которым можно отнести следующие.

– Возможный рост трещиныв высоту (в зависимости

от особенностей профиля механических свойств),

что увеличивает вероятность вскрытия нецелевых

интервалов. – Подход стандартен для мощных

проницаемых пластов, являющихся полной

противоположностью пластам баженовской свиты.

– Закачиваемый в пласт под высоким давлением

сшитый гель после размещения проппанта под

действием деструктора образует в трещине

трудноудаляемый осадок, что снижает проводимость

трещины ГРП. Основное ограничением применения

дизайна ГРП на сшитом геле в пластах баженовской

свиты – отсутствие формирования стимулированного

объема пласта. Образование малоразветвленной

сети трещин или преимущественно планарных

трещин происходит прежде всего из-за высокой

вязкости жидкости, в результате чего чаще всего

реализуется сценарий пересечения гидравлической

трещины ГРП и естественной трещины без

раскрытия и последующего закрепления

последней [5]. Такой подход может применяться

для приобщения структурных нарушений. Кроме

того, проведение стандартного ГРП на сшитом

геле предполагает использование меньших

объемов жидкости, что является причиной

меньшей гидравлической полудлины создаваемых

трещин, следовательно, снижается вероятность

пересечения естественной трещины и трещины

ГРП. Гибридный дизайн предполагает применение

различных типов жидкости в ходе одной операции

ГРП. Использование большого объема маловязкой

жидкости способствует удлинению техногенных

трещин и более активному формированию их

разветвленной сети (рис. 1). Для закрепления

проппантом созданных гидравлических трещин

используется большое количество проппантных

пачек. Однако при проведении данного типа ГРП

закачивается большое количество жидкости,

что приводит к следующим осложнениям: –

формирование гидродинамически не связанных

участков сети трещин;

– наполнение трещин проппантом малой

концентрации, что в процессе работы скважины

Development of Hydraulic Fracturing Design

Based in the outcomes of the post-event analysis, two

basic hydraulic fracturing designs were singled out,

which are now being used in the Bazhenov Suite wells,

namely, fracs with hybrid-fluid system and crosslinked

gel fracs. Some wells were drilled in the experimental

commercial development area of the X-field, which

penetrated pay intervals of the Bazhenov Suite.

Standard fracs were implemented in all the wells, their

main aspects are presented in the Table on the previous

page.

A seven-stage hydraulic fracturing job was carried out

in the sidetracked Well 1, using crosslinked gel, whose

consumption amounted to 5.5 m3/min. A crosslinked gel

hydraulic fracturing job pumps an exclusive high viscosity

gel with a constant increase in proppant concentration.

Crosslinked gel hydraulic fracturing job has the following

set of advantages:

• it enables the use of a coarse fraction proppant

• high final proppant concentration;

• no proppant-settling problem in the bottom-hole area;

• hydraulic fracturing fissures are wide enough to

transfer proppant.

Along with the advantages, some shortages are present,

which are as follows:

Potential vertical growth of fractures (depending on

mechanical property profile) which increases the

likelihood that no-target intervals may be penetrated.

• The process is standard for thick permeable

formations which are a direct opposite to the

Bazhenov Suite deposits.

• After the proppant is delivered, the crosslinked gel

is injected into the formation under high pressure,

forms under the effect of a breaker fluid hard-toremove

sediment, which can reduce hydraulic fracture

conductivity.

The main limitation to the use of the crosslinked gels

for hydraulic fracturing in the deposits of Bazhenov

Suite is non-development of the stimulated reservoir

volume (SRV). The formation of poorly branched fracture

networks, or predominantly planar fractures, takes

place, first of all, because of the high viscosity of the

fluid, which often results in the scenario of intersections

between the hydraulic fracture and an intrinsic fracture,

without opening and consequently reinforcing the latter

[5]. Such an approach can be applied for commingling of

structural faults. Besides, using the standard crosslinked

gel, operations suggests lower volumes of fluid, which

causes lower half-length of the created hydraulic

fractures, hence, the probability of intersection between

42

ROGTEC


2020

6th KDR Well Engineering Forum

Autumn 2020

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 • HSE

Event partners

+34 951 388 667

www.kazdr.kz


1000

10

Концентрация проппанта, мг/м 3

Proppant concentration, mg/m 3

900

800

700

600

500

400

300

200

100

Расход смеси м 3 /мин

Mixture consumption, m 3 /min

9

8

7

6

5

4

3

2

1

Сшитый гель - Crosslinked gel

Вода с понизителем трения

Water with friction reducing agent

Линейный гель

Linear gel

Сшитый гель

Crosslinked gel

Линейный гель - Linear gel

0

0

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 105 110 115 120

Время, мин - Time, min

Рис.1: Типовой гибридный дизайн ГРП для скв. 2, 3 и 4 Fig.1: Standard hybrid hydraulic fracturing design for Wells 2, 3 and 4

снижает ширину и проводимость трещины до

нулевых значений; – разрушение и вдавливание

проппанта в стенки трещины вследствие его низкой

концентрации. Анализ значений стартовых дебитов,

а также тренда их падения показал, что скв. 4 и 1

имеют схожие стартовые дебиты и накопленную

добычу (рис. 2). У скв. 4 стартовый дебит выше,

но в процессе отбора жидкости произошло его

быстрое падение. Одной из причин является потеря

части SRV из-за смыкания незакрепленных трещин

либо трещин, с малой концентрацией проппанта по

причине его вдавливания в стенки трещины ГРП.

Скв. 1 имеет меньший стартовый дебит, однако

текущий дебит стабилен в течение почти 2 лет.

МГРП в данной скважине проведен на сшитом геле,

что приводит к формированию преимущественно

natural fractures and hydraulic ones decrease. The

hybrid design suggests the use of different types of fluid

in the course of a single hydraulic fracturing operation.

The use of large volume of low viscous fluids facilitates

the expansion of man-made fractures and a more active

formation of their extensive network (Fig.1). To reinforce

the hydraulic fractures created with proppants, a large

number of proppant slugs are used. However, when

carrying out this type of hydraulic fracturing operation, a

significant amount of fluid is injected, which results in the

following complications:

• Formation of hydrodynamically isolated fracture

network sections;

• Fractures are filled with low concentrations of

proppant, which, while the well is operated, reduces

the width and conductivity of a fracture to zero;

25

20

Скв. Well 1

Скв. Well 2

Скв. Well 3

Скв. Well 4

Дебит нефти, т/сут

Oil flow rate, ton/day

15

10

5

0

100 200 300 400 500 600 700 800


Рис.2: Динамика дебита скважин на месторождении Х после проведения операций МГРП

Fig.2: Dynamics of well flow rate at the X field upon completion of multi-stage hydraulic fracturing jobs

44

ROGTEC


STIMULATION

планарных трещин. Скв. 2 и 3 характеризуются

более высокими стартовыми и текущими дебитами, а

также

более высокой накопленной добычей. В скв.

3 использовано меньше жидкости ГРП при

неизменной средней массе проппанта, т.е. создана

сеть трещин с повышенной концентрацией

проппанта. Вследствие этого проводимость

трещин в процессе работы снижается менее

значительно. В скв. 2 ситуация схожа с ситуацией

в скв. 4. Аналогичный дизайн закачки позволил

добиться максимального стартового дебита (около

20 т/сут), однако в дальнейшим произошло его

резкое падение. С учетом накопленного опыта

проведения гидроразрыва пластов баженовской

свиты, анализа работы скважин после ГРП,

геолого-геомеханических факторов (неоднородное

поле напряжений, карта естественной

трещиноватости в окрестностях скважины, 1D

геомеханическая модель для каждой стадии), а

также мирового опыта разработки сланцевых

залежей специалистами Инжиниронгового центра

МФТИ и Технологического центра «Бажен»

для условий баженовской свиты разработан

альтернативный дизайн МГРП (рис. 3).

Он представляет собой гибридный ГРП,

включающий три различных типа жидкости: воду с

понизителем трения, линейный и сшитый гели. Во

избежание деградации сети трещин снижен общий

объем жидкости за счет уменьшения объема

жидкости продавки между слаговыми пачками.

Использование большой доли маловязкой

жидкости способствует более активному

формированию сети трещин. Для наиболее

равномерного закрепления сформированной

сети трещин предлагается закачка проппантных

• Disintegration of the proppant, due to its low

concentration, and being impressed into the walls of a

fracture.

The analysis of the initial flow rates, including the trends

of its decline, revealed that Well 4 and Well 1 have

similar initial flow rates and cumulative production (Fig.2).

Well 4 had a higher initial flow rate, but its rapid decline

took place in the course of fluid withdrawal. One of

the causes of this has been partial loss of SRV due to

closing of unreinforced fractures, or the fractures having

a low concentration of proppant, as it gets pressed into

their walls. Well 1 had lower initial flow rate, however

its current productive rate has been stable for almost

2 years now. The multi-stage hydraulic fracturing job

performed in this well, used crosslinked gel, which

resulted in formation of predominantly planar fractures.

Well 2 and Well 3 are featured with higher initial and

current flow rates, as well as with higher cumulative

production. Lower fluid volumes were used in Well 3,

with an unchanged average proppant weight, it has

an extensive network of fractures which were created

with a higher proppant concentration. Due to this, the

conductivity of fractures in the course of well operation

decreases less considerably. In the case of Well 2 the

results are similar to the ones of Well 4. The similar

injection design made it possible to achieve a maximum

initial flow rate (circa 20 ton/day), however, it decreased

considerably afterwards. Taking into account the

gathered experience of performing hydraulic fracturing

of the Bazhenov Suite reservoirs, the post hydraulic

fracturing well operation analysis, the geological and

geomechanical factors (heterogeneous stress fields,

well area natural fracture map, 1D geological and

geomechanical model for each stage), as well as the

worldwide experience of developing shale deposits,

the specialists of MIPT Center for Engineering and

Technology “Bazhen” developed an alternative multi-

Концентрация проппанта, мг/м 3

Proppant concentration, mg/m 3

1000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0

Расход смеси м 3 /мин

Mixture consumption, m 3 /min

15

14

13

12

11

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

Вода с понизителем трения

Water with friction reducing agent

Линейный гель

Linear gel

Сшитый гель

Crosslinked gel

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90


Рис.3: Альтернативный гибридный дизайн ГРП, разработанный в ООО “Инжиниринговый центр МФТИ»

Fig.3: Alternative hybrid hydrauilc fracturing design, developed by “MIPT Center for Engineering and Technology LLC”

Линейный гель - Linear gel


ROGTEC

45


пачек с постепенным увеличением концентрации

проппанта, что способствует закреплению

более мелких и удаленных трещин в отличие

от типового дизайна ГРП. Также пошаговое

увеличение концентрации проппанта способствует

увеличению проводимости трещин по мере

приближения удаленной стимулированной зоны

пласта к призабойной. Для переноса проппанта в

маловязкой жидкости одним из главных факторов

является использование высокорасходного

флота ГРП. В данном случае высокий расход

служит для поддержания раскрытия системы

трещин и компенсации утечек при активации

а

stage hydraulic fracturing design for the conditions of

Bazhenov Suite (Fig 3).

It corresponds to a hybrid hydraulic fracturing job

comprising three different types of fluid: water with

fraction reducers, linear gel and crosslinked gel. To avoid

degradation of the fracture network, the total amount of

fluid was reduced due to lower amount of overflush fluid

used between proppant slugs. The use of large volume

of low viscosity fluid facilitates more active formation of

the fracture network. To more uniformly reinforce the

formed fracture network, injection of proppant slugs

with gradual increase in proppant concentration was

б

Трещины:

Fractures:

гидравлические

Hydraulic fractures

закрепленные

Reinforced fractures

Рис.4: Графическое представление развития SRV при альтернативном (а) и типовом (б) дизайнах ГРП

Fig.4: Graphic representation of the SRV development in case of (a) alternative hydro-frac design (b) standard hydro-frac design

трещиноватости. Использование относительно

небольшого объема сшитой жидкости обеспечивает

формирование трещин в продуктивном интервале

баженовской свиты. Снижение доли сшитого геля

обеспечивает минимальное загрязнение трещины

продуктами деструкции геля ГРП. По результатам

моделирования (рис. 4) отмечается эффективное

применение разработанного дизайна ГРП.

Гидродинамическое моделирование

Для подтверждения эффективности проведения

операций МГРП по различным планам обработки,

а также прогноза дебита нефти после МГРП было

проведено моделирование в гидродинамическом

симуляторе PEBI. Данный симулятор позволяет

рассчитывать прогнозируемый дебит жидкости

и нефти с учетом сформированной сети трещин,

полученной в симуляторе «РОСТ МГРП». По

proposed, which would contribute to reinforcement of

massively smaller and distant fractures, in difference from

the standard hydraulic fracturing design. Besides, the

stepwise increase of proppant concentration contributes

to increasing conductivity of fractures as the uninvaded

stimulated reservoir zone nears the bottom hole area.

To transfer proppant in low viscosity fluid, one of the

major factors is using high rate hydraulic fracturing

fleet. The high rate, in this case, serves to support the

opening of the fracture system and compensation of

leaking when the fracturing process becomes active.

The use of relatively small amounts of crosslinked gel

provides formation of cracks in a productive reservoir

of Bazhenov Suite. The reduced amount of crosslinked

gel provides the minimal contamination of fractures with

products of hydrofrac gel decomposition. The simulation

results (Fig.4) speak for an efficient use of the developed

hydraulic fracturing design.

46

ROGTEC


STIMULATION

результатам гидродинамического моделирования

стартовый дебит для ГС с 15 стадиями ГРП

составляет 88 т/сут. Высокий модельный

стартовый дебит позволяет сделать вывод

об эффективности применения дизайна ГРП

Инжинирингового центра МФТИ. В связи с этим

было принято решение о проведении МГРП с

альтернативным дизайном в проектируемой скв. 5.

В данной скважине по результатам моделирования

было запланировано проведение 15-стадийного

ГРП с применением альтернативного плана

обработки. Полученный SRV имеет большее число

трещин, закрепленных проппантом.

Заключение (анализ полученных

данных)

В ходе проведения операции ГРП в скв. 5

согласно утвержденному плану работ осложнений

не возникло. На рис. 5 приведена динамика

прогнозного и фактического дебитов нефти

после вывода скв. 5 на режим. В уравнениях

материального баланса при гидродинамическом

моделировании учитывались объем закачанного

флюида в ходе проведения операции МГРП,

а также последующая его отработка. После

отработки жидкости стартовый дебит нефти

скв. 5 составил 88 т/сут, что показывает

хорошую сходимость с фактическим стартовым

дебитом – 83 т/сут. Фактический тренд падения

добычи нефти совпадает с расчетным, что

свидетельствует о достаточной прогнозной

способности данной модели. Полученные

результаты проведения МГРП в скважинах,

пробуренных на баженовскую свиту, и результаты

90

80

70

Hydrodynamic Modeling

To confirm the efficiency of multi-stage hydraulic

fracturing operations based on various designs, as

well as the predicted oil flow rate after multi-stage

hydraulic fracturing operation, hydrodynamic modeling

was carried out in the Perpendicular Bisection (PEBI)

Hydrodynamic simulator. The given simulator makes

it possible to calculate the predicted flow rate for

fluid and oil, taking into account the formed fracture

network, obtained in the simulator “ROST MGRP”

(Calculation of the Optimal Fracturing System). Based

on the results of the hydrodynamic modeling, the

initial flow rate for horizontal wells with 15-stage

hydraulic fracturing job amounts to 88 ton/day. The

high simulated initial flow rate brings us to conclusion

that the hydraulic fracturing design developed by

the MIPT Center for Engineering and Technology has

been effective. Due to this, it was decided to carry

out a multi-stage hydraulic fracturing operation with

alternative design in projected Well 5. Based on the

results of the modeling, a 15-stage hydraulic fracturing

job was planned in this well, with the use of alternative

treatment design. The obtained SRV has greater

number of cracks reinforced with proppant.

Conclusion (Data Analysis)

The hydraulic fracturing jobs carried out in Well

5, according to the approved work plan, had no

complications. Fig.5 presents the dynamics of the

predicted and actual oil production rate after bringing

the Well 5 to stable production. The volume of the fluid

injected

in the course of the multi-stage hydraulic fracturing

operation, as well as its further treatment, were

Дебит нефти Oil flow rate

Фактический Actual flow rate

По модели Projected flow rate

Дебит нефти, т/сут

Oil flow rate, ton/day

60

50

40

30

20

10

0

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100


Рис.5: Динамика фактического и полученного по результатам моделирования дебитов нефти скв.5

Fig.5: Dynamics of the actual and projected flow rate obtained a result of modeling oil flow rates of Well 5


ROGTEC

47


моделирования добычи нефти по дизайну

Инжинирингового центра МФТИ позволяют

сделать вывод об эффективности комплексного

подхода к проектированию, моделированию

и проведению операций гидроразрыва пластов

баженовской свиты. МГРП, выполненный согласно

разработанному дизайну, приводит к значительному

увеличению стимулированного объема пласта, что

подтверждается как результатами моделирования

по фактическим данным закачек, так и

увеличением дебита в результате обработки в 2

раза по сравнению с дебитом соседних скважин,

простимулированных по типовому плану

Список литературы

1. Оптимизация конструкции многостадийного ГРП

в условиях баженовской свиты / А.В. Бочкарев,

С.А. Буденный, Р.Н. Никитин [и др.] // Нефтяная

промышленность. – 2017. – № 3. – С. 50–53.

2. Оценка влияния реактивированных природных

трещин на общий SRV при многостадийном

гидроразрыве (на русском) / А. Гула, А. Бочкарев,

А. Вишнивецкий [и др.] // SPE-191629-18RPTC-RU. –

2014. – DOI:10,2118/191629-18RPTC-RU.

3. Дифференцированный подход к оценке ресурсной

базы нефтематеринских отложений. Общество

инженеров-нефтяников / А.Д. Алексеев, А.А.

Антоненко, В.В. Жуков, К.В. Стрижнев // SPE-

182074-RU. – 2016.

4. Опыт построения 3D геомеханических моделей

(на примере одного из месторождений Западной

Сибири) / Ю.В. Овчаренко, С.В. Лукин, О.А. Татур [и

др.] // SPE-182031-RU. – 2016.

5. Yew C.H., Weng X. Mechanics of hydraulic fracturing.

– Gulf Professional Publishing, 2014. – 244 p.

Материал любезно предоставлен компанией ПАО «Газпром

нефть» и журналом «PROнефть»

Published with thanks to Gazprom Neft & PROneft Magazine

taken into account in the material balance equations

during the hydrodynamic simulation. After flow back

of the well the initial oil flow rate of Well 5 amounted

to 88 ton/day, which indicates a good convergence

of it with the actual initial flow rate i.e. 83 ton/day.

The actual trend of oil production decline agrees

with the predicted one, which speaks for sufficiently

good predictability of this model. The data obtained

as the result of the multi-stage hydraulic fracturing

jobs carried out in the wells drilled in Bazhenov

Suite deposits, and the results of the oil production

simulation according to the design developed by the

MIPT Center for Engineering and Technology, make it

possible for us to conclude that the comprehensive

approach to design, modeling and carrying out of

hydraulic fracturing operations in the formations of

Bazhenov Suite are efficient. The hydraulic fracturing

job carried out in accordance with the developed

design resulted in considerable increase in stimulated

reservoir volume (SRV), which has been confirmed

both by the results of modeling based on actual

injection volumes, and by the production rate

increased by double, as a result of the treatment,

compared with the flow rate of the neighboring wells

stimulated in accordance with a standard plan.

Reference

1. Bochkarev A.V., Budennyy S.A., Nikitin R.N.,

Mitrushkin D.A., Erofeev A.A., Zhukov V.V., Optimization

of multi-stage hydraulic fracturing design in conditions of

Bazhenov formation (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo =

Oil Industry, 2017, no. 3, pp. 50–53.

2. Gula A., Bochkarev A., Vishnivetskiy A., Nikitin R.,

Ovcharenko Yu., Alchibaev D., Assessment of reactivated

natural fractures influence on overall SRV during multistage

hydraulic fracturing (In Russ.), SPE-191629-

18RPTC-RU, 2018, https://doi.org/10.2118/191629-

18RPTC-RU

3. Alekseev A.D., Antonenko A.A., Zhukov V.V., Strizhnev

K.V., The differentiated approach of the reserves

estimation for source rock formations (In Russ.), SPE-

182074-RU, 2016, https://doi.org/10.2118/182074-RU

4. Ovcharenko Yu.V., Lukin S.V., Tatur O.A., Kalinin

O.Yu., Kolesnikov D.S. et al., Experience in 3D

geomechanical modeling, based on one of the West

Siberia oilfield (In Russ.), SPE-182031-RU, 2016, https://

doi.org/10.2118/182031-RU

5. Yew C.H., Weng X., Mechanics of hydraulic fracturing,

Gulf Professional Publishing, 2014, 244 p.

48

ROGTEC


UNCONVENTIONAL


ROGTEC

49

УМНЫЕ СКВАЖИНЫ

А.И. Ипатов, д.т.н., М.И. Кременецкий, д.т.н.,

А.А. Пустовских, к.ф.-м.н., И.С. Каешков, к.т.н. Научно-

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

Д.Ю. Колупаев, ООО «Газпромнефть-Хантос»

A.I. Ipatov, D.Eng.Sc., M.I. Kremenecky, D.Eng.Sc,

A.A. Pustovskikh, Cand. Sc., I.S. Kaeshkov, Cand. Sc. Scientific and

Technological Center of Gazprom Neft (Gazpromneft – NTC LLC)

D.Yu. Kolupaev (Gazpromneft-Khantos LLC)

«Газпром нефти»: Разработка и внедрение

дистанционной системы интеллектуального

глубинного гидродинамико-геофизического

мониторинга эксплуатационного фонда скважин

Gazprom Neft: The Development and

Implementation of Remote Intelligent Subsurface

Hydrodynamic and Geophysical Monitoring

Systems

Введение

Работа выполнена в 2012–2018 гг. в рамках целевой

научно-технической программы «Газпром нефти» двумя

организациями: Научно-Техническим Центром «Газпром

нефти» (теоретическая и методическая поддержка,

обработка и анализ данных, разработка программноалгоритмического

обеспечения) и ООО «Газпромнефть-

Хантос» (разработка и внедрение технологии, опытнопромышленное

опробование скважин).

Introduction

The project was performed between 2012-2018 as a

part of dedicated science and technological program

of Gazprom Neft by two of its subsideries: The Science

and Technology Center of Gazprom Neft (theoretical and

procedural framework, data processing and analysis,

development of software and algorithms) in conjunction

with Gazpromneft – Khantos LLC (development and

implementation of technology, field well tests).

50

ROGTEC


SMART WELLS

Проведение гидродинамикогеофизического

мониторинга при

разработке низкопроницаемых

коллекторов в России и за рубежом

До настоящего времени в России не было

оперативной, надежной, дешевой универсальной

цифровой технологии эффективного контроля

эксплуатации и мониторинга добывающих нефтяных

скважин. Особые трудности в этом направлении

возникли в последние годы, когда нефтяные

компании перешли на массовое применение

бурения горизонтальных скважин (ГС), проведение

объемных многостадийных гидроразрывов пласта

(МГРП), разработку низкопроницаемых коллекторов

с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ),

составляющих в настоящее время большую часть

запасов углеводородного сырья.

Фактически не существует подобных универсальных

технологий и за рубежом, так как стоимость

разработанных там высокотехнологичных систем

стационарного удаленного геомониторинга

настолько высока, что они используются

только в единичных скважинах на шельфовых

месторождениях, разрабатываемых с морских

платформ.

В России каждая добывающая нефтяная

компания пытается решать задачу повышения

эффективности гидродинамико-геофизического

контроля разработки и мониторинга добычи с

привлечением различных технических средств, как

правило, опираясь на общеизвестные методики

интерпретации и анализа, не предназначенные

для глубинных дистанционных информационноизмерительных

систем (ИИС) и не адаптированные

под новые задачи. Кроме того, отсутствуют

соответствующие федеральные руководящие

документы.

Для дочерних структур «Газпром нефти»,

на объектах которых доля ТРИЗ постоянно

растет, интеллектуальное заканчивание

высокотехнологичных скважин, а также удаленная

цифровая непрерывная диагностика забойных

параметров могли бы быть дать положительный

эффект. Чтобы реализовать данный потенциал,

необходимо:

• найти способы снижения расходов на

обустройство скважин глубинными стационарными

информационно-измерительными системами

(СИИС);

• определить подходы к извлечению из

избыточных, на первый взгляд, цифровых данных

дистанционного перманентного геомониторинга

Technologies for hydrodynamic and

geophysical monitoring of tight reservoirs

in Russia and abroad

A prompt, robust, cheap, and flexible digital technology

for the efficient control over the development and

monitoring of oil production wells has not existed

in Russia until recent times. This problem became

particularly challenging in recent years due to the

increased development by oil producers of horizontal

wells multi-stage fracturing and development of tight

reservoirs with unconventional reserves.

In fact, neither has similar universal technologies that

have been developed abroad – the cost of existing hitech

systems for permanent remote geo-monitoring is so

high that they are only implemented at selected offshore

wells that are being developed from platforms.

In Russia each oil producing company strives to increase

the monitoring efficiency of development and production

of their hydrodynamical and geophysical wells using

various means of technology. As a rule, they employ

generally known approaches to data interpretation and

analysis that are not suitable for subsurface remote

information and measurement systems (IMS) as neither

have been customized for this application. Besides the

corresponding state regulatory documents haven’t been

issued.

Subsidiaries of Gazprom Neft that face an increasing

share of unconventional reserves in their portfolios could

benefit from an intelligent completion system in hi-tech

wells and permanent remote digital monitoring of the

bottom-hole area. In order to realize this potential, it’s

required to:

• Find a way to reduce the costs of equipping wells with

permanent subsurface information and measurement

systems.

• Define approaches to extract robust quantitative

data sets which are required to perform historical

matching of the hydrodynamic models for the wellformation

system out of seemingly redundant datasets

of permanent remote geo-monitoring.

Compliance with conditions specified above is essential

to maximize the economic benefits of digitalization and

optimization development, through the operational

management of the well life cycle. However, the goal of

equipping production wells with systems for permanent

hydrodynamic and geophysical monitoring is not limited to

digitalization efficiency and well diagnostics.

A crucial technological target is to reduce production

losses associated with the need for long downtimes in

productions that are required for carrying out geophysical


ROGTEC

51


надежных количественных критериев, требуемых

для настройки соответствующих гидродинамических

моделей для систем скважина – пласт(ы).

Указанные условия необходимы для получения

экономического эффекта от цифровизации и

оптимизации разработки путем оперативного

управления работой скважин и пластов. Однако

цель создания СИИС удаленно- го непрерывного

гидродинамико-геофизического мониторинга

при обустройстве эксплуатационных скважин не

сводится только к достижению максимальной

цифровизации и оперативности при проведении

диагностики работы скважин и пластов.

Реальной технической задачей становится

уменьшение потерь добычи продукции, связанных с

необходимостью длительных простоев добывающих

скважин при проведении в них стандартных

комплексов промыслово-геофизических (ПГИ)

и гидродинамических (ГДИС) исследований,

предписанных в РФ лицензионными соглашениями

и федеральными регламентными документами с

целью обеспечения должного контроля разработки.

Рассмотрим один из типичных аспектов данной

проблемы. Для достижения требуемого согласно

положениям действующих отраслевых руководящих

документов уровня информативности ГДИС

(получение количественных оценок текущей фазовой

проницаемости, скин-фактора призабойной зоны

пласта, уточнение геометрии залежи, учет фактора

влияния соседних скважин и др.) длительность

вынужденной остановки добывающей скважины при

проведении традиционного исследования с записью

кривой восстановления давления (КВД) для пластов

с абсолютной проницаемостью (0,1–2)⋅10 -3 мкм 2 (что

соответствует категории ТРИЗ) составит десятки

суток или даже месяцы (для фиксации режима

радиального притока).

Геофизические и гидродинамические средства

СИИС, до настоящего времени эпизодически

применяемые в разных нефтяных компаниях,

подтолкнули к созданию и развитию

нового технологического направления в

нефтегазопромысловом деле – стационарного

удаленного гидродинамико-геофизического

мониторинга добывающих скважин

Как правило, нефтяные компании на

месторождениях ТРИЗ на это не идут, проводя

заведомо некондиционные короткие записи КВД. В

итоге либо фактически сокращается объем ГДИС

в процессе эксплуатации, либо они выполняются

некорректно, что отражается как на изученности

объектов разработки и эффективности применяемых

52 ROGTEC

logging and hydrodynamical testing – studies that are

required in Russia in the licensing arrangements and

state regulatory documents in order to achieve the goals

for the fields development. Let’s revise one of the typical

sides of the issue. In order to satisfy the requirements

for conventional well testing (pressure recovery curve

logging with quantitative estimations of instant effective

permeability and skin-factor of near-wellbore formation

zone, refinement of formation’s geometry, adjacent wells’

influence etc) as per valid industry-specific regulatory

documents, a well which produces from low-permeable

formations with absolute permeability of 0.1-2 . 10 -3 um 2 –

which corresponds to unconventional reservoirs – must

be shut down for dozens of days or even for several

months (if a radial flow regime is under consideration).

Systems for permanent geophysical and

hydrodynamical monitoring that have been

sporadically implemented within various oil producing

companies prompted the development of an innovative

technological trend amongst oil and gas engineering

disciplines namely permanent remote hydrodynamic

and geophysical monitoring of production wells.

As a rule, oil producers intentionally don’t perform

full-scale well tests at unconventional reservoirs. This

practice basically either reduces the required volume of

well testing logging or compromises its results.

Consequently, the development targets state of

exploration, the efficiency of geological and technical

operations based on the results of the well test (including

drilling of new wells) and solutions for the optimization of

the fields development are affected.

A similar situation has arisen in the domain of production

logging especially in hi-tech wells, due to increased

volume, by most Russian oil producers, in the drilling

of horizontal wells (including multilateral wells and

horizontal wells with multi-stage fracturing) which has

resulted in increased cost for conventional well logging.

This is because the hi-tech delivery of geophysical tools

into an elongated (1-2 km) horizontal wellbore together

with a stimulation treatment during drawdown which

has been induced by the electrical submersible pump

is required. These technologies are quite costly which

highlights the need for real-time wellbore measurements

via geophysical and hydrodynamical sensors which

have been permanently embedded into the completion

and lifting systems. Technologies for the permanent

geophysical and hydrodynamical monitoring that

have been sporadically implemented within various oil

producing companies and have pushed the creation

and development of a new technological direction in

the oil and gas field - permanent remote hydrodynamicgeophysical

monitoring of production wells.


PRODUCTION


ROGTEC

53


на их основе геолого-технических мероприятий (ГТМ)

(включая бурение новых скважин), так и на решениях

по оптимизации системы разработки.

Аналогичная ситуация сложилась и в области

ПГИ, особенно в высокотехнологичных скважинах.

Кроме того, из-за произошедшего в последние

годы в России массового перехода добывающих

нефтяных компаний на бурение ГС, в том числе

многоствольных, а также ГС с МГРП, удельные

расходы на про- ведение традиционных

ПГИ кратно выросли. Это связано с тем, что

при их выполнении требуется обеспечивать

высокотехнологичную доставку геофизических

приборов под насос в протяженный (до 1–2 км)

горизонтальный ствол и осуществлять при этом

вызов притока на технологической депрессии с

использованием электроцентробежного насоса

(ЭЦН). Поскольку стоимость этих технологий

достаточно высока, объективно актуализировалась

задача проведения в режиме реального времени

непрерывных измерений встроенными в

компоновки глубинного и насосного оборудования

геофизическими и гидродинамическими датчиками

СИИС. Геофизические и гидродинамические

средства СИИС, до настоящего времени

эпизодически применяемые в разных нефтяных

компаниях, подтолкнули к созданию и развитию

нового технологического направления в

нефтегазопромысловом деле – стационарного

удаленного гидродинамико-геофизического

мониторинга добывающих скважин.

Наиболее актуальным это направление стало и для

«Газпром нефти» в связи с переходом компании

на разработку активов с низкопроницаемыми

коллекторами с ТРИЗ, где традиционные комплексы

ПГИ и ГДИС недостаточно эффек- тивны.

Необходимость перехода от традиционных ПГИ и

ГДИС на мониторинг в процессе раз- работки – LWPмониторинг

(т.е. дистанцион- ную гидродинамикогеофизическую

мониторинговую систему на основе

модулей СИИС) показана на рис. 1. Решение

данной задачи на объектах «Газпром нефти» на

первом этапе (до 2014 г.) было реализовано путем

модернизации стационарных датчиков давления

и температуры (датчиков телеметрических систем

насосов), изначально устанавливаемых с целью

контроля чисто эксплуатационных параметров.

Меры, принятые в компании «Газпром нефть»

для перехода от датчиков-индикаторов на

сертифицированные высокочувствительные

средства измерения давления и температуры,

а также направленные на расширение памяти

регистрирующих устройств, позволили обеспечить

прямой способ дистанционной регистрации

This trend has also become of a consideration for

Gazprom Neft due to company’s transition to the

development of low-permeable unconventional reservoirs

where conventional well logging and well testing suites

are not efficient enough. The need to change over from

conventional well logging and well testing to remote

hydrodynamic and geophysical monitoring based on

permanently installed wellbore sensors (logging-whileproduction,

LWP) is illustrated at Fig. 1.

Stage I (before 2014) of the development of the

technology involved the upgrading of the embedded

pressure and temperature sensors for the pumping

systems telemetry that had been initially designed to

control the operating parameters only. A comprehensive

set of measures taken by Gazprom Neft in order to replace

the indicator sensors with certified high-sensitivity pressure

and temperature gauges and to expand the memory of

logging devices has allowed the direct access of remote

wellbore pressure logging data and wireless transmission of

this data to the processing centers.

Therefore, completion of Stage 1, the technology

development, which required installation of singlegauge

permanent wellbore sensors, allowed for the

realization of so-called ‘passive experiment during

reservoir development’ concept. The latter stipulates for

maximizing the use of digital measurement and telemetry

systems which have been integrated into downhole

equipment for remote diagnostics and control over

wellbore conditions. As a result, within core assets of

Gazprom Neft the following targets have been achieved:

• Abandonment of ultrasonic scanning measurements

for estimation of bottom hole pressures out of

drawdown levels that were not always showing

adequate results.

• Realtime monitoring of wellbore conditions with high

precision: sensitivity range of certified pressure gauges

is currently 0.0001-0.001 MPa;

• Over 95% of scheduled well testing activities in

operating well stock are currently performed using

permanent single-gauge measurement systems

without engaging of wireline services;

• Approaches and software algorithms have been

developed that allow elimination of using costly

technologies based upon logging of lengthy pressure

build-up curves with logging of long-term pressurelevel

curves - which starts immediately after a well

becomes an active stream and can last for many

years; these measurements are accompanied

by logging the build-up curves during the well’s

operational shutdowns.

54

ROGTEC



Существенное

увеличение потерь

добычи нефти за время

регистрации КВД

(ГДИС) вследствие

низкой проницаемости

коллекторов

Оборудование ГС

распределёнными

и точечнораспределёнными

СИИС

Точечные СИИС, модули

телеметрии насосов

• Низкая и гипернизкая

проницаемость

• Сложная структура коллектора

(проблемы ППД)

• Образование трещин

автоГРП (прорывы вод)

• Многопластовость залежи

• Близость ГНК и ВНК

• Бурение ГС и ГС с МГРП

Удорожание

технологии и снижение

информативности

стандартных ПГИ в

условиях ГС

Оборудование ГС и

ВС (ОРЭ) системами

интеллектуальной

диагностики и управления

закачкой (отбором)

Быстрое падение

дебитов нефти ГС и ГС

с МГРП, необходимость

контроля динамики

профиля притока

Мониторинг

взаимовлияния скважин

по непрерывным

записям СИИС

Сложность организации системы

ППД особенно при образовании

трещин автоГРП

Рис.1: Актуальность перехода от традиционных исследований ПГИ и ГДИС на глубинные дистанционные СИИС (ППД – поддержание

пластового давления; ГНК, ВНК – соответственно газо-и водонефтяной контакт; ВС – вертикальная скважина, ОРЭ – одновременнораздельная

эксплуатация)

забойного давления и беспроводную передачу этих

данных в обрабатывающие центры.

Таким образом, на первом этапе развития точечных

(единичных) датчиков СИИС удалось реализовать

концепт так называемого пассивного эксперимента

при разработке залежей, предусматривающего

максимальное использование при удаленной

диагностике и управлении забойными параметрами

встроенных в глубинное скважинное оборудование

цифровых измерительных и телеметрических

систем. В результате на основных активах «Газпром

нефти» удалось:

• отказаться от применения не всегда корректных

средств эхолокации для оценки забойных

давлений по динамическим уровням;

• получать данные о забойных параметрах в

режиме реального времени с высокой

точностью; чувствительность датчиков давления

(все – сертифицированные средства измерения) в

настоящее время составляет 0,0001–0,001 МПа;

• перейти на выполнение более 95 % объемов

плановых ГДИС в добывающем фонде скважин с

помощью стационарных точечных измерительных

The results at the Gazpron Neft sites, even after the

completion of just the initial stage of implementing

single-gauge permanent sensors, has resulted in

multiple cuts in oil losses that had previously occurred

due to forced shutdowns of the productions wells,

without loss of information and the quality of the

well records themselves. As a result of being able to

remotely control the ESP pump rate in conjunction

with continuous wellbore data, including wellbore

pressure measurements and nonstationary well

testing loops transmitted by surface wireless telemetry

systems - it has become possible to perform prompt

operational control over production processes and to

quantitatively ground optimum operation performance

for a whole lift system comprised of a well and

formation(s). This technological principle concept

of a Smart Well or the “smart (digital) well” is widely

publicized and discussed in the world today.

Major implementation of the ‘Smart Well’ concept

at Gazprom Neft assets, was completed and most

production wells were equipped with pumping systems in

2014. This allowed a significant reduction in the planned

losses in oil production associated with well testing and

56

ROGTEC


SMART WELLS

Significant increase of oil

production losses while

performing acquisition of

pressure build-up curves

due to low permeability of

reservoirs

Equipping of horizontal

boreholes with distributed

and single gaugedistributed

permanent

borehole sensors

Fast decrease of

production rates in

horizontal wells and in

horizontal boreholes

with multi-stage fracking

hence necessity to control

dynamics of a flow profile

Single-gauge boreholeembedded

sensors,

Modules for pumps’ telemetry

• Low and ultra-low permeability

• Complex structure of a reservoir

(issues with maintaining of a

formation pressure)

• Self-induced hydraulic fractures

and water breakthrough

• Multi-formation deposits

• Proximity of GOC and WOC

• Drilling of horizontal wells and wells

completed with multi-stage fracking

Monitoring of a well

interference based on

continuous data from

permanent boreholeembedded

sensors

Increase of technology

costs and decrease

of informativity for

conventional production

logging in horizontal

wellbores


boreholes and dualcompletion

wells with

systems for a smart control

over pumping or injecting

Challenges with designing of a

reservoir pressure maintenance

system especially due to selfinduced

hydraulic fractures

Fig.1: Relevance of conversion from conventional production logging and well testing to the continuous monitoring by implementation of

permanent borehole-embedded sensors

систем (без привлечения к ГДИС геофизических

сервисов);

• разработать методологию и алгоритмы

программного обеспечения, позволившие

отказаться от практики применения затратных

технологий на основе записей длительных КВД

и перейти преимущественно на технологии записи

долговременных кривых стабилизации давления

(КСД), которые регистрируются после запуска

скважины в работу (при этом процесс регистрации

может длиться годами), сопровождающиеся

вспомогательными кратковременными записями

кривых восстановления уровня (КВУ) при

технологических остановках.

В результате на объектах компании «Газпром нефть»

уже на начальном этапе внедрения точечных СИИС

удалось многократно сократить потери добычи

нефти от вынужденных длительных остановок

добывающих скважин без потери информативности

и качества самих записей ГДИС. Благодаря

использованию технических средств удаленного

управления частотой двигателя ЭЦН, а также на

основе получаемой с помощью телеметрических

наземных беспроводных систем непрерывной

logging of the wells production, to obtain the economic

benefits in the framework of the integrated technology

and controlled development of the oil fields (both for

vertical and directional wells. The specified effect is

achieved due to:

• Targeted boosting of the water injection system;

• Conformance control with prevention of water

breakthrough via so-called unstable self-induced

hydraulic fractures;

• Optimization of the pumps performance;

• Selection of candidate wells for re-fracking and

other factors.

A comprehensive set of measures taken by Gazprom

Neft in order to replace the indicator sensors with

certified high-sensitivity pressure and temperature

gauges and to expand memory of logging devices

has allowed for direct method for remote monitoring

of wellbore pressure and wireless transmission of this

data to processing centers.

Single-gauge permanent sensors for wellbore

hydrodynamic and geophysical monitoring have been

developed at Gazprom Neft assets between 2014-

2018. They allowed the addressing of the above listed


ROGTEC

57


скважинной информации с замерами забойного

давления и нестационарными циклами ГДИС стало

возможным осуществлять оперативное управление

режимами отбора продукции, с численным

обоснованием оптимального режима работы всей

лифтовой системы скважина – пласт(ы). Данный

технологический принцип является основой широко

рекламируемой и обсуждаемой в мире концепции

Smart Well или «умной (цифровой) скважины».

Масштабное внедрение проекта Smart Well на

объектах «Газпром нефти» с охватом практически

всего добывающего механизированного фонда

скважин было осуществлено в 2014 г. Это

позволило при значительном сокращении плановых

потерь добычи нефти, связанных с проведением

ГДИС и ПГИ, получать экономические эффекты

в рамках составляющих комплексной технологии

контролируемой и управляемой разработки

нефтяных месторождений (как для вертикальных

и наклонно направленных скважин, так и для ГС).

Указанный эффект достигается за счет:

• адресного усиления системы ППД;

• выравнивания профилей приемистости

с предотвращением прорывов воды по так

называемым нестабильным трещинам автоГРП;

• оптимизации работы насосов;

• подбора скважин-кандидатов для повторного ГРП

и других факторов.

Меры, принятые в компании «Газпром нефть»

для перехода от датчиков-индикаторов на

сертифицированные высокочувствительные

средства измерения давления и температуры,

а также направленные на расширение памяти

регистрирующих устройств, позволили обеспечить

прямой способ дистанционной регистрации

забойного давления и беспроводную передачу этих

данных в обрабатывающие центры

Точечные модули СИИС глубинного гидродинамикогеофизического

мониторинга в своем развитии

(2014–2018 гг.) позволили решать указанные

задачи на объектах «Газпром нефти», что в

совокупности с проведением ГТМ, обоснованных

этими мониторинговыми данными, дало

значительный экономический эффект, выраженный

в дополнительной добыче нефти. Только для

Южно-Приобского месторождения ежегодный

эффект оценивается в 880 тыс. т дополнительно

добытой нефти, не считая эффекта от снижения

эксплуатационных затрат.

В повышение информативности и рентабельности

стационарных систем геомониторинга при

их использовании в процессе разработки

challenges and for basing the well intervention strategies

upon the well monitoring data. Cumulatively these

measures resulted in significant economic benefit in

the form of incremental oil production. For instance, at

the Yuzhno-Priobskoe oilfield the annual oil production

increase is currently estimated at 880 thousand tons, not

counting the effect of lower operating costs.

Sensors, distributed over horizontal wellbores also

increased the information and the cost efficiency of

permanent geo-monitoring systems. These sensors can

be designed in the following ways:

• Fiber optic sensing cables (mainly leveraged on DTS

technology for thermal field measurements based on

Raman scattering) [1];

• Single-gauge-distributed indicator systems embedded

into inflow mandrels (ports and filters) of BHAs for

horizontal wells completions.

Currently permanent sensors of the above-listed

types are subject to active testing by Gazprom Neft

and other major oil producers both in Russia and

worldwide. Apart of their individual customization

it’s very important to work out a strategy for their

implementation at oilfields which should account

for conducting specific studies, describe data

acquisition technologies and suggest methods for

data interpretation and analysis that take advantage

of dedicated digital simulators which take into

account and correctly evaluate the physical chemical

processes.

In the authors opinion, an increase in the efficiency

of an oil and gas fields development is possible

by sophisticated implementation of monitoring

systems that have already been effective customized

and approved and validated by experts. To that

effect, experts at Gazprom Neft in 2012-2018

were performing systematic selection, testing,

customization, estimation of informativity and the

installation of application-specific technological

equipment and hardware components of single-gauge

and distributed wellbore-embedded sensors.

The results of this long-term study and theoretical

justification for the remote permanent geo monitoring of

production wells have been summarized among others

within a monography issued by a team of experts from

Gazprom Neft Science and Technology Center’ [2]. This

monography incorporated essential process solutions

and mandatory requirements for equipping production

wells with systems of single-gauge and distributed

remote-operated sensors; it also contained algorithms

for interpretation and analysis of corresponding digital

information.

58

ROGTEC


SMART WELLS

месторождений высокотехнологичными ГС свой

вклад вносят и так называемые «распределенные» по

всему стволу СИИС, выполненные на основе:

• оптоволоконных кабелей-сенсоров (прежде всего

по технологии DTS для измерения тепловых полей

на принципе рассеяния Рамана) [1];

• точечно-распределенных индикаторных систем,

встраиваемых в приточные мандрели (порты и

фильтры) компоновок заканчивания ГС.

В настоящее время СИИС данного типа проходят

активную апробацию как в компании «Газпром нефть»,

так и в других крупных нефтяных компаниях в России и

в мире. Однако помимо их индивидуальной адаптации

очень важно выработать систематику применения

элементов СИИС на месторождениях, включая

методологию проведения целевых исследований,

технологии сбора данных, интерпретации и анализа

получаемых результатов, в том числе на основе

специально разработанных цифровых симуляторов,

учитывающих и корректно оценивающих наблюдаемые

в работающих ГС физико-химические процессы.

По мнению авторов, повышение эффективности

разработки месторождений нефти и газа (особенно

для активов ТРИЗ) возможно в первую очередь на

базе системного (комплексного) применения уже

прошедших успешную адаптацию измерительных

диагностических средств СИИС, с учетом

проведенной экспертной оценки их фактической

информативности и достоверности. С этой целью

специалисты «Газпром нефти» в период 2012–

2018 гг. целенаправленно осуществляла выбор,

опробование, адаптацию, оценку информативности

и внедрение специализированного технологического

оборудования и технических средств глубинных

точечных и распределенных СИИС.

Результатом данного многолетнего анализа и

теоретического обоснования дистанционного

стационарного мониторинга в рассматриваемой

области стал, в частности, монографический труд

коллектива специалистов Научно-Технического

Центра «Газпром нефти» [2], где были обоснованы

основные технологические подходы и требования

к обустройству добывающих скважин системами

точечных и распределенных дистанционных СИИС,

а также предложены алгоритмы интерпретации и

анализа данного типа цифровой информации.

Результаты практического внедрения

комплексной системы гидродинамикогеофизического

мониторинга в «Газпром

нефть»

Работы по внедрению комплексной системы

гидродинамико-геофизического мониторинга

Results of the practical implementation of

an integrated system for hydrodynamic and

geophysical monitoring within Gazprom Neft

Work on implementing the integrated system for

hydrodynamic and geophysical monitoring included:

a) Conceptual design of studies to be performed at the

various stages of the system’s deployment including

theoretical justifications and execution processes; same

regarding implementation of the system in order to

optimize field development;

b) Statement of problems that require solutions in order

to create the efficient system for permanent monitoring of

producing oil wells;

c) Development of regulatory and guidance documents,

algorithms and software to perform acquisition,

processing, quantitative interpretation and documenting

of continuous digital monitoring data and to evaluate

the obtained results (including big data processing

algorithms);

d) Development of technology for implementation

of permanent wellbore sensors sets; statement of

requirements to deployment and coverage of backbone

survey networks;

e) Upgrade of equipment and measuring systems related

to wellbore permanent sensors;

f) Field tests of equipment, technologies and hardware

at various types of production wells (vertical, horizontal,

with multi-stage fracking etc.);

g) Development of technology for estimation of obtained

logs informativity; development of algorithms for log

interpretation as applied to basic types of permanent

wellbore sensors;

h) Composing of patents portfolio based upon solutions

developed for designated tasks.

At the initial stage of implementation on Gazprom Neft

assets a system of single-gauge permanent wellbore

sensors embedded into standard pumping equipment

was universally deployed. This allowed for remote

continuous monitoring of bottomhole pressure and

the prompt transfer of information back to the data

processing centers. Scheduled well testing programmes

have been completely revised due to the introduction of

certified pressure gauges with increased sensitivity (up to

0.0001-0.001 MPa). As a result, scheduled well testing

procedures in production wells are performed without

engaging of geophysical services and prevent longterm

well shutdowns. Moreover, switching to real-time


ROGTEC

59


Доля исследований без потери добычи (ТМС

в объёме ГДИС)

Ratio of non-interventional well testing equivalent

to conventional well testing

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

350

300

250

200

150

100

50

0

Дополнительная добыча нефти, тыс. т

Complimentary oil production, ktons

Рис.2: Дополнительная добыча нефти после перехода на проведение ГДИС по показаниям точечных дистанционных СИИС (ТМС –

телеметрические системы)

Fig 2: Complimentary oil production resulting from conversion to well testing by means of implemented single-gauge permanent boreholeembedded

sensors

включали:

а) разработку концепции, теории и методики

выполнения исследований на этапах создания

геомониторинговой стационарной дистанционной

системы и ее применения для оптимизации

эксплуатации месторождений;

б) формулировку задач, решение которых позволит

создать эффективную систему стационарного

мониторинга добывающих нефтяных скважин;

в) разработку нормативно-методического, методикоалгоритмического

и программного обеспечения

для проведения, обработки, количественной

интерпретации, документирования и анализа

результатов цифрового непрерывного мониторинга

(в том числе, алгоритмов обработки больших

массивов данных);

г) разработку технологии применения стационарных

комплексов СИИС, а также требований к охвату и

созданию опорных сетей наблюдения;

д) модернизацию оборудования и измерительных

средств СИИС; ж) опытно-промышленную апробацию

оборудования, технологий и аппаратурных средств

СИИС при работе в различных типах добывающих

скважин (вертикальных, горизонтальных, с МГРП и

др.);

з) разработку технологии оценки информативности

получаемых записей, алгоритмов их интерпретации

применительно к основным типам СИИС;

е) формирование пакета патентов на основе

решений поставленных задач.

На первом этапе внедрения на объектах

«Газпром нефти» была модернизирована и

повсеместно реализована система точечных

monitoring of pressure has allowed for additional realtime

control of the following parameters:

• Changes in reservoir pressure;

• Dynamics of a skin-factor (indicator of a near-wellbore

zone contamination);

• Effect of adjacent production and injection wells –

controlling of this parameter allows for preventing of

water breakthrough from injection wells thus achieving

leveling of oil displacement front by water.

At this stage, the implementation of simple single-gauge

remote wellbore sensors led to multiple oil production

savings by eliminating losses that had resulted from longterm

shutdowns of production wells (Fig. 2).

Gazprom Neft was the first company in Russia

to implement this innovative technology and the

Yuzhno-Priobskoe field was chosen as a testing

facility. Implementation of the technology allowed

for: abandoning bottomhole pressure detection out

of dynamic levels which resulted in wrong results;

performing well tests on almost 100% of operating

well stock; estimating well interference (observation

well testing), dynamics of skin-factor and bottomhole

pressure. Company’s experts defended in ‘Rosnedra’

Central Commission for Reserves (protocol #3820 dated

14.09.2006) a technology for replacement of long-term

pressure and level build-up curves’ acquisition with

long-term level stabilization and short-term level buildup

(during routine stops of electric submersible pumps)

curves’ acquisition. This technology was later registered

as a patent. Taking the Yuzhno-Priobskoe field as an

example (annual oil production in 2018 comprised more

than 11 409 thousand tons) where annual complimentary

60

ROGTEC


SMART WELLS

СИИС, устанавливаемых на серийном насосном

оборудовании. Это позволило обеспечить прямой

способ дистанционной непрерывной регистрации

забойного давления и оперативную передачу

полученных данных в обрабатывающие центры.

Благодаря внедрению сертифицированных

средств измерения давления и увеличению их

чувствительности до 0,0001–0,001 МПа программа

плановых ГДИС была полностью пересмотрена.

В результате регламентные ГДИС в добывающих

скважинах проводятся без привлечения

геофизических сервисов и длительных остановок

скважин на замеры КВД и КВУ. Более того, переход

на технологии записи долговременных КСД

позволил дополнительно обеспечить контроль в

режиме реального времени:

• изменения пластового давления;

• динамики скин-фактора (показатель кольматации

прискважинной зоны) при дополнительных

фиксациях кратковременных КВУ;

• влияния соседних добывающих и нагнетательных

скважин, что позволило предотвратить прорывы

воды от нагнетательных скважин и соответственно

добиваться выравнивания фронта вытеснения

нефти водой.

На данном этапе за счет внедрения простейших

точечных дистанционных СИИС удалось многократно

сократить потери добычи нефти из-за вынужденных

длительных остановок добывающих скважин (рис. 2).

В данной инновации компания «Газпром нефть»

была первой в России. В качестве полигона

было выбрано Южно-Приобское месторождение.

Внедрение технологии позволило: отказаться от

некорректных определений забойного давления

по динамическим уровням, проводить ГДИС

практически со 100%-ным охватом добывающего

фонда, оценивать взаимовлияние скважин (принцип

гидропрослушивания), динамику скин-фактора

и пластового давления. Специалисты компании

обосновали и защитили в ЦКР Роснедра (протокол

№ 3820 от 14.09.2006 г.) технологию замены записи

длительных КВД и КВУ на записи долговременных

КСД с кратковременными КВУ (технологические

перерывы в работе ЭЦН), позже оформленную

как патент. На примере Южно-Приобского

месторождения (годовая добыча в 2018 г. составила

более 11 409 тыс. т нефти), где ежегодный эффект

от внедрения точечных СИИС оценивается на уровне

880 тыс. т дополнительно добытой нефти, можно

сделать вывод, что оптимизация добычи за счет уже

внедренных средств СИИС дает совокупный эффект

7,7 % уровня добычи месторождения. Составляющие

экономического эффекта следующие: – оптимизация

работы насосов (потенциал насосов оценивался по

oil production due to implementation of single-gauge

wellbore sensors is estimated at 880 thousand ton. It can

be concluded that optimization of oil production driven

by the technical means that have been already deployed

cumulatively results in 7.7% of field oil production.

Components comprising economic benefit are the

following: optimization of pumps performance (potential

pumps capacity was estimated out of dynamics of data

obtained by wellbore sensors) – more

than 1.8%; selection of candidate wells for refracking

taking into account interference of offset wells (estimated

data obtained by wellbore sensors) – more than 1.3%;

leveling of oil displacement and redistribution of water

injection (including reduction of injected water volume in

order to exclude water breakthrough due to self-induced

hydraulic fracturing) – more than 1.8% (not taking into

account effect of non-efficient injection decrease); target

boosting of reservoir pressure maintenance system –

1.7%; reduction of direct oil production losses due to

switching from acquisition of pressure and level buildup

curves to real-time acquisition of level stabilization

curves – not less than 1.1%. At this stage apart from

single-gauge wellbore sensors providing wellbore

hydraulic measurements, there was also implementation

of autonomous remote multiple single-gauge sensors

each consisted of a flowmeter, water-in-oil meter,

thermometer and pressure gauge; they were installed at

different depths in vertical and directional wells (usually

at the top of co-produced oil formations). Remote data

transmission from these multiple-measurement devices

(for example if ‘Sprut’ (‘Octopus’) design developed

by ‘Geofizika’ research and production company was

implemented) has been achieved by 2 ways:

1) In production wells – a power supply cable sits

inside a pump telemetry unit is connected to a string

of sensors; the latter is suspended below the electric

submersible pump within a perforated zone;

2) Injection wells, with dual injection equipment, a

separate additional cable is used.

Unconventional oil deposits produced

mostly by horizontal wells with multi-stage

fracking have been identified as optimum

candidates for performing the studies with

distributed fiber-optic systems.

This type of single-gauge-distributed wellbore sensors

deployed at the Yuzhno-Priobskoe field with wells

equipped with Y-tool bypass systems which allowed

targeted monitoring of producing wells equipped with

multizone completions. This permanent geomonitoring

resulted in reliable quantitative data regarding multiphase

fluid movement and composition (under conditions

of pumping-assisted production of formations); and

variations of the filtering parameters within produced oil


ROGTEC

61


динамике данных СИИС) – более 1,8 %; – подбор

скважин-кандидатов для повторного ГРП с учетом

интерференции соседних скважин (благодаря

оценке взаимовлияния скважин по датчикам

СИИС) – более 1,3 %; – выравнивание профиля

приемистости с перераспределением закачки

воды (включая снижение объемов закачки для

исключения прорывов воды по трещинам автоГРП)

– более 1,8 % (без учета эффекта от снижения

непроизводительной закачки); – адресное усиление

системы ППД – 1,7 %; – снижение прямых потерь

добычи нефти вследствие замены комплексов

ГДИС (с за- писью КВД и КВУ) на СИИС с

регистрацией КСД в режиме реального времени

– не менее 1,1 %. На указанном этапе помимо

точечных СИИС, обеспечивающих замеры ГДИС,

применялись и многоточечные СИИС с автономными

и дистанционными комплексами датчиков ПГИ

(расходомер, влагомер, термометр, манометр),

устанавливаемых на разных глубинах в вертикальных

и наклонно направленных скважинах (обычно – в

кровле совместно разрабатываемых нефтяных

пластов). Дистанционный способ передачи с таких

комплексных СИИС (например, при использовании

модификации системы «Спрут», разработанной НПФ

«Геофизика») обеспечивался двумя способами:

1) для добывающих скважин – через силовой

кабель, сочлененный в погружном блоке телеметрии

насоса с дополнительным кабелем-гирляндой, при

подвешивании последнего под ЭЦН в интервале

перфорированных пластов;

2) для нагнетательных скважин с оборудованием

одновременно-раздельной закачки - через

дополнительный кабель.

Наиболее актуальными объектами

для исследования с помощью

распределенных оптоволоконных

систем признаны залежи нефти с триз,

разрабатываемые преимущественно гс с

мгрп

Совместно с созданной на Южно-Приобском

месторождении опорной сетью скважин,

оснащенных байпасным оборудованием Y-Tool,

данный тип точечно-распределенных СИИС

позволил вести выборочный мониторинг работы

добывающих скважин, эксплуатируемых по

технологии ОРЭ. Результатом данного типа

стационарного геомониторинга явилось получение

достоверной количественной информации: – о

профиле и составе многокомпонентного притока

(в условиях насосной эксплуатации объектов);

– об изменениях текущих индивидуальных

62 ROGTEC

formations; unevenness of reserve recovery of a multizone

reservoir; occurrence of intracolumn fluid migrations

after a well shutdown. Starting from 2014 during next

stage of implementation of permanent wellbore sensors

for geomonitoring (including distributed fiber optics

systems for thermal monitoring DTS and indicatorbased

(tracer) systems for monitoring flow profile and

composition) horizontal wellbores with multi-stage

fracking have been subjected to field testing.

For a detailed description of the results, refer to work [3]

from Gazprom Neft experts’ conclusions regarding new

approaches for remote distributed monitoring and their

commentaries for delivering equipment with distributed

wellbore sensors in horizontal wells that have been

implemented at Gazprom Neft assets. The delivery of

fiber optics sensing cable systems deployed through the

tubing, of a reduced diameter, has its advantages for

long-term monitoring while delivery via a coiled tubing

should be applied for short-term monitoring. By the end

of 2018 Gazprom Neft fields had the following systems

deployed for field testing: fiber optic thermal monitoring

system (DTS) – at 15 wells; fiber optic acoustic systems

DAS – at 3 wells; fiber optic systems for bottomhole

pressure control – at 2 wells; single-gauge-distributed

indicator-based systems – at 8 wells.

From the point of view of the country’s energy security,

the transition to a controlled and supervised approach

to the production of hydrocarbon raw materials is

guaranteed, which ensures guaranteed design levels of

oil production, especially at fields with unconventional

reserves produced by horizontal wells with multi-stage

fracking equipped with smart completion systems

including permanent wellbore-embedded sensors.

Practices for optimizing technology within the

geophysical monitoring of horizontal wellbores,

multilateral horizontal wellbores and horizontal wellbores

with multi-stage fracturing should be primarily intended to:

• Performance analysis of wells with

multi-stage fracking: validation of production at

separate intervals/ports (estimation of their contribution

to total production rate and flow composition), location

of hydraulic fractures within a whole horizontal

wellbore and study of their parameters, detection of

possible flaws with the BHA completion (for example

packer leakage);

• Operational decision-making aimed to increase the

wells productivity (cuttings removal from a wellbore,

selective multi-stage re-fracking, shut-off water- or

gas-breakthrough zones) based upon data describing

current fluid movement profile;

• Estimation of the formation’s level of reserve depletion,


SMART WELLS

энергетических и фильтрационных параметров

разрабатываемых нефтяных пластов; – о

нарушениях равномерности выработки

многопластовой залежи; – о возникновении

внутриколонных перетоков после остановки

скважины. На следующем (начиная с 2014 г.)

этапе внедрения геомониторинговых глубинных

СИИС (включая распределенные оптоволо- конные

системы термомониторинга DTS и индикаторные

(трассерные) системы мониторинга профиля и

состава притока) объектами апробации стали

ГС с МГРП. Подробно результаты данных

работ описаны в работе [3], где представлены

заключения экспертов компании «Газпром нефть»

относительно информативности и эффективности

новых методов дистанционного распределенного

мониторинга, а также апробированных на объектах

«Газпром нефти» способов доставки оборудования

с распределенными СИИС в горизонтальный

ствол. Способ доставки оптоволоконных кабельизмерительных

систем на НКТ уменьшенного

диаметра имеет преимущества при длительных

сроках мониторинга, в то время как технология

доставки СИИС на гибких НКТ применяется

при непродолжительных сроках. Объем

апробации распределенных мониторинговых

систем на месторождениях «Газпром нефти» и

совместных активах на конец 2018 г. составил: –

оптоволоконные термические системы DTS – 15

скважин; – оптоволоконные акустические системы

DAS – 3 скважины; – оптоволоконные системы

контроля забойного давления – 2 скважины; –

точечно-распределенные индикаторные системы

– 8 скважин.

C точки зрения энергетической безопасности

страны актуален переход на контролируемую и

управляемую добычу углеводородного сырья,

гарантированно обеспечивающую проектные

уровни добычи нефти, особенно в условиях

разработки месторождений с триз горизонтальными

скважинами, ГС с МГРП, ГС с

применением интеллектуальных компоновок

заканчивания, включая СИИС

Мероприятия по оптимизации технологий

промыслово-геофизического и гидродинамического

стационарного мониторинга ГС, многоствольных ГС

и ГС с МГРП в первую очередь нацелены на решение

следующих задач.

• Анализ эффективности пробуренных ГС с МГРП:

подтверждение работы отдельных интервалов/

портов (оценка их вклада в суммарный

дебит, состав притока) с фиксацией по стволу

ГС местоположения и параметров трещин

identification of dead intervals, location of well-pattern

zones with bypassed oil based on analysis of fluid

movement and injectivity profile time-based logs for

horizontal wellbores.

Unconventional oil deposits, requiring multi-stage

fracking have been identified as optimum candidates for

performing the studies involving distributed fiber-optic

systems. If long-term monitoring in horizontal wellbore

is considered, then this type of permanent downhole

measuring systems has several substantial advantages

over conventional ‘single-run’ well logging suites:

• Ability to install sensors below pumping equipment’s

hanger directly inside horizontal wellbore for a long

term (i.e. for an overhaul period or longer);

• Realtime measurements within the entire wellbore

(some reduction in sensitivity of thermal sensors

is compensated with big volumes of data gathered

immediately after well production starts);

• Significant cost savings due to limit absence for

amount and frequency of tests whilst reaching

minimum values of their specific cost (especially if

many wells are being studied simultaneously);

• Ability to pull out pumping equipment during well

remedial works without the need to remove measuring

sensors from horizontal wellbore (if inductive breakers

are used in telemetry or electrical submersible pump

of reduced size is used which is installed at tubing

using wireline);

• Ability to integrate permanent wellbore sensors with a

system for controlling downhole equipment (‘active

ICD in Smart Well’ concept). Cost of permanent

distributed measurement system for a horizontal

wellbore is comparable to a cost of performing single

hi-tech well logging. However, this equipment allows

for permeant remote monitoring of wells performance

for the long term (months or years).

Up to 2019, based on data analysis and classification

of results obtained by permanent downhole sensors,

in conjunction with results from digital modeling using

thermo-hydrodynamical simulators, justifications have

been established for basic bottomhole parameters

(pressure, temperature, multiphase flow). This allowed for

the development of required procedural [2] and regulatory

documents (M-01.05.01.05-01. Recommended practices

for conducting wellbore studies – geophysical logging. –

2018; M-01.05.02.01-01. Recommended practices for

conducting wellbore studies – remote measurements

and well testing. – 2017) for their subsequent wide

introduction within oilfields at Gazprom Neft. In addition,

recommended practices and time constraints have


ROGTEC

63


гидроразрыва, а также возможных нарушений

в компоновке заканчивания (например,

негерметичности пакеров).

• Принятие решений о необходимости проведения

работ для восстановления продуктивности

скважин на основании данных о текущем профиле

притока: очистки ствола от шлама, повторные

селективные МГРП, изоляции интервалов с

прорывом воды (газа).

• Оценка степени выработки пласта, вы- явление

недренируемых интервалов, определение

межскважинных зон с невыработанными запасами

(целиками) нефти на основе исследований

динамики профилей притока и приемистости ГС во

времени.

Наиболее актуальными объектами для

исследования с помощью распределенных

оптоволоконных систем признаны залежи нефти

с ТРИЗ, разрабатываемые преимущественно

ГС с МГРП. У данного вида глубинных

стационарных измерительных систем при ведении

долговременного мониторинга в ГС есть ряд

существенных преимуществ по сравнению с

традиционными «разовыми» комплексами ПГИ:

• возможность установки ниже подвески насосного

оборудования непосредственно в ствол ГС на

длительный срок (например, на весь

межремонтный период или дольше);

• проведение измерений в режиме реального

времени для всего профиля ствола с

обеспечением перманентной работы СИИС

(некоторое снижение чувствительности по

температуре компенсируется получением больших

массивах данных в первые минуты после пуска

скважины);

• значительный экономический эффект, поскольку

число замеров и их периодичность не ограничены,

а удельная стоимость за продолжительный

период мониторинга минимальна (особенно

при значительном охвате, т.е. большом числе

одновременно исследуемых скважин);

• возможность подъема насосного оборудования

(при текущем ремонте скважин) без изъятия из

горизонтального ствола из- мерительных

датчиков (при использовании в системе

телеметрии СИИС индукционных разъединителей,

а также при применении ЭЦН малого габарита,

спускаемого в НКТ на кабеле);

• возможность совместить СИИС с системой

управления элементами подземного оборудования

(концепция активной ICD в Smart Well).

Стоимость оборудования механизированной ГС

со стационарной распределенной измерительной

системой DTS в целом сопоставима со стоимостью

выполнения разового высоко- технологичного

64 ROGTEC

been established for validated hi-tech downhole

monitoring systems [3]. Thus, despite several stages

of technology implementation that have been already

been completed and the clear economic benefits that

have been achieved, a goal for the establishment

of a sophisticated digital system for wellbore

geomonitoring at Gazprom Neft fields is still in the

list of the technology development program’s primary

objectives.

Between 2012-2018 the following results have been

achieved: worldwide market research has been

performed and the most useable and cost-efficient

wellbore sensors have been defined; step-by-step

field testing at Gazprom Neft production assets have

been performed in various technical and environmental

conditions; procedural guidelines and algorithms

have been developed; requirements for development

of backbone networks for permanent geomonitoring

within the company’s assets have been justified. It

must be noted that at the time when Gazprom Neft

experts started working on this comprehensive

project there weren’t any similar commercial products

available in Russia, while the cost of overseas

commercial systems was much higher than the cost of

the system developed by Gazprom Neft. A substantial

part of measuring tools and equipment was radically

changed by contractors based upon adjusted technical

specifications that included cost reduction among other

requirements.

Technical and economic indexes (key

performance indicators) of a system for

remote hydrodynamic and geophysical

monitoring

The implementation of remote geomonitoring has

allowed for a few direct and indirect benefits. KPIs were

calculated based on production indexes for 2018 in 2

ways:

1. Separately for Gazpromneft-Khantos LLC asset –

Yuzhno-Priobskoe field, where the calculation is based

on economic effect stated as complimentary annual oil

production due to the following factors:

a) Reduction of direct oil production losses caused

by well shutdowns required for performing scheduled

well testing (frequency and coverage are defined by

regulatory document M-01.05.02.01-01) replacing the

conventional logging pressure and level

build-up curves implying long-term idle time of wells

with realtime acquisition of level stabilization curves

performed by single-gauge permanent wellbore

sensors – 1.16% from total field production;

b) Selection of candidate wells for re-fracking based


SMART WELLS

комплекса ПГИ (PLT). Однако данное оборудование

позволяет выполнять непрерывный дистанционный

мониторинг работы скважины в течение

длительного периода (месяцы или годы).

В результате анализа и систематизации

результатов, полученных с помощью

распределенных СИИС к 2019 г., а также

на основе цифрового моделирования на

термогидродинамических симуляторах, были

сделаны теоретические обоснования по основным

исследуемым забойным параметрам (давление,

температура, фазовый расход). Это позволило

для распределенных и точечно-распределенных

СИИС разработать необходимую методическую [2]

и нормативную (М-01.05.01.05-01. Методические

указания по проведению скважинных

исследований (ПГИ). – 2018 г.; М-01.05.02.01-

01. Методические указания по проведению

скважинных исследований (ТИ и ГДИС). – 2017

г.) базу с целью их последующего широкого

внедрения на месторождениях компании «Газпром

нефть». Кроме того, были сформулированы

рекомендации и временные ограничения для

прошедших апробацию высокотехнологичных

СИИС [3]. Таким образом, задача создания на

месторождениях «Газпром нефти» современной

цифровой СИИС глубинного геомониторинга

при разработке нефтяных залежей, не- смотря

на реализацию отдельных этапов с видимым

экономическим эффектом, по-прежнему остается

в одной из первоочередных задач программы

технологического развития. За 2012–2018 гг.

были достигнуты следующие результаты: –

изучены и отобраны на мировом рынке наиболее

практичные и экономичные глубинные СИИС;

– проведена поэтапная апробация СИИС на

объектах компании с учетом разных геологоэксплуатационных

условий разрабатываемых

активов; – разработано методико-алгоритмическое

обоснование; – обоснованы требования к

созданию на месторождениях компании

опорных сетей стационарного геомониторинга.

Следует отметить, что на момент начала работы

специалистов «Газпром нефти» над данным

комплексным проектом в России не было

готовых технологических решений, а стоимость

зарубежных разработок была значительно

выше стоимости решений, в настоящее

время рекомендованных к применению на

объектах «Газпром нефти». Значительная часть

измерительно- го инструментария и оборудования

была кардинально изменена компаниямиподрядчиками

по скорректированным техническим

заданиям, в том числе и в плане снижения их

стоимости.

upon bottomhole pressure and skin-factor data

obtained by permanent wellbore sensors. In 2018 on

a monthly basis approximately 22 wells were subjected

to re-fracking; no-good candidate wells (statistically

16%) were excluded and replaced with wells selected

upon well testing data obtained by permanent

wellbore sensors. On average re-fracking at current

field resulted in 10 tons/day of production increase,

consequently effect of permanent wellbore sensors

comprised 1.35% of total oil production.

2. For the other assets of Gazprom Neft only the

economical effect which measured in an incremental

annual oil production due to (a) component mentioned

above was accounted for. Total annual net cash flow

resulted from complimentary produced oil due to

development and implementation of the system for

remote wellbore geomonitoring amounted to 2.17 bln

RUR. This calculation can be considered as being a

conservative estimation because it doesn’t consider

neither the operation costs savings nor the indirect

effects of single-gauge wellbore sensors installation.

Prospects for future implementation of the

remote monitoring system

Currently most Russian oil companies produce assets

with unconventional reserves. Comprising of 50% and

more of their total production. Smart completions of

hi-tech wells and remote acquisition of bottomhole

data provide significant benefits due to operating cost

reduction and oil production savings. Further efficiencies

increase with wireline logging and well testing at hitech

horizontal wellbores together with the overall

efficiency increases with the development of assets

with unconventional reserves which can be attributed

to conversions from single-run wellbore logs to longterm

monitoring with permanent sensors distributed

all over the wellbore. At present the most advanced

technology that utilize fiber optic allowing remote

temperature measurements within the whole well profile

and by single-gauge-distributed systems based on

fiber Bragg grating. Single-gauge-distributed indicatorbased

wellbore systems, as proven in their field tests

aren’t reliable enough and seem to require a significant

improvement.

In order to implement distributed permanent wellbore

sensors within a wide range of oilfields, application

guidelines and technical requirements being created as

part of the Corporate Technological Strategy program.

Upon completion of this stage it’s expected to form

guidelines for implementing this technology in any

horizontal well being drilled. As a way forward innovative

wellbore sensors are under consideration including

distributed hot-wire anemometry on a basis of fiber optic


ROGTEC

65


Production well

logging


boreholes with

systems of distributed

and single-gauge

distributed boreholeembedded

sensors

IV

-46

II-

3

IV

-1 I

-6

II- II- II-

2 1 4a

I IV-

-7 II- 5a

IV 5a

-6

Single-gauge boreholeembedded

systems and modules

of pumps’ telemetry

IV-

4a

IV

-2

IV

-3

I

-4

I

-16

I

-26 I

-36

I

-1a

II-

56

IV

-56

I

-2a

I

-5 I

-3a

III

-1

III

-2

III

-5

II-

46

III

-3

III

-4

III

-6

III

-7

Well testing


boreholes and wells

with dual completion

with systems for smart

analysis and control over

injection (pumping)

Reservoir

management

Monitoring of well

interference using

continuous data from

borehole-embedded

sensors

Production

management

Fig.3: Intellectual elements comprising a system for remote intelligent hydrodynamic and geophysical monitoring of operating well stock at

‘Gazprom neft’ assets (IDs of technologies and patents in a central field are provided in accordance with attached Table)

Технико-экономические показатели

системы дистанционного

гидродинамико-геофизического

мониторинга

Внедрение элементов системы дистанционного

геомониторинга позволило получить ряд прямых и

косвенных экономических выгод. Расчет техникоэкономических

показателей выполнен по показателям

2018 г. двумя способами. 1. Для одного текущего

актива ООО «Газпромнефть-Хантос» Южно-

Приобского месторождения, где для расчетов взят

экономический эффект, выраженный в ежегодной

дополнительной добыче нефти по составляющим:

а) снижение прямых потерь добычи нефти,

вызванных остановками скважин для проведения

плановых ГДИС (периодичность и охват

определены регламентным докумен- том

М-01.05.02.01-01), за счет замены стандартных

технологий записи КВД-КВУ, предусматривающих

длительный простой скважин, на исследования

66 ROGTEC

sensors (distributed DTS in combination with singlegauge

measuring elements based on fiber Bragg grating)

developed in conjunction with the Institute of Fine

Mechanics and Optics, and multi-single-gauge heating

elements.

Conclusion

The security of energy supply, on a national scale,

dictates the need for a wide conversion to permit a

controlled and supervised approach for the production of

raw hydrocarbons which enables planned oil production

levels especially at fields with unconventional reserves

produced from horizontal wells with multi-stage fracking

completed with smart completion systems including

permanent wellbore-embedded sensors. It’s worth

mentioning that technological and software innovations

and patents are being developed by Gazprom Neft

affiliates and are of the utmost importance. Fig. 3

illustrates authors’ approach to the intellectual scope

of the system for remote monitoring. The science and

Technology Center of Gazprom Neft currently holds a

block consisting of 7 patents (Section I of Table), 5 actual

applications for an invention submitted to Rospatent


SMART WELLS

Section

/ No

Purpose of technology

Patent

No

Objective

Type of

required

borehole

sensors

Role

I/1

Hydrodynamical studies of injection wells

2473804

(a) Monitoring of hydrodynamic parameters of a formation

(b) Control over self-induced hydraulic fracture

single-gauge

Well testing

I/2

Estimation of formation filtering properties

2476669


(b) Analysis of well interference

single-gauge

Well testing

I/3

Estimation of filtering properties for

co-producing formations

2476670


(b) Control over formation recovery

single-gauge

Well testing

I/4

3D mapping of formation permeability

2479714

Adaptation of 2D and 3D digital models of a reservoir

All types

All roles

I/5

Defining producing intervals and sources of

water-flooding in oil-producing horizontal boreholes

2482271

Monitoring of hydrodynamic parameters of a formation

Improvement of reliability for digital reservoir models’ adaptation

single-gauge

Well testing

I/6

Defining producing intervals and sources of

water-flooding in oil-producing horizontal boreholes

2490450

Estimation of fluid movement profile and fluid composition in

horizontal borehole (using tracers’ injection into formation)

single-gauge

and distributed

Production

logging

I/7

Defining producing intervals in horizontal

boreholes

2541671

Estimation of fluid movement profile and fluid composition in

horizontal borehole (using thermal field measurements

immediately after a well becomes active)

Distributed (DTS)

Production

logging

II/1

Quantitative estimation of fluid movement profile in a

horizontal borehole with multstage fracking

2701272

Estimation of fluid movement profile under conditions of artificial

heat treatment during high-volume multi-stage fracking

Distributed

Production

logging

II/2

Quantitative estimation of fluid movement

profile in low- and average-rate wells

2018141026

Increase of sensitivity while performing estimation of fluid

movement profile and injection profile by heat-resistance method

Distributed and

single-gaugedistributed

(DTS)

Production

logging

II/3

Quantitative estimation of fluid movement

profile and fluid composition in low-rate wells

2018138217

Estimation of fluid movement profile on the basis of downhole

video acquired in gas and water-flooded wells

single-gauge

Production

logging

II/4

Estimation of intracolumn inter-reservoirs

2018140135

Diagnostics and estimation of inter-reservoir on the basis of

non-stationaty thermometry in lifting wells

single-gauge

and distributed

Production

logging

II/5

Long-term distributed monitoring of fluid

movement profile in horizontal boreholes

equipped with ESP

2019120315

(a) Monitoring of fluid movement profile and composition in

horizontal borehole, delivery of borehole sensors below

small-scale ESP (b) Optimization of production mode

Distributed (DTS,

DAS)

Production

logging

III/1

III/2

III/3

III/4

III/5

III/6

IV/1

IV/2

Monitoring of a multi-formation well with

elimination of inter-reservoirs

Production of oil and gas from a multiformation

well

Production of oil and gas from multiformation

well and equipment

Production of oil and gas and equipment

Increase well production rate

Monitoring of a multi-formation well

Diagnostics of technical condition and

producing intervals

Defining permeability profile during

multi-stage fracking

2368772

2377394

2391494

2391493

2400623

2387824

Project

Project

Monitoring in multi-formation horizontal borehole, production

control (elimination of cross-flows)

Production control (optimization of depth of pump installation)

Production control (elimination of cross-flows)

Production control (optimization of lift with liquid-gas production)

single-gauge,

distributed-singlegauge

single-gauge

single-gauge

single-gauge

Production control (elimination of cross-flows)

single-gauge

single-gauge,

Monitoring in multi-formation horizontal borehole, production control

distributed-single-gauge

Study for spatial distribution of noise source

single-gauge

Study for relaxation of heat treatment of a fracture and estimation

of permeability out of linear symmetrical thermal field parameters

single-gauge

Production

logging

Production

logging

Production

logging

Production

logging

Production

logging

Production logging,

well testing

Production

logging

Production

logging

IV/3

Defining permeability profile during

multi-stage fracking

Project

Optimization of technology for study in order to define injection

profile of a layered reservoir using relaxation of heat treatment

induced by mini-fracking

single-gauge

Production

logging, well

testing

IV/4

Diagnostics of efficiency of multi-stage

fracking ports

Project

(a) Estimation of reservoir properties and completion quality in

local zones of fractures (b) Development control

single-gauge,

distributed

Production

logging, well

testing

IV/5

Quick estimation of injection profile out of

thermometry data

Project

(a) Quick estimation of ratios of formations in injection (b)

production control

Distributed,

single-gauge

Production

logging

IV/6

Estimation of fluid movement profile in

horizontal borehole out of thermometry

results

Project

Optimization of acquisition time and length for thermograms to

estimate ratio of formations in total inflow (background noise

measurement - treatment - measurement)

Distributed,

single-gauge

Production

logging

способом КСД, проводимые в режиме реального

времени точечными модулями СИИС – 1,16 %

общей добычи актива;

in 2018 (Section II of Table) and 6 related patents in

joint with Gazpromneft-Noyabrskneftegazgeofizika

LLC (Section III of Table); aside from this it’s planned


ROGTEC

67


Функции ПГИ

ГИС

Оборудование ГС

распределёнными

и точечнораспределёнными

СИИС

IV

-46

II-

3

IV

-1 I

-6

II- II- II-

2 1 4a

I IV-

-7 II- 5a

IV 5a

-6

Точечные СИИС, модули

телеметрии насосов

IV-

4a

IV

-2

IV

-3

I

-4

I

-16

I

-26 I

-36

I

-1a

II-

56

IV

-56

I

-2a

I

-5 I

-3a

III

-1

III

-2

III

-5

II-

46

III

-3

III

-4

III

-6

III

-7

Функции ГДИС и

технологических

исследований

Оборудование ГС и

ВС (ОРЭ) системами

интеллектуальной

диагностики и

управления закачкой

(отбоом)

Управление

разработкой

Мониторинг

взаимовлияния скважин

по непрерывным записям

СИИС

Управление

добычей

Рис.3: Покрытие РИД дистанционной системы интеллектуального гидродинамико-геофизического мониторинга эксплуатационного

фонда скважин в компании «Газпром нефть» (номера технологий (патенты, РИД) в центральном поле даны согласно нумерации,

приведенной в таблице)

б) подбор скважин-кандидатов для повторного ГРП с

учетом определенных по данным ГДИС текущего

пластового давления и скин-фактора.

В 2018 г. ежемесячно выполнялись повторные

ГРП примерно в 22 скважинах, из которых

неудачные (по статистике 16 %) скважиныкандидаты

отсеивались и заменялись на основании

результатов ГДИС, полученных с помощью

модулей СИИС. В среднем прирост добычи после

повторного ГРП на данном месторождении был

равен 10 т/сут, следовательно, эффект от СИИС

составил 1,35 % общей добычи актива. 2. Для

остальных текущих активов «Газпром нефти»

в расчетах учитывался только экономический

эффект, выраженный в ежегодной дополнительной

добыче нефти по первой составляющей а).

Общий ежегодный чистый денежный поток от

дополнительно добытой нефти за счет разработки

и внедрения элементов дистанционной системы

глубинного геомониторинга составил 2,17

млрд руб. Данный расчет может быть отнесен

to produce and to draw up a significant amount of

complementary intellectual elements (Section IV of a

Table).

References

1. Kremenetskiy M.I., Ipatov A.I., Statsionarnyy

gidrodinamiko-geofizicheskiy monitoring razrabotki

mestorozhdeniy nefti i gaza (Stationary hydrodynamicgeophysical

monitoring of the development of oil and gas

fields), Moscow – Izhevsk: Publ.of Institute of Computer

Science, 2018, 796 p.

2. Ipatov A.I., Kremenetskiy M.I., Kleshkov I.S.,

Experience in the application of distributed fiber optic

thermometry for monitoring wells in the company

Gazprom Neft (In Russ.), PRONEFT. Professional no o

nefti, 2017, no. 3, pp. 55–64.

3. Billinchuk A.V., Ipatov A.I., Kremenetskiy M.I.,

Sitnikov A.N., et al., Evolution of production logging

in low permeability reservoirs at horizontal wells,

multiplefractured horizontal wells and multilateral

68

ROGTEC


SMART WELLS

Раздел

№

Назначение способа

Номер

патента

Решаемая задача

Группа СИИС Группа функций

(выделены (выделены

зеленым цветом красным цветом

на рис.3) на рис.3)

I/1

Гидродинамические исследования

нагнетательных скважин

2473804

Мониторинг гидродинамических параметров пласта (а),

управление трещиной автоГРП (б)

Точечные

ГДИС

I/2

Определение фильтрационных

параметров пласта

2476669


анализ взаимовлияния скважин (б)

Точечные

ГДИС

I/3

Определение фильтрационных свойств

совместно работающих пластов

2476670


управление выработкой пласта (б)

Точечные

ГДИС

I/4

I/5

Получение 3D распределения

проницаемости пласта

Определение работающих интервалов и

источников обводнения в нефтяной ГС

2479714

2482271

Адаптация 2D, 3D цифровых моделей резервуаров

Мониторинг гидродинамических параметров пласта,

повышение надежности адаптации цифровых моделей

резервуаров

Все типы СИИС

Точечные

Все функции

ГДИС

I/6

Определение работающих интервалов и

источников обводнения в нефтяной ГС

2490450

Определение профиля и состава притока в ГС (используется

закачка контрастного меченого вещества в пласт)

Точечные и

распределенные

ПГИ

I/7

Определение работающих интервалов

в ГС

2541671

Определение профиля притока и состава притока в ГС

(используются возможности измерения теплового поля

непосредственно после пуска скважины)

Распределенные

(DTS)

ПГИ

II/1

Количественная оценка профиля

притока в ГС с МГРП

2701272

Оценка профиля притока в условиях искусственного

теплового воздействия при большеобъемном ГРП


ПГИ

II/2

Количественная оценка профиля притока в

мало- и средне- дебитных ГС с МГРП

2018141026

Повышение чувствительности при оценке профилей

притока поглощения методом термоанемометрии


точечнораспределенные

(DTS)

ПГИ

II/3

Количественная оценка профиля

и состава притока в малодебитных

скважинах

2018138217

Оценка профилей притока на основе скважинного видео в

газовых и обводненных скважинах

Точечные

ПГИ

II/4

Оценка межпластовых внутриколонных

перетоков

2018140135

Диагностика и оценка перетока на основе нестационарной

термометрии в насосных скважинах

Точечные и


ПГИ

II/5

Долговременный распределенный

мониторинг профиля притока в ГС,

оборудованной ЗЦН

2019120315

Мониторинг профиля и состава притока в ГС, доставка

СИИС под малогабаритный ЗЦН (а), управление добычей –

оптимизация режима (б)


(DTS, DAS)

ПГИ

III/1

III/2

Мониторинг многопластовой скважины

устранением пластовых перетоков

Добыча нефти и газа из

многопластовой скважины

2368772

2377394

Мониторинг в многопластовой ВС, управление добычей

(устранение перетоков)

Управление добычей (оптимизация глубины спуска насоса)

Точечные,

распределеноточечные

Точечные

ПГИ

ПГИ

III/3

Добыча нефти и газа из

многопластовой скважины и устройство

для осуществления способа

2391494

Управление добычей (устранение перетоков)

Точечные

ПГИ

III/4

Добыча нефти и газа, устройство для

осуществления способа

2391493

Управление добычей (оптимизация лифта с

газожидкостной продукцией)

Точечные

ПГИ

III/5

Повышение дебита скважины

2400623

Управление добычей (устранение перетоков)

Точечные

ПГИ

III/6

Мониторинг многопластовой скважины

2387824

Мониторинг в многопластовой ВС, управление добычей

Точечные,

распределено-точечные

ПГИ и ГДИС

IV/1

Диагностика технического состояния и

работающих толщин

Проект

Исследование пространственного распределения

источника шума

Точечные

ПГИ

IV/2

Определение профиля проницаемости

при ГРП

Проект

Исследова ние характера релаксации теплового воздействия на

трещину с формированием и оценкой проницаемости по параметрам

теплового поля с линейной симметрией

Точечные

ПГИ

IV/3

Определение профиля проницаемости

при мини-ГРП

Проект

Оптимизация технологии проведения исследований с целью

определения профиля проницаемости слоистого

коллектора по релаксации теплового воздействия мини-ГРП

Точечные

ПГИ и ГДИС

IV/4

Диагностика эффективности работы

портов МГРП

Проект

Определение фильтрационно-емкостных свойств и

совершенства вскрытия в локальных зонах трещин (а),

управление разработкой (б)

Точечные,


ПГИ и ГДИС

IV/5

Экпресс-оценка профиля приемистости

по данным термометрии

Проект

Экспресный способ определения доли пластов в

закачке (а), управление добычей (б)

Распределенные,

точечные

ПГИ

IV/6

Определение профиля притока в

ГС по результатам термометрии

Проект

Оптимизация времени и длительности регистрации термограмм для

оценки доли пластов в притоке по технологии фон-воздействиеизмерение

Распределенные,

точечные

ПГИ

к наиболее консервативному варианту оценки

экономического эффекта, так как не учитывает

wells. Gazprom Neft experience (In Russ.), Neftyanoe

khozyaystvo = Oil Industry, 2018, no. 12, pp. 34-37.


ROGTEC

69


сокращение эксплуатационных расходов и

косвенный эффект от реализации точечных СИИС.

Перспективы дальнейшего

использования системы дистанционного

мониторинга

В настоящее время для большинства

российскихнефтяных компаний,

разрабатывающих объекты с долей ТРИЗ 50

% и более, интеллектуальное заканчивание

высокотехнологичных скважин, а также удаленная

цифровая непрерывная диагностика забойных

параметров дают существенный эффект благодаря

снижению эксплуатационных затрат и уменьшению

потерь добычи нефти. Дальнейшее повышение

эффективности ПГИ и ГДИС в высокотехнологичных

ГС, а также повышение эффективности самой

разработки активов с ТРИЗ связано с переходом

от разовых исследований к долговременным

мониторинговым наблюдениям распределенными по

всему стволу СИИС. В настоящее время наиболее

перспективными из них являются оптоволоконные

СИИС, адаптированные для удаленного измерения

по всему профилю скважины температуры, а

также точечно-распределенные оптоволоконные

системы (на основе решеток Брэгга). Точечнораспределенные

СИИС индикаторного типа на

этапе их опробования в «Газпром нефти» не смогли

подтвердить своей надежности и, видимо, требуют

значительной доработки.

Для возможности применения СИИС

распределенных типов на большем числе объектов

нефтедобычи в рамках корпоративной программы

Технологической Стратегии ведется проработка

методологической и технической составляющих

мониторинговых исследований. Результатом этого

этапа работ должна стать выработка рекомендаций

для их тиражирования в условиях бурения скважин с

горизонтальным окончанием.

Кроме того, в качестве развития распределенных

технологий рассматриваются и принципиально

новые виды СИИС, например, разработанная

совместно со специалистами ИТМО распределенная

термоанемометрия на основе оптоволоконных

сенсоров (распределенные DTS в комбинации

с точечными измерительными элементами на

основе решеток Брэгга), а также много- точечных

нагревателей.

обеспечивающую проектные уровни добычи

нефти, особенно в условиях разработки

месторождений с ТРИЗ горизонтальными

скважинами, ГС с МГРП, ГС с применением

интеллектуальных компоновок заканчивания,

включая СИИС. При этом необходимо

отметить, что в реализации данного проекта

первостепенную роль имеют технологические и

программно-методические новшества (результаты

интеллектуальной деятельности (РИД), работа

над которыми, в частности, постоянно ведется

в дочерних структурах «Газпром нефти». На

рис. 3 показано, как по замыслу авто- ров

выглядит интеллектуальное наполнение системы

дистанционного мониторинга. Причем, кроме

уже имеющегося в Научно- Техническим Центром

«Газпром нефти» пакета из семи патентов (см.

таблицу, раздел I), пяти актуальных заявок

на изобретения, поданных на рассмотрение в

Рос- Патент в 2018 г. (см. таблицу, раздел II), а

также шести совместных с ООО «Газпромнефть-

Ноябрьскнефтегазгеофизика» патентов по данному

направлению (см. таблицу, раздел III), в ближайшее

время предусмотрено создание и оформление

значительного числа дополнительных элементов

РИД (см. таблицу, раздел IV).

Список литературы

1. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Стационарный

гидродинамико-геофизический мониторинг

разработки месторождений нефти и газа. – М.-

Ижевск: Институт компьютерных исследований,

2018. – 796 с.

2. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Каешков И.С.

Опыт применения распределенной оптоволоконной

термометрии при мониторинге эксплуатацион- ных

скважин в компании «Газпром нефть» // PROнефть. –

2017. – № 3. – С. 55-64.

3. Промыслово-геофизический контроль разработки

пластов со сложным заканчиванием. Опыт компании

«Газпром нефть» / А.В. Биллинчук, А.И. Ипатов, М.И.

Кременецкий [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. –

№ 12. – C. 34-37.

Материал любезно предоставлен компанией ПАО «Газпром

нефть» и журналом «PROнефть»

Published with thanks to Gazprom Neft & PROneft Magazine

Заключение

С точки зрения энергетической безопасности страны

актуален переход на контролируемую и управляемую

добычу углеводородного сырья, гарантированно

70

ROGTEC


23-24 FEBRUARY 2021 • JW MARRIOTT

ABSHERON BAKU HOTEL • BAKU, AZERBAIJAN

IADC Drilling

CASPIAN

CONFERENCE & EXHIBITION

For more information contact IADC at +31.24.675.2252, europe@iadc.org

www.iadc.org/event/iadc-drilling-caspian-2020

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 61

2020

6-й KDR - Скважинный Инжиниринг

Осень 2020

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

Autumn 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 Magazine Issue 61

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?