ROGTEC Magazine Issue 65

НОВОСТИ АНАЛИТИКА РАЗВЕДКА РАЗРАБОТКА БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

65

НИПЦ ГНТ:

20 лет союза науки

и производства

GasOilCenter:

20 Years Union Between

Science & Production

Роснефть и Шлюмберже:

Высокотехнологичное

буровое оборудование

Rosneft & Schlumberger:

High-Tech Drilling Equipment

Ingenix Group:

Автоматизация расчета

показателей разработки

Development Parameters

Automated Сalculation

WWW.ROGTEC.RU

Эксклюзивная технологическая электронная рассылка RDCR

Целевое продвижение технологических решений и услуг

в области разведки, бурения, заканчивания и добычи для

России и Каспийского региона

С текущими ограничениями на поездки связанные с пандемией COVID-19, которые влияют

на возможность представителям отрасли встречаться лицом к лицу, проведение форума

RDCR временно приостановлено; TMG Worldwide предлагает всем нашим друзьям и клиентам

возможность продвижения ваших идей, технологических решений и услуг среди всех участников

наших отраслевых форумов RDCR & KDR в России и Казахстане, а также по всей базе

подписчиков ROGTEC через Эксклюзивную технологическую электронную рассылку.

Таргетинг целевой аудитории

• Распространение по базам данных RDCR, KDR, ROGTEC и WAWEF

• Эксперты и профессионалы в области разведки, бурения и добычи (only upstream)

Знания и презентации продуктов

• Продвижение до двух презентаций в видео-формате

• Отображение ключевых моментов презентаций в текстовом виде, а также размещение

профиля компании

• Медиа-библиотека документов / файлов / изображений

• Контакты

Расширенная рекламная кампания

• Одна Эксклюзивная технологическая электронная рассылка RDCR по базам данных RDCR,

DR, ROGTEC и WAWEF

• Дублирование ключевых материалов основной рассылки в еженедельной новостной

рассылке ROGTEC в течение четырех недель, а также размещение логотипа компании в

качестве спонсора рассылки ROGTEC

• Бессрочное размещение профиля вашей компании на сайтах ROGTEC и RDCR

Более подробная информация:

info@tmgworldwide.net

Видео компании 1

Видео компании 2

Спикер

Обзор

компании

Информация о

компании

Контактная

информация

Медиатека

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 подписки: Пожалуйста, сообщите нам о любых

изменениях вашего адреса подписки на печатную копию ROGTEC,

написав на info@rogtecmagazine.com

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


6

ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Содержание

Contents

Геологические условия формирования наклонных

контактов нефтяных оторочек на месторождениях

Уренгойского района

Автоматизированный расчет показателей

разработки нефтяного месторождения на этапе

перспективного планирования инвестиций: опыт

Ingenix Group

12

24

The Geological Systems of the Oil Rim Fields in the

Urengoy Region

Ingenix Group: Calculating the Oil Field Development

Parameters for Advanced Investment Planning

Роснефть и Шлюмберже развивают рынок

локального высокотехнологичного оборудования

для бурения скважин

36

PJSC NK Rosneft and Schlumberger Develop a Local

High-Tech Drilling Equipment Market

Проектирование и строительство скважин с БОВ

на Семаковском месторождении

48

Design and Construction of ERD Wells at the

Semakovskoye Field

REPSOL: Опыт бурения многозабойных скважин с

большим отходом от вертикали в Западной Сибири

Операционная кампания 2020

64

REPSOL: ERD Drilling Experience in West Siberia

2020 Operations

Автоматическое управление процессом бурения с

целью повышения эффективности строительства

нефтяных скважин

78

Automated Control of Drilling Process to Improve

Efficiency of Oil Well Construction

Влияние восстановительной наплавки на структуру

и механические свойства зоны соединения сваркой

трением бурильных труб

88

How Tool Joint Build-Up And Extension Affects the

Structure and Physical Properties of the Tool Joint and

Drill Pipe Body Friction Weld Zone

12

24

48

88

8 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

Колонка шеф-редактора

Добро пожаловать в новый выпуск журнала

ROGTEC.

Позвольте начать этот выпуск с некоторых хороших

новостей нефтегазового сектора в целом! На

сегодня, цена нефти перевалила за 70 ам. долл.

за баррель, и некоторые эксперты прогнозируют

даже 80 ам.долл. за баррель к концу этого года.

Восстановлению цены способствовало соглашение

OPEC+, в частности, изъятие Саудовской Аравией

с рынка дополнительного миллиона баррелей

для начала. По мере оживления глобальных

экономик мира, будет восстанавливаться и спрос

на нефть, что, в краткосрочной перспективе

будет способствовать нефтегазовому сектору.

В долгосрочном плане, отрасль все еще

испытывает серьезные проблемы хронического

недофинансирования в секторе мировой разведки и

добычи в течение последних нескольких лет.

Я бы также хотел вкратце коснуться темы

эпохального судебного прецедента в отношении

компании Shell, обязывающего ее сократить

выбросы в предстоящие 9 лет на внушительные

45% по уровню 2019 года. Это окажет значительное

влияние на всю отрасль, и только ускорит «зеленые»

инициативы, структурное реформирование, и проекты,

которые были недавно заявлены крупнейшими

международными компаниями-операторами.

Repsol – одна из крупнейших компанийоператоров,

которая заявила об амбициозных

планах сокращения выбросов. Компания недавно

объявила о двух беспрецедентных проектах

промышленной декарбонизации, которые будут

реализованы в Испании. Первый проект осуществит

строительство одного из крупнейших в мире заводов

по производству топлива с нулевыми выбросами

в атмосферу, с использованием CO2 и зеленого

водорода, полученного с помощью возобновляемой

энергетики. Второй проект представит завод,

построенный для производства газа из городских

отходов.

Компания Repsol выступала на прошлогоднем

форуме RDCR, и представила великолепную

статью для одного из выпусков ROGTEC, на тему

проведенных ею успешных работ по бурению с

расширенным радиусом охвата (БРРО) в России.

Это, по-видимому, будет одним из последних

вкладов компании, поскольку она недавно объявила

о своих планах выхода с рынка России и других

частей света. Наша команда в TMG Worldwide

хотела бы поблагодарить компанию Repsol за ее

продолжительную поддержку и помощь в отношении

нас на протяжении этих многих лет.

В продолжение темы БРРО, в данном выпуске,

компания «РусГазБурение» представила отличный

обзор по скважине-рекордсмену на Семаковском

месторождении, а компания «Шлюмберже» -

содержательную статью, рассматривающую

ее усилия по замещению импорта прибором

нейтронного-плотностного каротажа российского

10 ROGTEC


Колонка шеф-редактора

производства. «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

рассматривает производительность бурового

долота и оптимизацию параметров бурения,

проводимую в «Геонедра», обсуждая геологическую

формацию на Уренгое. У нас также отличный

материал от компании «Ingenix Group» по параметрам

планирования инвестиций в новые объекты.

В завершение, я хотел бы сказать по поводу

форума RDCR 2021, дата которого еще должна

быть объявлена. Пандемия коронавируса нанесла

огромный удар по сектору публичных мероприятий

и конференций во всем мире, и на сегодняшних

день, различные ограничения, касающиеся реально

проводимых мероприятий, остаются в силе. Поэтому,

организаторы форума RDCR в TMG Worldwide, все

еще не могут гарантировать, что наши ключевые

российские, региональные и иностранные делегаты,

партнеры и спонсоры смогут приехать в Москву

для участия в нем. Более того, во многих местных и

региональных компаниях все еще действуют строгие

внутрикорпоративные правила, запрещающие

сотрудникам командировки в Москву на какие-либо

мероприятия, проводимые в реальном режиме.

На основании обсуждений, проведенных с

нашими партнерами по данному мероприятию,

организаторы в TMG Worldwide, не могут пока

объявить о проведении форума RDCR, который

не сможет гарантировать ожидаемую глубину и

содержательность дискуссий, и участие в форуме

высокого представительства от всех ведущих

региональных компаний-операторов, сервисных

компаний, и ключевых местных и международных

партнеров.

Каждый в TMG Worldwide полон желания и

решимости проводить реальные и живые

мероприятия RDCR, и гарантировать, что наше

следующее реальное мероприятие сохранит

заслуженную репутацию самого важного в России

ежегодного форума представителей сектора

бурения и добычи.

О дате будет объявлено, как только позволят

условия, и вся команда TMG Worldwide с

нетерпением ждет новой встречи с нашими

партнерами, друзьями и коллегами по отрасли в

Москве.

Надеюсь, данный выпуск ROGTEC доставит вам

удовольствие, и как бы сказали в компании Repsol,

«Hasta pronto! – До скорой встречи!»

Дэниел Стивенсон

Шеф-редактор



ROGTEC

11

EDITORSNOTES

Editors Notes

Dear Readers,

Welcome back to the latest issue of ROGTEC.

Let us start this issue and focus on some good news

for the O&G secto. Today, the price of oil tipped over

$70 USD a barrel with some experts predicting $80 by

the end of the year. The OPEC+ agreement has helped

to stimulate the price recovery, with Saudi Arabia taking

an additional 1 million barrels out of the market to start

the gains. As global economies pick up, so will the

demand for oil, which should help the O&G sector in the

short term. In the longer term the industry still faces the

massive challenge from the chronic underinvestment in

global upstream activities over the past few years.

I would also like to quickly touch on Shell´s recent

landmark court case, which orders the company to

reduce emissions in the coming 9 years by a massive

45% on 2019 levels. This will have a significant impact

on the entire industry and will only accelerate the

“Green” initiatives, structural reforms, and the projects

which have been recently announced from the major

international operators.

Repsol is one of the major operators to announce

an ambitious emission reduction plan. They

recently announced two major pioneering industrial

decarbonization projects that will be undertake in Spain.

The first project will see the construction of one of the

world’s largest plants to manufacture net zero emissions

fuels, using CO2 and green hydrogen generated with

renewable energy. The second project will see a plant

built for the generation of gas from urban waste.

Repsol spoke at the last year’s RDCR event and have

provided an excellent article for this issue of ROGTEC

focussed on their successful ERD operations in Russia.

This could be one of the last contributions as Repsol

as they have recently announced their plan to exit

Russia and other parts of world. The team here at TMG

Worldwide would like to thank Repsol for their continued

support and help to us over the years.

Staying with the ERD theme, in this issue, RusGazBurenie

provide an excellent overview of the record setting well

at the Semakovskoye field and Schlumberger provide

an in-depth article, looking at their import substitution

efforts with a Russian made neutron-density logging

tool. LUKOIL Engineering look at drill bit performance

and drilling parameter optimisations with Geonedra

discussing Urengoy’s geological formation. We also have

a great piece from Ingenix focusing on the parameters for

Greenfield investment planning.

Finally, I would like to comment on RDCR 2021,

which is yet to announce a date. The covid pandemic

has dealt a huge blow to the worlds events and

conferencing sector, and as of today, various

restrictions surrounding live conferencing events

remain in place. As such, TMG Worldwide organisers

of the RDCR, still cannot guarantee that our key

domestic, regional or international delegates, partners,

and sponsors can travel into Moscow to participate.

Furthermore, many local and regional companies still

have strict internal policies in place that do not allow

travel to Moscow for live events.

12 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

EDITORSNOTES

Editors Notes

Following discussions with key event partners, the

organizers at TMG Worldwide, are unwilling to announce

the hosting of an RDCR event that cannot guarantee

the expected in-depth discussion and high-level

participation from all the region’s leading operators,

services companies, and key local and international

partners.

48

Everyone at TMG Worldwide is committed to hosting a

face-to-face, live RDCR event and will ensure our next

live event lives up to its well-deserved reputation as

being Russia´s most important annual gathering for the

regions drilling and production sector.

A date announcement will be made as soon as the

conditions allow, and the entire team here at TMG

Worldwide look forward to once again meeting with our

partners, friends, and industry peers in Moscow.

I hope you enjoy this issue of ROGTEC Magazine, and

as Repsol might say, “Hasta pronto”.

78

Daniel Stevenson

Editorial Director



ROGTEC

13

РАЗВЕДКА

Евгений Попов - генеральный директор (ООО «Недра-Консалт»)

Юрий Стовбун - заместитель главного геолога (ООО «Недра-Консалт»)

Корж В.Ю. - начальник Отдела лицензирования и ГРР (ООО «Недра-Консалт»)

Лобанов Л.Э. - инженер-геолог Сектора анализа и проектирования ГРР

(ООО «Недра-Консалт»)

Evgeny Popov - CEO (Nedra-Consult LLC)

Yuri Stovbun - Deputy Chief Geologist (Nedra-Consult LLC)

Vitaly Korzh - Head of the Licensing and Exploration Department (Nedra-Consult LLC)

Leonid Lobanov - Geological engineer of the Geological Exploration Analysis and Design Sector

(Nedra-Consult LLC)

Геологические условия формирования наклонных

контактов нефтяных оторочек на месторождениях

Уренгойского района

The Geological Systems of the Oil Rim Fields

in the Urengoy Region

Н

ефтяные оторочки нефтегазовых залежей

на месторождениях Уренгойского района

содержат значительные запасы нефти, и вопросы

их освоения в настоящее время приобрели особую

актуальность. Одним из основных факторов,

определяющих успешное развитие работ на

столь сложных геологических объектах, является

правильное понимание их внутреннего строения,

закономерностей распределения в ловушке

нефтяной и газовой составляющих углеводородной

системы. Достичь такого понимания можно лишь

проследив историю формирования и последующих

трансформаций нефтегазовых залежей.

Негоризонтальное положением контактов

газ-нефть и нефть-вода

На многих месторождениях Уренгойского района

сложное геологическое строение залежей пластов

неокомского возраста обусловлено, прежде

T

he Oil rims at the fields in the Urengoy region contain

significant oil reserves, and the issues of their

development have now acquired particular relevance.

One of the main factors determining the successful

development in such a complex geological region is to

have the correct understanding of the internal structure

and distribution pattern of the traps in the hydrocarbon

system. This understanding can be achieved only by

tracing the history of the formation and the subsequent

transformations of the oil and gas deposits.

Non-Horizontal Position of Gas-Oil

and Oil-Water Contacts

In many fields of the Urengoy region, the complex

geological structure of the Neocomian strata is primarily

due to the non-horizontal position of the gas-oil and

oil-water contacts. So, at the En-Yakhinskoye field the

BU 8-9

, BU 102

, BU 11

1

and BU 12

1

formations and at the

Pestsovoye field, in the BU 9

2-4

formation, according to

14

ROGTEC


EXPLORATION

всего, негоризонтальным положением контактов

газ-нефть и нефть-вода. Так, на Ен-Яхинском

месторождении в залежах пластов БУ 8-9

, БУ 102

,

БУ 11

1

и БУ 121

, на Песцовом месторождении, в залежи

пласта БУ 9

2-4

, по данным испытания и каротажа

скважин контакты флюидов наклонены в одном

направлении, а именно – с запада на восток. При

этом разница в гипсометрическом положении ГНК

и ВНК весьма значительна и достигает 20 м и более.

Столь существенные отклонения распределения в

современных структурных ловушках воды, нефти

и газа от известных принципов антиклинальногравитационной

концепции формирования залежей

УВ требует убедительного объяснения. Вопросом

негоризонтального положения контактов флюидов

на месторождениях Севера Западной Сибири и

Уренгойского района в частности занимались многие

исследователи (И.И. Нестеров [3] , В.С. Бочкарев,

В.Н. Бородкин, А.Р. Курчиков [2], Ю.Я. Большаков

[1], В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов [4] и др.).

Большинством авторов рассматривались

следующие основные факторы, влияющие на

распределение жидких и газообразных УВ в

ловушках: тектонический, литологический,

движение артезианских вод, запечатывание

залежей на границах нефти с водой и газом

асфальтенами и смолами, капиллярные силы и

т.д. Рассмотрим, какие из названных факторов

являются определяющими и оценим степень их

влияния на формирование нефтяных оторочек в

их современном виде на примере нефтегазовых

залежей Ен-Яхинского и Песцового месторождений.

На Ен-Яхинском месторождении рассмотрим

залежь пласта БУ 121

, имеющую наибольший наклон

контактов флюидов, составляющий порядка 25 м.

Палеотектоника

Оценивая степень влияния тектонического

фактора, отметим, что, по мнению большинства

исследователей, современные залежи УВ начали

формироваться уже в нижнемеловое время и в

более ранние периоды претерпевали различные

трансформации, вслед за меняющимися

тектоническими условиями района. Для изучения

истории образования и переформирования залежей

в пласте БУ 12

1

Ен-Яхинского месторождения нами

построены палеопрофили в направление наклона

контактов – с запада на восток по линии скважин

610П, 463П, 483П, 467П и 603П (Рис. 1).

Как видно на профиле б, на время формирования

структуры по пласту БУ 12

1

- конец готерива,

Ен-Яхинская ловушка имеет трехкупольное

строение, причем центральный и восточный

купола практически одинаковы по высоте и,

the test and well logging data, the fluid contacts are

inclined in one direction, namely from the west to East.

At the same time, the difference in the hypsometric

position of the Gas Oil Contact (GOC) and the Oil Water

Contact (OWC) is very significant and reaches 20 m

and more. Such significant deviations in the distribution

of water, oil and gas in the modern structural traps

from the known principles of the anticlinal-gravitational

concept hydrocarbon deposits formation requires a

convincing explanation. Multiple researchers (II Nesterov

[3], VS Bochkarev, VN Borodkin, AR Kurchikov [2], Yu. Y.

Bol’shakov [1], VA Skorobogatov, LV Stroganov [4] and

others).

Most of the authors considered the following main

factors that affect the distribution of liquid and gaseous

hydrocarbons in traps: tectonic, lithological, movement

of artesian waters, sealing of deposits at the boundaries

of oil with water and gas with asphaltenes and resins,

capillary forces, etc. Let us consider which of the named

factors are decisive and assess their influence on the

formation of oil rims using the example of an oil and gas

deposit at the En-Yakhinsky and Pestsovoye fields. At

the En-Yakhinskoye field, we will consider the reservoir

formation BU 121

, which has the greatest slope of fluid

contacts, which is about 25 m.

Paleotectonics

Assessing tectonic factor influence, we note that in

the opinion of most researchers, modern hydrocarbon

deposits began to form already in the Lower Cretaceous

and, in earlier periods, underwent various transformations

following the shifting tectonic conditions of the region.

To study the history of formation and re-formation of

deposits in the BU 12

1

formation of the En-Yakhinskoye

field, we constructed paleoprofiles in the direction of the

contact slope - from west to east along the line of wells

610P, 463P, 483P, 467P and 603P (Fig. 1).

As can be seen in profile b, at the time of the BU 12

1

structure formation - the end of the Hauterivian, the En-

Yakhinskaya trap had a three-domed structure, and the

central and eastern domes are practically the same in

height and, presumably, control deposits with gas caps

underlain by the oil section.

In the Upper Cretaceous, the structural plan changes

significantly (profile c). The western dome increases

in size and amplitude. The eastern part of the trap is

submerged, and the amplitude of the eastern dome is

significantly reduced. Obviously, during this period, there

is a tilt of the interphase sections and a redistribution

of hydrocarbons in the trap, part of the gas from the

eastern submerging dome moves to the central dome,

displacing oil into the peripheral parts of the structure. In

the Late Cretaceous and Paleogene-Quaternary (profiles


ROGTEC

15

РАЗВЕДКА

Ен-Яхинское - Пласт БУ12_1

Yen-Yakhinskoe field

Formation БУ12_1



Formation БУ11_1



Formation БУ9_2

ГНК

GOC = 7,6 ∘

ВНК

WOC = 9,2 ∘

ГНК

GOC = 2,4 ∘

ВНК

WOC = 4,1 ∘

ГНК

GOC = 1,5 ∘

ВНК

WOC = 30 ∘

ГНК

GOC = 4,2 ∘

ВНК

WOC = 5,3 ∘

ГНК

GOC = 0,8 ∘

ВНК

WOC = 1,2 ∘

ГНК

GOC = 0,3 ∘

ВНК

WOC = 15 ∘

ГНК и ВНК горизонтальные

Формирование залежи

Horizontal GOC’s and WOC’s

Pool formation




Pool formation




Pool formation

А - конец валанжина

(подошва чеускинской пачки)

Valangian boundary

(bottom of Cheuskin bench)

Б - конец готерива

подошва пимской пачки)

Hauterivian boundary

(bottom of Piman bench)

В- сеноман

(подошва кузнецовской свиты

Cenomanian (bottom of Kuznetsov suite)

Г - современная - recent one

А - конец валанжина

(подошва чеускинской пачки)

Valangian boundary

(bottom of Cheuskin bench)





В - сеноман








В - сеноман




Рис. 1: Палеотектонические профили в направление наклона контактов – с запада на восток по линии скважин 610П, 463П, 483П,

467П и 603П

Fig. 1: Paleotectonic cross-sections along the sloped line of contacts – west-to-east along the line of wells 610П, 463П, 483П, 467П and 603П

16 ROGTEC


EXPLORATION


ROGTEC

17

РАЗВЕДКА

предположительно, контролируют залежи, имеющие

газовые шапки, подстилаемые нефтяной частью.

В верхнемеловое время структурный план

существенно меняется (профиль в). Западный купол

растет в размерах и амплитуде. Восточная часть

ловушки претерпевает погружение, амплитуда

восточного купола значительно уменьшается.

Очевидно, что в этот период происходит наклон

межфазовых разделов и перераспределение

углеводородов в ловушке, а именно – часть газа из

восточного погружающегося купола перемещается

в центральный купол, вытесняя из него нефть на

периферийные участки структуры. В позднемеловое

и палеоген-четвертичное время (профили в и г)

тенденции трансформации ловушки, в основном,

сохраняются, восточное крыло складки продолжает

опускаться с большой интенсивностью, восточный

купол в этот период выполаживается и полностью

расформировывается, на его месте в современном

структурном плане образуется моноклинальный

склон. Находившиеся в восточном куполе газ

и нефть, очевидно, мигрировали в сторону

центрального и западного куполов.

Большинство исследователей сходятся во

мнении, что современный структурный план был

сформирован в новейшее плиоцен-четвертичное

время. Это означает, что формирование залежей

УВ в результате миграции происходило в еще более

раннее время и, возможно, продолжается до сих пор

[4,5].

В свете сказанного представляют интерес скважины

603Р и 600Р, расположенные в восточной части

месторождения. В течение тектонического

развития территории они находились в разных

структурных условиях. Так в палеоплане, на конец

готеривского времени скважина 603Р находилась

внутри контура газоносности в своде восточного

купола, осложняющего Ен-Яхинскую структуру.

Расположенная в 3,0 км южнее скважина 600Р, в

отличие от скважины 603Р, в этот период времени

была расположена существенно гипсометрически

ниже, за пределами восточного купола в водоносной

части пласта. Предполагается, что в процессе

переформирования залежи углеводороды из

восточного купола, при его расформировании,

мигрировали в продолжавший расти центральный

купол.

Для подтверждения этого положения, имеющего

принципиальное значение для объяснения

современного строения залежи, нами было

поведено сравнение показателей остаточной

нефтегазонасыщенности пласта БУ121 по

18 ROGTEC

c and d), the trap transformation tendencies are generally

preserved, the eastern wing of the fold continues to

descend with great intensity, the eastern dome flattens

out and completely disbands during this period, and a

monoclinal slope. The oil and gas in the eastern dome

apparently migrated towards the central and western

domes.

Most researchers agree that the modern structural plan

was formed in the recent Pliocene-Quaternary. This

means that the hydrocarbon deposits formed because of

the migration that occurred at an even earlier time and,

possibly, continues to this day [4, 5].

Considering the above, wells 603P and 600P located

in the eastern part of the field are of interest. During

the tectonic development of the territory, they were in

different structural conditions. Thus, in the paleoplane, at

the end of the Hauterivian time, well 603P was located

within the gas-bearing contour in the vault of the eastern

dome, which complicates the En-Yakhin structure.

Well 600Р, located 3.0 km to the south, unlike well

603Р, during this time period was located significantly

hypsometrically lower, outside the eastern dome in

the aquifer. It is assumed that in the process of the

reformation of the reservoir that hydrocarbons from the

eastern dome, during its disbandment, migrated to the

central dome, which continued to grow.

To confirm this position, which is of fundamental

importance to explain the modern structure of the

reservoir, we compared the indicators of the residual oil

and gas saturation of the BU 12

1

formation for the wells

under consideration. In well 603R, according to logging

data, the value of the residual oil and gas saturation

of the reservoir reservoirs is 56%, which is a fairly high

indicator; during testing, an insignificant gas inflow was

obtained from the reservoir. In well 600R, the oil and gas

saturation factor is significantly lower and amounts to

about 28%; no inflow was obtained during testing. In our

opinion, the high residual oil and gas saturation of the

BU 12

1

formation in well 603R, as compared to well 600R,

is explained by an episode of the presence of a gas (gasoil)

deposit during the geological history in the area of

well 603P.

Intra-Reservoir Oil and Gas Migration

Next, we will consider the process of intra-reservoir

migration of oil and gas from the eastern dome as it sinks

and opens intensively. As noted earlier, this process most

likely took place in recent geological times. Obviously,

gaseous and liquid hydrocarbons, according to the

anticlinal-gravitational concept of reservoir formation,

tend to fill the most elevated sections of the trap, and the

gas-oil and oil-water contacts take a horizontal position.

The very process of intra-reservoir hydrocarbon migration


EXPLORATION


ROGTEC

19

РАЗВЕДКА

рассматриваемым скважинам. В

скважине 603Р, по данным ГИС, значение

остаточной нефтегазонасыщенности

коллекторов пласта составляет 56%,

что является достаточно высоким

показателем, при испытании из пласта

получен незначительный приток

газа. В скважине 600Р коэффициент

нефтегазонасыщенности существенно

меньше и составляет порядка 28%,

при испытании притока не получено.

На наш взгляд, высокая остаточная

нефтегазонасыщенность пласта БУ 12

1

в скважине 603Р, по сравнению со

скважиной 600Р, объясняется эпизодом

наличия в течение геологической истории

в районе скважины 603Р газовой

(газонефтяной) залежи.

Внутрирезервуарная миграция

нефти и газа

Далее рассмотрим процесс

внутрирезервуарной миграции нефти и

газа из восточного купола по мере его

интенсивного погружения и раскрытия.

Как уже отмечалось ранее, этот процесс,

скорее всего, происходил в новейшее

геологическое время. Очевидно, что

газообразные и жидкие углеводороды,

согласно антиклинально-гравитационной

концепции формирования залежей,

стремятся заполнить наиболее

приподнятые участки ловушки, а

контакты газ-нефть и нефть-вода занять

горизонтальное положение. Сам процесс

внутрирезервуарной миграции УВ под

действием сил гравитации напрямую

зависит от строения продуктивного

пласта и гидродинамической связанности

проницаемых пропластков. Для оценки

влияния названных факторов нами

построена литолого-фациальная

модель пласта БУ 121

. Как видно на

литолого-фациальной карте (Рис. 2),

пласт характеризуется значительной

фациальной изменчивостью, причем,

наблюдается четкая зональность

распространения различных фациальных

комплексов пород. В целом пласт

БУ 12

1

представлен отложениями

вдольбереговых трангрессивных

и регрессивных баров, вытянутых

цепочками в субмеридианальном

направлении. Баровые образования

прорезаны фациями разрывных течений,

представленными отложениями конусов

Литолого-фациальная карта пласта БУ9_2 Песцового месторождения

Lithologic and facies map of formation БУ9_2, Pestsovoe field

Литолого-фациальная карта пласта БУ11_1 Ен-Яхинского месторождения

Lithologic and facies map of formation БУ11_1, Yen-Yakhinskoe field

Фация предбаровых отложений

Facies of fore-bar deposits

Фация баровых лагун

Facies of barrier-lagoons

Фация забаровых лагун (крупных промоин)

Facies of behind-bank lagoons

Литолого-фациальная карта пласта БУ12_1 Ен-Яхинского месторождения

Lithologic and facies map of formation БУ12_1, Yen-Yakhinskoe field

Фация предбаровых отложений

Facies of fore-bar deposits

Фация баровых лагун

Facies of bar lagoonss

Фация промоин разрывных течений

Rip flow washout facies

Фация барьерных островов

Facies of offshore bars

Конусы выноса разрывных течений

Rip flow alluvial cones



Конусы выноса разрывных течений




Фация вдольбереговых регрессивных баров

Facies of regressive coastal bars

Фация вдольбереговых трансгрессивных баров

Facies of transgressive coastal bars


Facies of coastal regressive bars


Facies of coastal transgressive bars

Фация вдольбереговых

трансгрессивных баров

Facies of transgressive

coastal bars


Facies of coastal regressive bars


Facies of coastal transgressive bars

Рис. 2: Литолого-фациальные карты Fig. 2: Lithologic and facies map

20

ROGTEC


EXPLORATION

выносов, образующих зоны преимущественно

субмеридианальной направленности.

Очевидно, что границы между фациальными

образованиями различного генезиса

представляют собой определенные барьеры, где

гидродинамическая сообщаемость проницаемых

пропластков продуктивного пласта может

быть существенно затруднена. Это положение

иллюстрируется геологическим профилем,

приведенным на Рисунке 3 и показывающим

соотношение проницаемых песчаных пропластков

в различных пересекаемых фациальных зонах, на

границах которых гидродинамическая связанность

песчаных прослоев может ухудшаться.

Изменения емкостно-фильтрационных

свойств пласта

Важным фактором, влияющем на распределение

углеводородных флюидов в ловушках при

переформировании залежи, являются емкостнофильтрационные

свойства пласта и характер

их изменения по площади. Рассмотрим влияние

этого фактора на формирование залежи пласта

БУ 121

. На Рисунке 4 приведена карта пористости

пласта БУ 121

, полученная в результате трехмерного

геологического моделирования. На карте видно,

что зональность изменения пористости пласта,

как и литолого-фациальная зональность, имеет

under the action of gravitational forces directly depends

on the structure of the reservoir and the hydrodynamic

connectivity of the permeable interlayers. To assess

the influence of these factors, we built a lithologicalfacies

model of the BU 12

1

formation. As can be seen

on the lithological-facies map (Fig. 2), the reservoir is

characterized by significant facies variability, and there is

a clear zoning of the distribution of various facies in the

rocks. In general, the BU 12

1

formation is represented by

sediments of shoreline transgressive and regressive bars,

elongated in chains in the submeridian direction. Bar

formations are cut by facies of discontinuous currents,

represented by alluvial deposits, which form zones of

predominantly submeridian direction.

Obviously, the boundaries between facies formations of

different genesis represents certain barriers, where the

hydrodynamic connectivity of the permeable layers of a

productive formation can be significantly hampered. This

position is illustrated by the geologic profile shown in

Figure 3, showing the relationship of permeable sands in

the various intersecting facies zones, at the boundaries

of which the hydrodynamic connectivity of the sands may

deteriorate.

Changes in Reservoir Properties

An important factor affecting the distribution of

hydrocarbon fluids in traps during reservoir reformation

is the reservoir properties and the nature of their change

1 Фации вдольбереговых трансгрессивных и

прогрессивных баров

Facies of coastal transgressive and progressive bars

2 Конусы выноса разрывных течений


Рис. 3: Геологический профиль по пласту БУ12_1 Ен-Яхинского месторождения

Fig. 3: Geological cross-section of formation БУ12_1, Yen-Yakhinskoe field


ROGTEC

21

РАЗВЕДКА

четкую субмеридиональную направленность.

В восточной части залежи, где вскрыты

скважинами самые гипсометрически низкие

отметки ГНК и ВНК, на карте наблюдается

поле наибольших значений коэффициента

пористости пласта (район скважин 455Р, 500Р,

450Р, 457Р), изменяющихся от 14,5% до 16,5%.

Западнее выделяется четкая субмеридиональная

зона пониженных значений пористости (район

скважин 451Р, 473П, 352, 498П), где значения

этого параметра существенно ниже и составляют

12,5%-14,5%.

Далее, в западном направлении видно

чередование зон повышенных и пониженных

значений пористости пласта. Следующая

субмеридиональная зона повышенных значений

пористости (от 15,0% до 16,5%) (район

скважин 141П, 134, 1050), ограничена с запада

зоной пониженных значений 12,0%-14,5% и

характеризуется более высоким положением

контактов, по сравнению с восточным участком

залежи.

Карта пористости пласта БУ9_2 Песцового месторождения

Porosity map of formation БУ9_2, Pestsovoe field



Рассмотрим как литолого-фациальная

неоднородность и изменчивость емкостнофильтрационных

свойств влияла на

перераспределение нефти и газа при

тектонической перестройке ловушки в пласте

БУ 111

. Как видно на палеотектонических

профилях (Рис. 1), к концу готеривского времени,

когда сформировалась, как было сказано ранее,

Ен-Яхинская ловушка, в пласте, вероятно,

образовалось два скопления УВ - в центральном

и восточном куполах.

В последующее геологическое время

наблюдается рост центрального купола и

интенсивное опускание и выполаживание

восточного купола, вплоть до его полного

раскрытия, что вызвало переток УВ флюидов

вверх по восстанию слоев в центральный

купол, емкость которого увеличивалась за счет

воздымания западного крыла. Содержавшаяся

в палеозалежи восточного купола нефть

мигрировала вверх по восстанию слоев и

этот процесс так же полностью зависел от

внутреннего строения и неоднородности

емкостно-фильтрационных свойств пласта.

Для изучения этих факторов, определяющих

динамику миграции УВ, построена литологофациальная

карта пласта БУ 11

1

(Рис. 2), а также

карта пористости коллекторов (Рис. 4).

Литолого-фациальная изменчивость

Как видно на представленных картах,



Рис. 4: Карты пористости

Fig. 4: Porosity maps

22

ROGTEC


EXPLORATION

пласт БУ 11

1

характеризуется резкой литологофациальной

изменчивостью, имеющей четкую

субмеридиональную направленность. На пути

миграции УВ из восточного купола фации

вдольбереговых баров, выделяемые в районе

скважин 603Р, 494Р, сменяются фациями

разрывных течений, фациями глубоководных

промоин и, наконец, фациями предбаровых

отложений. Соответственно изменению

фациальной обстановки, в направление с

востока на запад резко ухудшаются емкостнофильтрационные

свойства пласта (Рис. 2), вплоть

до полной глинизации.

Аналогичные процессы переформирования

залежей происходили и на других месторождениях

Уренгойского района. Наиболее существенной

перестройке подверглась залежь пласта БУ 9

2

на Песцовом месторождении. Как видно на

палеотектонических профилях (Рис. 1), восточное

крыло в позднемеловое и кайнозойское время

опускалось с возрастающей интенсивностью.

Очевидно, нефтегазовая залежь при этом

продолжала пополняться газом, который, как

намного более подвижный флюид, вытеснял

нефть из сводовой части структуры. Нефть,

экранируемая газом и субмеридиональными

фациальными барьерами (Рис. 2, 4), образовала

«козырьковую» оторочку на восточном

погружении структуры с наклоном ВНК порядка

30 0 . Показанная на представленных картах

по продуктивным пластам Ен-Яхинского и

Песцового месторождений субмеридиональная

зональность литолого-фациальных и емкостнофильтрационных

характеристик пластов затрудняет

перераспределение углеводородов и установление

горизонтального положения контактов при

тектонических трансформациях ловушек, Как

показывает анализ динамики тектонических

процессов, ловушки, контролирующие залежи, до

настоящего времени претерпевают структурную

перестройку.

Установлено, что тектонические силы наклоняют

межфлюидальные разделы с большей

интенсивностью, чем гравитационные силы

способны придавать горизонтальное положение

контактам, преодолевая сопротивление миграции

УВ, обусловленное литолого-фациальной

неоднородностью пласта. Сказанное справедливо

для всех залежей Ен-Яхинского и Песцового

месторождений, имеющих наклонное положение

ГНК и ВНК.

Палеотектонические и литолого-фациальные

построения, выполненные по пластам Ен-Яхинского

over the area. Let us consider the influence of this factor

on the formation of the formation BU 121

. Figure 4 shows

the porosity map of the BU 12

1

formation obtained as a

result of 3D geological modeling. The map shows that

the zoning of the reservoir porosity change, as well as

the lithological-facies zoning, has a clear submeridional

direction. In the eastern part of the reservoir, where the

most hypsometrically low GOC and OWC marks were

penetrated by the wells, the map shows the field of

the highest values of the reservoir porosity coefficient

(the area of wells 455P, 500P, 450P, 457P), varying

from 14.5% to 16.5%. To the west, there is a clear

submeridional zone of low porosity values (the area of

wells 451P, 473P, 352, 498P), where the values of this

parameter are significantly lower and amount to 12.5%

-14.5%.

Further, in the western direction, one can see the

alternation between zones of increased and decreased

porosity. The next submeridional zone of increased

porosity values (from 15.0% to 16.5%) (area of wells

141P, 134, 1050), is limited from the west by a zone of

decreased values of 12.0% -14.5% and is characterized

by a higher position of contacts, compared to the

eastern section of the deposit.

Let us consider how the lithological-facies heterogeneity

and variability of the reservoir-filtration properties

influenced the redistribution of oil and gas during the

tectonic restructuring of the trap in the BU 11

1

formation.

As can be seen on the paleotectonic profiles (Fig. 1),

by the end of the Hauterivian time, when, as mentioned

earlier, the En-Yakhinskaya trap was formed, two HC

accumulations probably formed in the stratum - in the

central and eastern domes.

In the subsequent geological time, the growth of

the central dome and the intensive subsidence and

flattening of the eastern dome, up to its full opening,

are observed, which caused the flow of hydrocarbon

fluids upward along the rise of the layers into the

central dome, the capacity of which increased due to

the uplift of the western wing. The oil contained in the

paleo-deposit of the eastern dome migrated up the

uprising of the layers and this process also completely

depended on the internal structure and heterogeneity

of the reservoir-filtration properties of the reservoir. To

study these factors that determine the dynamics of

hydrocarbon migration, a lithological-facies map of the

BU 11

1

formation (Fig. 2) and a reservoir porosity map

(Fig. 4) were built.

Lithologic-Facies Variability

As can be seen on the presented maps, the BU111 layer

is characterized by sharp lithological-facies variability,

which has a clear submeridional direction. On the way


ROGTEC

23

РАЗВЕДКА

и Песцового месторождений позволяют сделать

следующие выводы:

1. Ловушки залежей УВ после их формирования,

в результате разнонаправленных тектонических

движений в позднемеловое – кайнозойское

геологическое время претерпели значительные

структурные изменения.

2. Структурная перестройка ловушек обусловила

переформирование залежей в результате

внутрирезервуарной вторичной миграции нефти и

газа, которая, возможно, продолжается до сих пор.

3. Литолого-фациальная неоднородность пластов

имеет четкую субмеридиональную зональность

и определяет наличие зон затрудненной

гидродинамической сообщаемости проницаемых

прослоев продуктивных пластов, приуроченных к

межфациальным границам.

4. Продолжающаяся тектоническая перестройка

ловушек и высокая литолого-фациальная

неоднородность пластов препятствует приведению

силами гравитации положения межфлюидальных

разделов в горизонтальное положение и определяет

их наклонное положение, в меньшей степени

газонефтяных (водяных) и в большей степени –

водонефтяных.

Полученные результаты позволили лучше понять

геологические механизмы и динамику формирования

нефтегазовых залежей с наклонными контактами

флюидов. Полученные знания применены при их

геологическом моделировании, что позволило

повысить эффективность работ по их дальнейшему

изучению и планированию разработки.

Список литературы

1. Большаков Ю.А. Теория капиллярности

нефтегазонакопления.-Новосибирск: Наука, 1995.-

184 с.

2. Бородкин В.Н., Курчиков А.Р. Геологическое

строение и перспективы нефтегазоносности

ачимовской толщи Севера Западной Сибири. -

Новосибирск: Издательство СО АН, 2010.-134 с.

3. Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Шпильман К.А.

Нефтяные и газовые месторождения Западной

Сибири.-Москва: недра, 1971.-462.

4. Скоробогатов В.А., Строганов Л.В., Копеев В.Д.

Геологическое строение и газонефтеносность

Ямала. – Москва, 2003,- 350 с.

5. Хромовских А.Ю. Природа наклонных

водонефтяных контактов верхнеюрских нефтяных

залежей Каймысовского свода. – Томск, Известия

Томского политехнического университета, Т 320,

№1, С 130-133, 2011.

of HC migration from the eastern dome, the facies

of alongshore bars, distinguished in the area of wells

603P, 494R, are replaced by facies with ruptured

currents, facies with deep-water gullies, and, finally,

facies of pre-bar deposits. Corresponding to the

change in the facies environment, in the direction from

east to west, the reservoir-filtration properties of the

reservoir sharply deteriorate (Fig. 2), up to a complete

clay formation.

Similar processes of reformation of deposits took

place at other fields in the Urengoy region. The

most significant restructuring was the BU 9

2

reservoir

at the Pestsovoye field. As can be seen on the

paleotectonic profiles (Fig. 1), the eastern wing in

the Late Cretaceous and Cenozoic times subsided

with increasing intensity. Obviously, the oil and gas

reservoir continued to be replenished with gas, which,

as a much more mobile phase, displaced oil from

the crest of the structure. Oil, screened by gas and

submeridional facies barriers (Fig. 2, 4), formed a

“canopy” rim on the eastern plunge of the structure

with an OWC inclination of about 30 0 . Submeridional

zoning of lithological and facies The reservoir-filtration

characteristics of the reservoirs complicate the

redistribution of hydrocarbons and the establishment

of a horizontal position of contacts during the tectonic

transformations of the traps. The analysis of the

dynamics of the tectonic processes showed that the

traps that control the deposits are still undergoing

restructuring.

It was found that the tectonic forces tilt the interfluidal

sections with a greater intensity than gravitational

forces are able to give a horizontal position to the

contacts, overcoming the resistance to hydrocarbon

migration caused by the lithological-facies

heterogeneity of the formation. The foregoing is true

for all deposits of the En-Yakhinskoye and Pestsovoye

fields with an inclined position of the GOC and OWC.

Paleotectonic and lithological-facies constructions,

performed on the layers of the En-Yakhinsky and

Pestsovoye fields, allow us to draw the following

conclusions:

1. Traps of hydrocarbon deposits after their formation,

as a result of multidirectional tectonic movements

in the Late Cretaceous - Cenozoic geological time,

underwent significant structural changes.

2. The restructuring of traps led to the reformation

of deposits as a result of intra-reservoir secondary

migration of oil and gas, which possibly, continues to

this day.

3. Lithological-facies heterogeneity of formations

24

ROGTEC


EXPLORATION

has a clear submeridional zoning and determines

the presence of zones of difficult hydrodynamic

connectivity of permeable layers of productive

formations confined to interfacial boundaries.

4. Ongoing tectonic restructuring of the traps and

high lithological-facies heterogeneity of the formations

prevents gravitational forces from bringing the position

of the interfluidal sections to a horizontal position and

determines their inclined position, to a lesser extent

gas-oil (water) and to a greater extent - water-oil.

The results obtained made it possible to better

understand the geological mechanisms and dynamics

of the formation of oil and gas deposits with inclined

fluid contacts. The knowledge gained was applied in

their geological modeling, which made it possible to

increase the efficiency of work on their further study

and development planning.

strata in the North of Western Siberia. - Novosibirsk:

Publishing house SO AN, 2010, p.134;

3. Nesterov I.I., Salmanov F.K., Shpilman K.A. Oil and

gas fields in Western Siberia. Moscow: subsoil, 1971,

p.462;

4. Skorobogatov V.A., Stroganov L.V., Kopeev V.D.

Geological structure and oil and gas content of Yamal.

Moscow, 2003, p.350;

5. Khromovskikh A.Yu. The nature of inclined oilwater

contacts of the Upper Jurassic oil deposits of

the Kaimysov arch. - Tomsk, Bulletin of the Tomsk

Polytechnic University, T 320, No. 1, 2011, pp. 130-

133.

Bibliography

1. Bolshakov Yu.A. The theory of capillarity of oil and

gas accumulation. Novosibirsk: Nauka, 1995, p.184;

2. Borodkin V.N., Kurchikov A.R. Geological structure

and prospects of oil and gas content of the Achimov


ROGTEC

25

РАЗВЕДКА

Кириллов Александр Иванович, Начальник отдела разработки, ООО «Индженикс Груп»

Семигласов Дмитрий Юрьевич, Ведущий эксперт отдела разработки,

ООО «Индженикс Груп»

Alexander Kirillov, Head of Development Department, «Ingenix Group» LLC,

Dmitry Semiglasov, Lead Expert of Development Department, «Ingenix Group» LLC

Автоматизированный расчет показателей разработки

нефтяного месторождения на этапе перспективного

планирования инвестиций: опыт Ingenix Group

Ingenix Group: Calculating the Oil Field Development

Parameters for Advanced Investment Planning

П

ерспективное планирование инвестиций в

новые нефтегазовые проекты в современных

реалиях невозможно без их технико-экономической

оценки (ТЭО) – от запасов до экономики. При этом,

отсутствие достаточного количества геологогеофизической

и прочей информации на раннем

этапе перспективного планирования лишает

инвестора возможности проведения полноценной

экономической оценки, часто ограниченной только

рассмотрением геолого-технических параметров

или оценкой по различным мультипликаторам.

Одновременно инвестор часто сталкивается с

A

dvanced investment planning into a greenfield oil and

gas project is impossible without a Technical and

Economic Assessment (TEA) – produced from reserve

estimates to economic analysis. That said, the shortage

of sufficient G&G data and other information, at an early

stage of advanced planning, deprives an investor of

the possibility to implement a meaningful economic

evaluation, which is often limited to examinations of the

geological and technical parameters or an evaluation

based on various multipliers. Alongside that, an investor

often faces time shortages for even rapid analysis of all

of the possible investment alternatives in a region.

26

ROGTEC


EXPLORATION

нехваткой времени даже на экспресс-анализ всех

возможных альтернатив для инвестирования в

регионе.

Как правило, в таком случае инвестор прибегает к

экспертным оценкам, что само по себе не плохо.

Однако, специалистов с релевантным опытом может

просто не быть или они могут быть заняты. Объем

вопросов, которые нужно решить по нескольким

задачам одновременно, иногда просто слишком

велик для предоставленных сроков. В этом случае,

было бы рационально применить для оценки

эффективности проектов автоматизированные

программные комплексы. Для создания таких

автоматизированных расчетных систем, требуется

решить целый ряд задач, относящихся к различным

профессиональным дисциплинам (геология,

разработка, обустройство, экономика). При этом,

одной из центральных методологических проблем

для такого комплекса является расчет показателей

разработки (профиля добычи) месторождения в

условиях ограниченности входных данных.

В статье описана методика оценки показателей

разработки (профиля добычи) месторождения,

не введённого в разработку (так называемого

«гринфилда»), разработанная специалистами

Ingenix Group в процессе создания программного

комплекса по экспресс-оценке месторождений.

Методика разработана на основе собственного

опыта выполнения проектов ТЭО, а также

глубокого понимания нюансов концептуального

проектирования нефтегазовых месторождений.

As a rule, in such cases an investor resorts to expert

evaluations, which is not bad in itself. However,

specialists with relevant experience may be not

available or they might be busy. The range of issues

that need to be solved simultaneously, is sometimes

too great for those granted terms. In that case, it

would be rational to apply an automated software

solutions to assess a project’s efficiency. In order

to develop an automated computation systems, a

wide range of tasks need to be solved, which are

related to various professional disciplines (geology,

development, construction, economics). That

said, one of the key solutions for such systems

is to compute the field development parameters

(production profile) when you have limited

available data.

The article describes the method for evaluating the

development parameters (production profile) of a field

that had not been put into development (the so called

“Greenfield”), which was developed by the Ingenix

Group specialists in the process of developing a

software system capable of rapidly assessing a field.

The method was developed with first-hand experience

of implementing technical and economic assessment

projects, as well as having an enhanced understanding

of the nuances of conceptual engineering in oil and

gas fields.

The calculation method (see Fig.1) consists of

determining the oil recovery reserves using the

oil recovery factor (ORF) based on the statistical

Рис. 1: Блок схема расчета технологических показателей разработки для одного объекта


ROGTEC

27

РАЗВЕДКА

IMPACT OF GEOLOGICAL

PARAMETERS

Oil density in-situ

Derived statistical

relantionship by

analogue targets

IMPACT OF

TECHNOLOGICAL

PARAMETERS

Development option

Derived recovery

rates by analogue

targets

Oil saturation

Aggressive

Porosity

Oil net pay

Formation volume factor

Viscosity

Permeability

Fragmentation

Net to gross ratio

CALCULATION

ORF for the

total period

IN-SITU

RESERVES

(user’s input

data)

Efficient

Sustainable

Completion type

DW / DW

with frac

HW / HW

with frac

CALCULATION

Production

profile for 25

years

ORF for 25

years

Base of geologic and technical

parameters by the RF regions

Fig. 1: Flow diagram of the engineering parameters for one target development

Методика расчета (см. рис.1) заключается

в определении извлекаемых запасов нефти

через коэффициент извлечения нефти (КИН)

по статистическим зависимостям, выведенным

на основе данных по месторожденияманалогам,

и профиля добычи - по темпу отбора и

характеристикам вытеснения.

Оценка КИН на весь период разработки

Данные по месторождениям-аналогам приняты из

справочной литературы и открытых источников.

Все ключевые исходные параметры (или далее

– изменяемые геологические параметры)

сведены в единую геологическую базу данных

(ГБД), насчитывающую в настоящий момент

свыше четырех тысяч объектов-аналогов. К

изменяемым геологическим параметрам относятся

следующие: глубина залегания, площадь

нефтеносности, тип коллектора, коэффициенты

пористости, нефтенасыщенности, песчанистости,

расчлененности, пластовое давление, давление

насыщения, температура, а также свойства

флюидов: вязкость, плотность, газосодержание,

объемный коэффициент.

Определение КИН за весь период разработки

реализовано по статистическим многомерным

зависимостям вида:

КИН = f (Ni; Ci) – функциональные комплексы,

Ni – свойства коллектора, Ci – свойства флюидов,

подгружаемые из ГБД.

relationships derived from the analogue fields and

production profiles – as a percent of the recovery and

oil displacement characteristics.

ORF Evaluation for the Total Development Period

The data for the analogue fields was obtained from

reference literature and open-source materials. All of the

key initial parameters (or hereinafter referred to as the

changing geological parameters) have been consolidated

into a Geological Database (GDB), which currently

contains more than four thousand analogue data sets.

The following geological parameters fall into variable

categories: occurrence depth, oil bearing area, reservoir

type, porosity ratio, oil saturation, net to gross ratio,

compartmentalization of reservoir, formation pressure,

temperature, as well as fluid properties: viscosity, density,

gas content, formation volume factor.

ORF was determined for the total development period,

using the module of multi-dimensional statistical

relationships like:

ORF = f(Ni; Ci) – functional complexes,

Ni – reservoir properties, Ci– fluid properties, uploaded

from GDB.

Statistical relationships for carbonate and terrigenous

reservoirs were obtained using the latest data from

analogue targets.

It is a fact that to provide the rationale for ORF, when

analyzing recoverable oil reserves, the specialists of

the State Reserves Committee quite often use the

statistical relationships obtained from various authors

28

ROGTEC


EXPLORATION


ROGTEC

29

РАЗВЕДКА

Статистические зависимости получены для

карбонатных и терригенных коллекторов по

актуальным данным объектов-аналогов.

Известно, что для обоснования КИН при

рассмотрении извлекаемых запасов нефти в ФБУ

«ГКЗ» экспертами достаточно часто применяются

статистические зависимости различных авторов

и институтов, приводящие при определенных

условиях к ощутимому разбросу значений

результирующего показателя.

Рассмотрим для примера тестовое месторождение

со следующими изменяемыми геологофизическими

параметрами:

• геологические запасы нефти - 44,5 млн.т.;

• коллектор - терригенный;

• пористость 17%;

• средняя проницаемость – 15 мД;

• средняя нефтенасыщенная толщина – 5 м;

• нефтенасыщенность – 0,53 дол.ед.;

• расчлененность - 9;

• песчанистость - 0,41;

• вязкость нефти в пластовых условиях -

1,38мПа*с;

• плотность нефти в пластовых условиях

864 кг/м 3 ;

• вязкость воды в пластовых условиях - 1мПа*с.

and institutions which results in considerable data

scattering of the parameters under certain conditions.

Let us consider, for purposes of illustration, a test field

having the following changing geological parameters:

• original oil in place reserves - 44,5 МТ.;

• reservoir type - terrigenous;

• porosity 17%;

• average permeability – 15mD;

• average oil net pay – 5 m;

• oil saturation – 0.53 unit fractions;

• compartmentalization (number of sand beds) - 9;

• net to gross ratio – 0.41;

• oil viscosity in situ - 1,38mPA*с ;

• oil density in situ 864 kg/m 3 ;

• water viscosity in situ – 1mPA*с .

One can conduct ORF estimations for the given

geologic and physical conditions using the statistical

relationships from various authors (Table 1):

As it is seen from the table, the ORF values range from

0.224 to 0.391 (the mean value is 0.319, deviation

from the mean value ranges from -30% to +22%).

Data scattering, when estimating ORF using statistical

relationships, is too great: for instance, when ORF

is equal to 0.224, the recoverable oil reserves would

amount to 9.9 MT, while with ORF equal to 0.391 they

would be 17.3 MT already.

Статистическая зависимость Statistical relationship

Кожакин С. В., Б.Т. Баишев, В.В. Исайчев

S.V.Kozhakin, B.T.Baishev, V.V.Isaichev

Гомзиков В.Г., Молотова Н. А.

V.G.Gomzikov, N.A.Molotova

Гомзиков В.К.

V.K.Gomzikov

Р. Гутри, М. Гринберг

R.Guthrie, M.Greenberg

Д. Арпс

D.Arps

ИГ и РГИ

Institute of Geology and Development of Fossil Fuels

CибНИИНП

Siberian Oil Industry Research Institute

Амелин И.Д., Субботина Е.В.

I.D. Amelin, E.V.Subbotina

Абызбаев И. И., Насыров Г. Г.

I.I.Abyzbayev, G.G.Nasyrov

Среднее

Total mean value

КИН ORF

0,391

0,333

0,337

0,27

0,377

0,329

0,224

0,358

0,255

0,319

Отклонение от среднего

Deviation from mean value

22%

4%

6%

-15%

18%

3%

-30%

12%

-20%

Табл.1: Оценка величин КИН за весь период разработки по статистическим зависимостям

Table 1: ORF estimation for the total development period using statistical relationships

30 ROGTEC


EXPLORATION

KIOGE ADVERT


ROGTEC

31

РАЗВЕДКА

Для приведенных геолого-физических условий

можно провести оценку КИН по статистическим

зависимостям различных авторов (табл. 1):

Как видно из таблицы, величины КИН находятся

в диапазоне от 0,224 до 0,391 (среднее значение

0,319, отклонение от среднего от -30% до

+22%). Разброс значений при оценке КИН по

статистическим зависимостям слишком велик:

так, при КИН, равном 0,224, извлекаемые запасы

составят 9,9 млн.т., а при КИН, равном 0,391, -

уже 17,3 млн.т.

Автоматизированный комплекс, разработанный

Ingenix Group, в данной ситуации дает оценку КИН,

равную 0,330. Авторский подход к оценке КИН

также использует статистические зависимости,

однако имеет два существенных отличия,

повышающих надежность оценки на этапе

планирования инвестиций:

• зависимости, используемые в Ingenix Cost

Evaluator, получены по большему количеству

объектов-аналогов;

• выведенные зависимости, более полно

учитывают ключевые геолого-физические

данные и свойства пластовых флюидов.

В статистических зависимостях многих

авторов присутствуют такие показатели, как

нефтенасыщенная толщина, проницаемость,

относительная вязкость и т.д., но эти зависимости

получены в 70-80-х годах прошлого столетия

по ограниченному количеству месторождений,

не имевших на тот момент достаточной истории

разработки и фактически достигнутых КИН.

Для получения хорошей сходимости прогнозных

КИН с реально достигнутыми в процессе

разработки при определенных геолого-физических

условиях были выделены основные факторы,

влияющие на достижение КИН. Проведена

настройка зависимости на ключевые показатели с

небольшой относительной погрешностью. Таким

образом, при вводе исходных данных объектааналога

получается расчет КИН, близкий к

фактически достигнутому по объекту-аналогу.

Пример сходимости прогнозной и фактической

накопленной добычи нефти приведен на рис. 2.

Прогноз темпов отбора по объектам

разработки и профиля добычи по

месторождению

Для расчета технологических показателей

авторы используют зависимость темпа отбора

от извлекаемых запасов и КИН, а также

характеристики вытеснения.

The automated system would provide the ORF

estimation equal to 0.330 in this case. The authors’

approach to the ORF estimation also employs

statistical relationships but it has two distinctive

features that increases the reliability of the evaluation

at the investment planning stage:

• Dependencies used in the Ingenix Cost Evaluator,

were obtained using a vast number of analogue

targets;

• Inferred dependencies, make better account of the

key geologic and physical data and properties of the

formation fluids.

The statistical relationships of many authors contain

such parameters as net pay, permeability, relative

viscosity etc., but those relationships were obtained in

the 70’s-80’s using a limited number of oil fields having

insufficient production history and no actually achieved

ORF at that time.

To achieve a good convergence of the forecasted ORF

values with the actual ones obtained in the process

of development under certain geologic and physical

conditions, the key factors were singled out as having

an effect on the achievement of the ORF values. A

dependency was setup for the key parameters with a

small fractional uncertainty. Thus, when entering the

initial data from the analogue targets, we obtain the

estimation of the ORF, very close to the ORF value,

which was actually achieved on an analogue target.

The forecasted example and the actual cumulative

production is presented in Fig.2.

The Forecasted Rate of Recovery of the

Development Targets and Production Profile

of the Field

This calculation is carried out for a 25 year period.

The growth in accuracy and realism of the estimates

is achieved due to the increased quantity of the

engineering parameters and their changing regulated

values. They include the following:

• number of targets;

• field development plan;

• well completion type;

• field development start year;

• proportion of overlapped development targets;

• offset of target development start points relative

of each other.

The possibility of involving several targets into the

assessment of engineering parameters, yet at the

early stage, is sufficiently important to maintain the

realism of the evaluation. It is also assumed that each

of the targets is developed using an individual spacing

pattern (Fig.3).

The following development options may be considered

for each of the targets: aggressive, efficient or

32

ROGTEC


EXPLORATION

Западная Сибирь (мин)

West Siberia (min.)

Западная Сибирь (макс)

West Siberia (max.)

Урал-Поволжье (мин)

The Urals – Volga region (min.)

Урал-Поволжье (макс)

The Urals – Volga region (max.)

Рис. 2: График сходимости прогнозной и фактической накопленной добычи нефти

Fig. 2: Diagram of Cumulative Forecasted and Actual Oil Production Convergence

Расчет выполняется на период 25 лет. Повышение

точности и реалистичности оценки достигается

за счет увеличения количества и регулирования

значений изменяемых технологических

показателей. К ним относятся:

• количество объектов;

• сценарий разработки;

• тип заканчивания скважин;

• год начала разработки;

• доля перекрытия объектов разработки;,

• смещение начала разработки относительно

друг друга.

sustainable. The “aggressive” option presumes that

the best sectors of a development target shall be

involved; the coverage of reserves shall be around

60%. The “efficient” option presumes that up to

80% of reserves shall be involved, without drilling in

marginal zones. The “sustainable” option presumes

that full-scale drilling shall be involved and 100% of a

target’s reserves shall be brought into development.

All of the options presume that a formation

pressure maintenance system is in place. Flooding

График бурения и профиль добычи Drilling schedule and production profile

3.6

600

Добыча нефти, млн.т.

Oil production, MT

2 .4

1.2

400

200

Количество скв., шт.

Well number, wells

0

2021

2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047

0

Проект Добыча нефт.

Project Oil production

Пласт 2 Нагнетательные скв.

Formation 2 Injection wells

Пласт1 Нефтяные скв.

Formation 1 Oil wells

Пласт 2 Добыча нефти

Formation 2 Oil production



Пласт 3 Нефтяные скв.






Пласт 2 Нефтяные скв.




Рис. 3: Динамика показателей по сценариям и типам заканчивания скважин

Fig. 3: Change in production by scenario and well completion type


ROGTEC

33

РАЗВЕДКА

Возможность уже на начальном этапе включить в

оценку технологических показателей разработки

несколько объектов является достаточно важной

для сохранения реалистичности оценки. При этом

предполагается, что каждый из рассматриваемых

объектов разрабатываемых самостоятельной

сеткой скважин (рис.3).

Для каждого из объектов могут быть рассмотрены

следующие сценарии разработки: агрессивный,

эффективный или рациональный. Вариант

«агрессивный» предполагает ввод в разработку

лучших участков объекта разработки, охват

запасов составляет ~60%. «Эффективный» вариант

предполагает ввод в разработку до 80% запасов

без разбуривания краевых зон. «Рациональный»

вариант предполагает полное разбуривание и ввод

всех 100% запасов объекта.

Во всех вариантах предусматривается реализация

системы поддержания пластового давления.

Система заводнения для площадных и рядных

систем разработки задана соотношением числа

добывающих и нагнетательных скважин.

Объемы закачки воды рассчитываются через

компенсацию отбора закачкой. От выбранного

сценария разработки зависит темп разбуривания

(от года до семи лет), а также плотность сетки

скважин и темп отбора.

Каждый из объектов разбуривается

самостоятельной сеткой скважин с выбранным

типом заканчивания скважин: наклоннонаправленными

скважинами (далее - ННС) или

горизонтальными скважинами (далее - ГС). К

каждому типу заканчивания можно применить ГРП

или МГРП.

Исходя из опыта проектирования, в вариантах с

горизонтальными технологиями для небольших

месторождений с геологическими запасами

до 5 млн. т. длина горизонтальной части

ствола принята равной 750 м, для остальных

месторождений - 1000 м. Количество стадий ГРП

в горизонтальных скважинах определено через

расстояние между каждой операцией - 150 м.

Для оценки возможной вариативности для

описанного выше тестового объекта разработки

была произведена серия расчетов по трем

сценариям (рациональный, эффективный,

агрессивный). По каждому сценарию рассчитаны

варианты с различным типом заканчивания

скважин (ННС и ГС). Год ввода объекта в

for dispersed and line-drive waterflood systems

is determined by the number of production and

injection wells. The injected amount of water is

calculated through a water injection ratio. A selected

development option determines the field development

rate (from years one to seven), as well as the well

density grid and the recovery rate.

Each of the targets is drilled using an individual well

spacing pattern with a selected well completion type:

deviated (DW) or horizontal wells (HW). Hydralic or

multi-stage hydraulic fracturing can applied to each of

the completion types.

Judging by past experience, well planning for

horizontal wells, the length of the horizontal section

is accepted as 750m for small fields with in-place

reserves of up to 5 MT; for the rest of the fields 1000m

is used. The number of stages in a hydraulic fracturing

job is determined through distance between each

operation equal to 150m.

To evaluate the possible variations, a series of

calculations were carried out using the three options

(sustainable, efficient, aggressive). The variants with

different types of well completion (DW and HW) were

calculated on each of the options. The target will

be brought into development in 2022. According

to the method described above, the system has

determined the dynamics of oil production and the

well stock dynamics for the producing and injection

wells, broken down by year.

The results of each option has been consolidated

into a graphical representation demonstrating the key

development indicators: well stock (producing/injecting),

cumulative production for 25 years, specific production

per well, well completion type, as well as the ORF for 25

years of development (Fig.4).

The results of the engineering simulations based on

all of the options are presented in Table 2. The option

for drilling deviated wells would require the maximum

construction of 474 wells with the sustainable option,

289 wells with the aggressive option; for 25 years, the

specific oil production would amount to 29.8 thousand

tons and 36.7 thousand tons, according to the options,

respectively. When we move to the next options and well

completion types, the number of wells goes down and

the specific oil production per well grows.

The maximum ORF (for 25 years) – 0.266 unit fractions

– was obtained for the sustainable option of drilling

34

ROGTEC


EXPLORATION

K1g (normal)

2526m

Количество скважин, шт (добывающих/

нагнетательных)

Well number, wells (producing / injecting)

Накопленная добыча нефти за 25 лет, млн.т

Cumulative oil production for 25 years, MT

9.41 0,2114

Добыча на 1 доб.скв за 25 лет, тыс.т.

Production per 1 producing well per 25 years, MT

316 / 158 29.78 HHC

КИН за 25 лет

ORF for 25 years

Тип заканчивания скважины

Well completion type

K1g (effective)

2526m




93 / 93




ORF for 25 years

9.84 0,2233



105.81 ГС HW



K1g (agressive)

2526m




77 / 76




ORF for 25 years

10.18 0,2387





132.21 ГС + МГРП HW + Multifrac

Рис. 4: Показатели разработки по сценариям и типам заканчивания скважин для одного объекта разработки (экран из программы)

Fig. 4: Development indicators broken down by the options and well completions for a single development target (screenshot).

разработку – 2022. По методике, описанной

выше, комплексом была определена динамика

добычи нефти и динамика фонда добывающих и

нагнетательных скважин по годам.

Результаты расчетов по каждому сценарию

сводятся автоматизированным комплексом в

графическое представление, демонстрирующее

ключевые показатели разработки: фонд скважин

(добывающих / нагнетательных), накопленная

добыча нефти за 25 лет, удельная добыча нефти

на скважину, тип заканчивания скважин, а также

КИН достигаемый за 25 лет разработки (Рис .4).

Результаты технологических расчетов по всем

сценариям приведены в таблице 2 ниже. Вариант

с разбуриванием наклонными скважинами при

рациональном варианте потребует максимального

строительства скважин 474 ед., при агрессивном

the target using horizontal wells with multi-stage

hydraulic fracturing, with a total well stock of 194 wells;

the specific oil production amounted to 122 thousand

tons for 25 years; for the aggressive option, the total

well stock of horizontal well using multi-stage hydraulic

fracturing amounted to 122 thousand tons, while the

specific cumulative production was maximum 138

thousand tons. Thus, the ORF data scattering, using

the options and well completion types, spreads from

the minimum of 0.179 to the maximum of 0.266. The

maximum ORF was obtained in the sustainable option with

horizontal wells using multi-stage hydraulic fracturing, while

the maximum specific oil production per well was obtained

using the aggressive option with horizontal wells and multistage

hydraulic fracturing (Fig. 5-7).

That said, one should note that it is still too early to

compare the economic efficiency of different options

Option

Well

number

DW

Specific

oil

production

per well

DW + frac HW HW + frac

Specific

Specific

Specific

ORF Well oil

Well

Well

number

ORF oil

production number

ORF oil

production number production ORF

per well

per well

per well

Sustainable

Efficient

Aggressive

474

314

289

29,78

33,07

36,68

0,211

0,181

0,179

428

315

271

34,79

38,22

41,82

0,224

0,193

0,191

227

186

173

102,5

106,9

109,2

0,263

0,223

0,213

194

163

153

122,1

130,2

137,9

0,266

0,240

0,230

Table 2: ORF estimation for the total development period using statistical relationships


ROGTEC

35

РАЗВЕДКА

ННС

ННС +ГРП ГС ГС + ГРП

Сценарий

Кол-во

скв.

Уд.

добыча

нефти

на скв.

Уд.

Уд.

Уд.

КИН Кол-во добыча

Кол-во

Кол-во

скв.

КИН добыча

нефти

скв.

КИН добыча

нефти

скв. нефти

КИН

на скв.

на скв.

на скв.

Рациональный

Эффективный

Агрессивный

474

314

289

29,78

33,07

36,68

0,211

0,181

0,179

428

315

271

34,79

38,22

41,82

0,224

0,193

0,191

227

186

173

102,5

106,9

109,2

0,263

0,223

0,213

194

163

153

122,1

130,2

137,9

0,266

0,240

0,230

Табл.2: Результаты расчета технологических показателей разработки тестового месторождения по 12 вариантам

варианте – 289 ед., соответственно удельная

добыча нефти за 25 лет составит 29,8 тыс.т. и 36,7

тыс.т. по вариантам. При переходе к следующим

сценариям и типам заканчивания сокращается

количество скважин и растет удельная добыча

нефти на скважину.

Максимальный КИН (за 25 лет) - 0,266 дол.

ед., - получен для рационального сценария

при разбуривании объекта горизонтальными

скважинами с многостадийным ГРП, общим

фондом 194 скважины, удельная добыча нефти

за 25 лет составила 122 тыс.т., для агрессивного

сценария общий фонд горизонтальных скважин с

МГРП составил 153 ед. и удельная накопленная

добыча нефти максимальная 138тыс.т. Таким

образом, разброс величин КИН по сценариям

и типам заканчивания имеет значения от

минимального 0,179 до максимального 0,266.

Максимальный КИН получен в рациональном

варианте с горизонтальными скважинами с

МГРП, а максимальная удельная добыча нефти

на скважину получена при агрессивном варианте

с горизонтальными скважинами с МГРП

(рис. 5-7).

При этом стоит отметить, что на этом этапе

сравнивать экономическую эффективность

различных вариантов пока рано. Как правило,

варианты с более высокой добычей требуют

и больших расходов на бурение. Расчет

экономической эффективности проводится в

автоматизированном программном комплексе

Ingenix Cost Evaluator на основе технологических

расчетов на следующем этапе (более подробно

описано в статье «Оценка нефтяных гринфилдов:

как снизить риски инвестора еще на старте?»,

ROGTEC, №63).

Таким образом, описанный модуль расчета

показателей разработки нефтяных месторождений

позволяет инвестору уже на этапе выбора цели

и подготовки инвестиционного решения не

только получить расчет профиля добычи нефти

at this stage. As a rule, options with higher production

demand higher expenditures for drilling. The

calculation of economic efficiency is carried out in the

automated software system Ingenix Cost Evaluator on

the basis of next stage engineering calculations (this

was described in more detail in the article “Greenfield

Valuation: How to Reduce Initial Investor Risks?”,

ROGTEC, Issue 63).

Thus, the module calculating the oil field development

indicators lets an investor, early in the stage of target

selection and investment decision preparation, not

only to obtain the estimation of the oil production

profile on an evaluated asset, but to also determine an

optimal approach to its development.

The module is not meant to create an engineering

design of a field at the project definition phase and for

any operational control of the development, therefore,

it cannot provide a user with such features like,

depletion estimation, or the estimations of options with

the use of equipment for dual production and injection.

However, at the advanced planning stage, it can

provide a potential investor with an advantage while

searching and sorting the input data, the advantage of

methodical uniformity and the computation speed due to:

• unified database by region and development targets;

• high calculation speed;

• multivariations (3 development options);

• “multitargetness” (dealing with up to three

development targets at a time);

• possibility of setting up various well completion types;

• flexibility (possibility of inputting your own initial data).

Thus, the target objective of estimating production

profile over a field can be solved without building any

complex hydrodynamic models and involving any

third-party contractors. It took us 30 minutes of time

to carry out a series of calculations (without taking into

account further economics). As a result, an investor

would gain a chance, within a short time, to evaluate

several possible project development options, from

geology to economics, and optimize his risks when

entering a project.

36

ROGTEC


EXPLORATION

по оцениваемому активу, но и

определить оптимальный подход к

его развитию.

0.3

0.25

КИН - ORF

Модуль не предназначен для

проектирования разработки на

этапе подготовки проектного

документа и для оперативного

управления разработкой,

поэтому не может предоставить

пользователю такой функционал,

как, например, расчет на

истощении, или расчет с

применением оборудования

одновременно-раздельной добычи

и закачки.

Однако на этапе перспективного

планирования он может дать

потенциальному инвестору

преимущество в поиске и

уточнении исходных данных,

методическом единообразии и

скорости расчетов благодаря:

• единой базе данных по регионам

и по объектам разработки;

• высокой скорости расчетов;

• многовариантности (3 сценария

разработки);

• многообъектности (до трех

объектов разработки);

• возможности задания

различного типа заканчивания

скважин;

• гибкости (возможность ввода

собственных исходных данных).

Таким образом, целевая задача

расчета профиля добычи по

месторождению решается

без построения сложных

гидродинамических моделей

и привлечения сторонних

исполнителей. Для приведенной

серии расчетов потребовалось

30 минут времени (без учета

дальнейших экономических

расчетов). В конечном итоге

инвестор получит возможность

за короткое время оценить

несколько возможных сценариев

развития проекта от геологии до

экономики и оптимизировать свои

риски при входе в проект.

0.2

0.15

0.1

0.05

0

Рис. 5: Распределение КИН по сценариям и типам заканчивания скважин

Fig. 5: Distribution of ORF by the options and well completion types

160

140

120

100

80

60

40

20

0

ННС - DW


Sustainable

ННС +ГРП - DW+frac


Efficient

ГС - HW

ГС + ГРП - HW+frac


Aggressive

Рис. 6: Распределение удельной добычи нефти на скважину по сценариям и типам

заканчивания скважин

Fig. 6: Distribution of specific oil production per well, by options and well completion types

500

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

Уд.добыча нефти на скв. - Specific oil production per well

ННС - DW


Sustainable

ННС - DW


Sustainable



Efficient

ГС - HW

Кол-во скв. - Well number



Efficient

ГС - HW



Aggressive



Aggressive

Рис. 7: Распределение количества скважин по сценариям и типам заканчивания

Fig. 7: Distribution of well number, by options and well completion types


ROGTEC

37

БУРЕНИЕ

Бокарёв А.Ю., Леонтьев Д.С., Мингазов А. Н., Голованова Л.С., Ахундов М.Г. (ООО

«Технологическая Компания Шлюмберже»), Гребнев П.В. (ООО «РН-Юганскнефтегаз»),

Четвериков Д.М. ПАО «НК «Роснефть»

Bokarev A.Y., Leontyev D.S., Mingazov A.N., Golovanova L.S., Akhundov M.G

(Schlumberger), Grebnev P.V. (LLC «RN-Uganskneftegaz»), Chetverikov D.M. PJSC NK Rosneft

Роснефть и Шлюмберже развивают рынок

локального высокотехнологичного оборудования

для бурения скважин

PJSC NK Rosneft and Schlumberger Develop

a Local High-Tech Drilling Equipment Market

На месторождении ООО «РН-

Юганскнефтегаз» впервые была применена

высокотехнологичная КНБК для бурения

двухколонной скважины с применением

прибора нейтронно-плотностного каротажа

российского производства LWD172-2ННК-

ГГКЛП-3ГК

Введение

В целях повышения эффективности бурения

ПАО «НК «Роснефть» вот уже несколько лет

успешно реализует строительство скважин

двухколонной конструкции [1]. Такая технология

проектирования является инновационной,

предполагающей исключение целого этапа работ

The First Use of Russian neutron-density tool in

a Triple Combo BHA at the oilfield of LLC «RN-

Uganskneftegaz» for drilling of optimized casing

design wells

Introduction

To improve well construction efficiency Rosneft has

been successfully implementing two-string wells

design for several years now [1]. The approach is

quite innovative, it excludes a whole stage in well

construction cycle, in particular the running of the

178mm production casing. Two sections of the

production casing and liner are combined into a

178/140mm casing. This approach helps to reduce

the well construction time by an average of 7 days.

38

ROGTEC


DRILLING

в цикле бурения скважины, а именно - спуск и

крепление 178 мм эксплуатационной колонны.

Две секции под эксплуатационную колонну и

хвостовик объединены в комбинированную

178/140 мм колонну. Благодаря такому подходу

время строительства скважин сокращается в

среднем на 7 дней. Одним из ключевых этапов

эффективности строительства скважин данного

типа является применение высокотехнологичного

оборудования в составе КНБК, включающего

роторно-управляемую систему и приборы LWD

(Logging while drilling) для оценки свойств пласта в

реальном времени. Первоначально применялись

LWD приборы западного производства. Однако,

в последние несколько лет стратегии как

нефтегазодобывающих, так и сервисных компаний

направлены на локализацию и внедрение

российского высокотехнологичного оборудования

LWD в составе КНБК. Статья описывает успешный

опыт точечного внедрения таких технологий

компаниями Шлюмберже и ПАО «НК «Роснефть».

Успешная интеграция прибора нейтронноплотностного

каротажа российского

производства в КНБК

Нефтесервисные компании активно занимаются

разработкой компоновки низа бурильной колонны

(КНБК), состоящей на 100% из российского

оборудования. Одним из примеров успешной

реализации таких проектов является интеграция

прибора радиоактивного каротажа российского

производства. Приборы производства ЗАО

«НПП Энергия» были выбраны для решения

этой задачи. Приборы являются разработкой

2017 года и входят в реестр технологий

одобренных ЭТС ГКЗ (Протокол №6 от 29.07.19).

Экспертный совет оценил качество и полноту

измерений аппаратуры. Однако, для раскрытия

измерительного потенциала прибора для целей

геонавигации и оперативного петрофизического

сопровождения, была необходима интеграция

прибора с высокоскоростной телеметрией. На базе

российского завода “ГЕОФИТ” был разработан

уникальный соединительный модуль, позволяющий

совместить каротажные зонды производства ЗАО

«НПП Энергия» с высокоскоростной телеметрией.

Разработка модуля сделала возможным

полностью интегрировать прибор ЗАО «НПП

Энергия» в компоновку «Шлюмберже», обеспечив

получение данных ГГК и ННК в реальном

времени для геонавигации и оперативной оценки

фильтрационных и емкостных свойств (ФЕС)

One of the key stages, which contributes to the

efficiency of this type of well construction, is the use

of high-tech equipment in the BHA (Bottom-Hole

Assembly), including a Rotary Steerable System

(RSS) and an LWD (Logging While Drilling) tool for

formation evaluation in the real time. Originally, only

international equipment was used. However, over the

past few years, Russia has implemented an import

substitution strategy and oil & gas companies are

looking for locally made and manufactured Russian

high-tech directional drilling (DD) and LWD equipment

[4]. This article describes the successful experience of

localizing such technologies for Rosneft.

Successful Integration of the Russian Neutron

Density Logging Tool into the BHA

Oilfield service companies have been actively

developing BHA’s which are 100% Russian-made.

One example of a successful implementation is the

integration of the Russian nuclear logging tool. Tools

manufactured by CJSC NPP Energia were chosen

for this purpose. The tools were developed in 2017

and are included in the register of technologies

approved by the Expert Technical Board of the State

Committee for Mineral Reserves (Protocol No. 6 of

07/29/19). The expert Board assessed the quality

and completeness of the measurements. However,

to unlock the tools geosteering and operational

petrophysical analysis measuring potential, it was

necessary to integrate it with high-speed telemetry.

This challenging task was handled by the GEOFIT

Product Center. For more than 30 years GEOFIT

has successfully manufactured drilling service

equipment and continuously invests in Research and

Development. Their engineering team designed an

unique real-time connection module, that combined

the logging tool with the high-speed telemetry

system. The development of the module made it

possible to fully integrate a Russian nuclear tool into

the bottom hole assembly, providing the acquisition

of density and porosity data in real time for

geosteering and proactive reservoir characterization.

The high speed telemetry tools can send downhole

data to the surface using mud pulse telemetry with

a bit rate up to 12 bit/sec without compression (up

to 50 bit/sec with compression.) The connection

module made it possible to fill this channel with CJSC

NPP Energia Tools LWD121-2NNK-GGKLP (4.75”) /

LWD172-2NNK-GGKLP-3GK (6.75”) measurements.

In real terms, the bit rate transmits to the surface 5

curves and density images in real time with a data

density of about 3 data points per meter.


ROGTEC

39

БУРЕНИЕ

LWD121/LWD172 adnVISION475 EcoScope

Плотность

Водородосодержание

ФЭФ

Имидж плотности

Погрешность

измерения

Прецизионность (при

20 м/ч и 2.5 г/см3)

Вертикальное

разрешение


измерения

Вертикальное

разрешение


измерения

±0.025-0.035 g/cc ±0.015 g/cc ±0.015 g/cc

Активность ИИИ 0.5 Ci 1.7 Ci 1.7 Ci

Прецизионность

(при 20 м/ч и Кп=20%)

±0.0075 g/cc 0.0045 g/cc 0.002 g/cc

25cm 15cm 15cm

5-8% 5% 5%

1% 0.5% 0.4%

Активность ИИИ 6.5 Ci 10 Ci PNG

50cm 30cm 54 cm

±0.2 pu ±0.12 pu ±0.1 pu

16 sectors 16 sectors 16 sectors

Таблица 1: Сопоставление измерительных характеристик приборов радиоактивного каротажа в процессе бурения производства

ЗАО «НПП Энергия» и «Шлюмберже»

пластов. Телеметрические системы TeleScope/

IMPulse имеют возможность передавать забойные

данные по гидроканалу на поверхность со

скоростью до 12 бит/с без сжатия (до 50 бит/с со

сжатием). Соединительный модуль производства

«ГЕОФИТ» позволил заполнить этот канал

измерениями приборов LWD121-2ННК-ГГКЛП

(4.75”) / LWD172-2ННК-ГГКЛП-3ГК (6.75”). В

реальном выражении, такая скорость передачи

позволила передавать 5 кривых и развертку

плотности (имидж) в реальном времени с

плотностью данных около 3 точек записи на метр.

В апреле 2019 года проведено первое опытнопромышленное

испытание зонда ЗАО «НПП

In April 2019 the first carbonate pilot test of the

LWD121-2NNK-GGKLP (4.75”) tool, in connection with

a Schlumberger neutron-density tool, adnVISION, in

the was held. The comparison of the memory data from

both tools, such as: density, porosity, density image,

caliper showed a convergence within the nominal

margin of error. The comparison of the measurements

specifications of the tools is presented in Table 1.

Currently this technology has been successfully

deployed for in more than 20 wells (three- and twostring

designs) for Rosneft. The tools are available in

two sizes – 121mm and 172mm.

In Russia, the use of radioactive sources for nuclear

LWD121/LWD172 adnVISION475 EcoScope

Density Measurement error ±0.025-0.035 g/cc ±0.015 g/cc ±0.015 g/cc

Precision (at 20 m/h

and 2.5 g/cc)

±0.0075 g/cc 0.0045 g/cc 0.002 g/cc

Source Activity 0.5 Ci 1.7 Ci 1.7 Ci

Vertical Resolution 25cm 15cm 15cm

Hydrogen

Content

PEF

Density Image

Measurement error 5-8% 5% 5%

Precision (at 20

m/h and porosity

index=20%)

1% 0.5% 0.4%

Source Activity 6.5 Ci 10 Ci PNG

Vertical Resolution 50cm 30cm 54 cm

Measurement error ±0.2 pu ±0.12 pu ±0.1 pu

16 sectors 16 sectors 16 sectors

Table 1: Measurements characteristics comparison of CJSC NPP Energia and Schlumberger LWD Tools

40

ROGTEC


DRILLING

Рис. 1: Сравнение данных из памяти приборов 2ННК-ГГКЛП-LWD-121 и adnVISION 475

Fig. 1: 2NNK- GGKLP -LWD-121and adnVISION 475 Memory Data Comparison

Энергия» LWD121-2ННК-ГГКЛП (4.75”) в единой

связке с прибором нейтронно-плотностного

каротажа adnVISION475 в карбонатном разрезе.

Выполнено прямое сопоставление измеряемых

параметров. Сопоставление методов ГГКлп, ННКт,

Имидж, Каверномер из памяти обоих приборов

показал сходимость в пределах паспортной

погрешности измерений (Рис.1). Сопоставление

паспортных характеристик приборов представлены

в Таблице 1.

На текущий момент описываемая технология

успешно применена при бурении более 20 скважин

(двухколонной и трехколонной конструкции)

на объектах ПАО «НК «Роснефть» в двух типах

размеров LWD121 и LWD172.

Применение радиоактивных источников в

приборах LWD компании Энергия требует

соблюдения высочайших стандартов безопасности

для сохранения жизни и здоровья полевого и

технического персонала. Мировые стандарты,

процедуры и технические решения по обращению

с радиоактивными источниками применительно к

российскому прибору LWD находятся на различных

этапах внедрения в операционную деятельность,

включая конструктивные изменения в дизайн

LWD Tools must comply with the highest safety

standards to ensure employees health and safety.

Standards, procedures and technical decisions

for handling radioactive sources used in nuclear

tools are now at different deployment stages.

Also, modifications in the tool’s design are being

implemented together with tool’s manufacturer.

For example, neutron source plugs and handling

tools have been modified for faster source handling

operations and reduced personnel exposure time,

the tool’s stabilizer wear resistance has been

increased with the addition of laser cladding, the

organization of the calibration facility and the

calibration methodology optimization was improved,

as well as the creation of regular equipment

verifications and source integrity and photo

inventory auditing.

Special training programs for field and technical

personnel were organized at the Schlumberger

Training Center, Tyumen, together with CJSC NPP

Energia. In addition, a special knowledge repository

was created, which consolidates technical information

on the NPP Energia LWD tool, including the most

recent updates on procedures, firmware, technical

regulations, lessons learnt on failures and other

important information.


ROGTEC

41

БУРЕНИЕ

прибора, выполняемые совместно с заводом

изготовителем. Например, изменение конструкции

заглушки посадочного места источникодержателя,

пересмотр инструмента для загрузки/выгрузки

ИИИ для ускорения операций и снижению времени

облучения персонала, увеличение износостойкости

калибратора прибора методом лазерной наплавки,

организация калибровочного цеха и подбор

оптимальной методологии калибровки, создание

установки для регулярной поверки целостности

источников и их фотоинвентаризации.

На базе Сибирского Учебного Центра Шлюмберже

в городе Тюмень при поддержке компании НПП

Энергия организованы специальные программы

обучения полевого и технического персонала

для обеспечения необходимых компетенций

сотрудников, работающих с оборудованием LWD

НПП Энергии. Создан портал, консолидирующий

техническую информацию о приборе LWD

компании НПП Энергия, включая самые свежие

обновления процедур, прошивок ПО, технических

регламентов, изученных уроков по отказам и

другая важная информация.

Успешное использование приборов

LWD172-2ННК-ГГКЛП-3ГК и технологии

многопластового картирования на

скважине с двухколонной конструкцией

ПАО «НК «Роснефть»

После успешных работ с прибором 2ННК-ГГКЛП-

LWD-121 (4.75”) принято решение отработать

технологию для бурения облегченных конструкций

скважин ООО РН-Юганскнефтегаз. В скважинах

таких конструкций эксплуатационная колонна

и хвостовик комбинируются в одну колонну и

спускаются вместе. Секция под комбинированную

колонну бурится одним долблением. 4 февраля

2021 года было завершено бурение первой

скважины двухколонной конструкции с применением

российского прибора нейтронно-плотностного

каротажа LWD172-2ННК-ГГКЛП-3ГК совместно с

прибором многопластового картирования разреза.

В рамках испытаний была поставлена

задача пробурить облегченную 2-х колонную

конструкцию скважины с геологическим

сопровождением в пласте ЮС2 на одном из

месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз».

2-х колонная конструкция состояла из следующих

секций открытого ствола:

Successful Deployment of LWD172-2NNK-

GGKLP-3GK Tool Together with Multilayer Bed

Boundary Detection Tool for Drilling Two-

String Wells at a Rosneft Field

After successful jobs with Russian neutron density

tools for a three-string well it was decided to apply

this experience when drilling a two-string well at RN-

Yuganskneftegaz field’s. In such wells the production

casing and liner are combined in one casing and are

run together. The section for combined casing is drilled

in one bit run. On the 4th of February 2021 the first

two-string well using a Russian neutron-density tool

and multilayer bed boundary detection tool was drilled.

The objective was to drill a two-string well in the

oilfield of LLC «RN-Uganskneftegaz» (Jurassic age

formation) with geosteering.

The two-string well was composed of the following

open hole sections:

• 11 5/8 inch section [295,3mm] for conductor

casing till 1137m MD (measured depth)

• 8 11/16 inch section [220,7 mm] for combined

casing till 4411m MD

Total length of 220.7 mm HS interval was 3274m.

Section was drilled within one bit run. Oil based mud

(OBM) with a density of 1.32 g/cc was used.

As mentioned previously, drilling two-string wells

reduces the well construction time by 7 days on

average compared to a three- string well.

There were two main objectives when drilling this well:

Petrophysical: oil reservoir rock characterization while

drilling. The volume and quality of the data should be

high enough for a reliable localization of the productive

intervals and the well completion design.

Geological: real-time geosteering. The objective was

to proactively adjust the well’s trajectory to achieve

the optimal position within the best section of the

reservoir. The data should help proactively assess the

structure and well’s location relative to the productive

and unproductive layers.

• The petrophysical objective was achieved by a set

of azimuthal bulk density and neutron measurements

from the LWD172-2NNK-GGKLP-3GK tool, while

the gamma-ray and resistivity measurements were

obtained from the bed boundary detection tool.

Based on the available petrophysical sediment

42

ROGTEC


DRILLING

• Секция 11 5/8 дюйма [295,3 мм] для технической

колонны до глубины 1137 метров

• Cекция 8 11/16 дюйма [220,7 мм] для

комбинированной колонны до глубины 4411

метров.

Длина интервала бурения диаметром 220.7 мм

составила 3274 м. Секция была пробурена за одно

долбление. Для бурения использовался раствор на

углеводородной основе плотностью 1.32 г/см3.

Как было сказано выше, скважины с двухколонной

конструкцией выигрывают в среднем 7 дней от

срока строительства скважин с трёхоконной

конструкцией.

В рассматриваемой скважине перед аппаратурой

ГИС в процессе бурения были поставлены 2

основные задачи:

• Петрофизическая: оперативная оценка ФЕС

пород-коллекторов в процессе бурения. Объем

и качество получаемой информации должны

быть достаточными для достоверной

локализации продуктивных интервалов и

дизайна заканчивания скважины.

model, it was possible to perform the formation

evaluation of the YUS2 reservoir in real time. The

existing complex made it possible to reliably

estimate the porosity, permeability and water

saturation coefficients in reservoir conditions. The

Russian nuclear tool memory data compared to its

data in real time is presented in Figure 2.

• The geological objective was defined by the complex

reservoir structure of the target layer YUS2, confined

to the Tyumen suite. This layer is characterized

by the lateral variability of rocks and is represented

by alternating sandy-silty rocks and shales. Despite

the relatively large reservoir thickness, the effective

thickness varies and can be as low as 2-4m. Thus,

it is very important to ensure high-quality

geosteering in the horizontal wellbore. The horizontal

section was designed in the direction of the wing

of the structure. Consequently, continuous bedding

monitoring was required to ensure efficient reservoir

penetration.

This objective was achieved with the help of density

image measurements from a nuclear tool and

directional electromagnetic measurement inversion

Рис. 2: Сопоставление данных реального времени и из памяти прибора LWD172-2ННК-ГГКЛП-3ГК на месторождении

ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Fig. 2: Comparison of Russian-made nuclear tool memory data with its data in real-time at the oilfield of LLC «RN-Uganskneftegaz»


ROGTEC

43

БУРЕНИЕ

• Геологическая: сопровождение траектории

скважины в реальном времени. Задача состояла

в проактивной корректировке траектории

скважины для ее расположения в интервале

наилучших коллекторских свойств. Получаемая

информация должна помогать оперативно

оценивать положение структуры и расположение

скважины относительно продуктивных и

непродуктивных пропластков.

Петрофизическая задача решалась комплексом

измерений азимутальной объемной плотности

пород и водородосодержанием от прибора

LWD172-2ННК-ГГКЛП-3ГК, показания

гамма-каротажа и удельных электрических

сопротивлений регистрировались прибором

многопластового картирования разреза. На

основании имеющейся петрофизической модели

отложений специалисты ПАО «НК «Роснефть»

смогли в реальном времени оценивать

фильтрационные свойства коллекторов пласта

ЮС2. Имеющийся комплекс позволил достоверно

оценить коэффициенты пористости, проницаемости

и водонасыщенности в пластовых условиях. На

Рисунке 2 представлено сопоставление данных

ГИС прибора LWD172-2ННК-ГГКЛП-3ГК в реальном

времени и из памяти приборов.

Геологическую задачу обуславливает сложное

строение коллекторов целевого пласта ЮС2,

приуроченного к тюменской свите. Данный пласт

характеризуется латеральной изменчивостью

пород и представлен чередованием песчаноалевритистых

пород и аргиллитов. Несмотря

на относительно большую мощность пласта,

эффективная мощность сильно варьируется

и может составлять всего 2-4 м. В таких

условиях обеспечение качественной проводки

горизонтального ствола является важной

задачей. Бурение горизонтальной секции было

запроектировано в направлении крыла структуры,

как следствие необходим непрерывный контроль

залегания пласта, для обеспечения эффективной

проходки по коллектору. Эта задача была решена

применением измерений развертки (имиджа)

плотности (LWD172-2ННК-ГГКЛП-3ГК) и инверсии

направленных электромагнитных измерений

прибора многопластового картирования

границ . За счет имиджа плотности оценивался

угол залегания структуры, а с помощью

инверсии – расстоянии до границ пластов.

Также трассирование границ картографом

from a multilayer bed boundary detection service.

Density images helped to define the formation’s dip

angles and the inversion helps define the distance

to the bed boundaries. In addition, tracing the bed

boundaries using the boundary detection tool can also

be used to estimate dip angles. This allows to evaluate

the quality of the density image interpretation by

comparing the different measurements and providing

the conclusion about the application of the density

images for geosteering. The comparison of inversion

data from multilayer bed boundary detection tool and

interpretation of density images in real time showed

good convergence of the calculated dip angles (Fig. 3).

This means that quality of density image data from the

Russian neutron-density tool is considered satisfactory

for geosteering. All measurements were available in

real time due to connection of the nuclear tool with a

high-speed mud-pulse telemetry.

Both objectives were successfully achieved. The set

of measurements helped to demonstrate not only

the ability to determine the reservoir rock properties

in real time, but also the possibility of geosteering

using density images dip interpretation in real-time.

The combination of LWD172-2NNK-GGKLP-3GK

and multilayer bed boundary detection tool would

improve net-to-gross (NTG) to 25% in same formation

environment.

Density Image

The geological objective was successfully achieved,

among the other things, due to the measurements

of the density image. Density images provides an

outline of the measured properties changes along

the circumference of the well. This data is extremely

important for geosteering, because it provides

information about the dip angles of the structure.

Image measurements are not just a simple integral

parameter, but an array of data.

It’s crucial to transmit such a significant amount of data

to the surface reliably. This objective is traditionally

achieved using a combination of two solutions - the use

of high-speed downhole telemetry (> 4 bit / s) and data

compression algorithms. Image arrays are presented in

16 channels. Each channel (sector) represents a density

value with an angle of 22.5⁰. To compress such arrays a

Discrete Cosine Transform (DCT) algorithm is used and it

is similar to JPEG compression.

Array fragments of 16x16 pixels were taken, encoded

and divided into packets, which are transmitted in

44

ROGTEC


DRILLING

позволяет оценить угол

залегания. Это дает

возможность оценить

качество интерпретации

плотностного имиджа,

за счет сопоставления

информации, получаемой

разными измерениями,

и сделать вывод

о применимости

плотностного имиджа

для геонавигации.

Сопоставление данных

инверсии многопластового

картирования и

интерпретации имиджей

плотности в режиме

реального времени

показали хорошую

сходимость рассчитанных

углов залегания пласта

(Рис.3). В связи с

этим качество данных

имиджа плотности

прибора LWD172-2ННК-

ГГКЛП-3ГК считается

удовлетворительным

для целей геонавигации.

Все измерения были доступны в реальном

времени благодаря сопряжению приборов ГИС с

высокоскоростной гидроимпульсной телеметрией.

Обе поставленные задачи были успешно

выполнены. Благодаря комплексу измерений

продемонстрирована не только способность

определения ФЕС пород в режиме реального

времени, но и возможность геонавигации с

помощью интерпретации плотностного имиджа.

Комбинация приборов LWD172-2ННК-ГГКЛП-3ГК и

многопластового картирования разреза, позволит

увеличить прирост эффективной проходки по

коллектору на 25%.

Имидж плотности

Успешное выполнение геологической задачи

было обусловлено, в том числе, измерениями

плотностного имиджа. Имидж (развертка

измерений) дает представление об изменении

измеряемых свойств по окружности скважины.

Эти сведения крайне важны при геологическом

сопровождении, потому что дают информацию

об углах наклона структуры. Измерения имиджа

Рис. 3: Сопоставление интерпретации углов залегания по имиджу LWD172-2ННК-ГГКЛП-3ГК и

инверсии технологии многопластового картирования

Fig. 3: Comparison of dip angles derived from nuclear tool image interpretation and boundary detection

tool measurements inversion

a row via downhole telemetry. This increases the

information compression efficiency several fold.

During the implementation of Russian radioactive

tools, the project team faced the absence of built-in

density image compression algorithms. Implementation

takes resources and time. When the compression

algorithms are absent in real time, all channels have to

be transmitted as separate curves, which will inevitably

lead to insufficient real time data density.

At the initial stage of the neutron-density tool’s

implementation, an interesting solution was proposed

that made it possible to transmit an acceptable

quality of the density image without the need for

compression algorithms. To implement the transfer

of the density images without compression, it was

decided to optimize the array itself. In other words,

it was necessary to reduce the size of the array to a

minimum. At the same time, the minimum size must

be sufficient to fulfil the geological objective – the

estimation of structure’s dip angles in the drilling

direction. The optimization was conducted step by

step and the result was controlled at each stage:


ROGTEC

45

БУРЕНИЕ

— это не простой интегральный параметр,

а массив данных. Важной задачей является

достоверно передать существенный объем

данных с забоя на поверхность. Эта задача

традиционно выполняется с помощью комбинации

двух технологических решений – использование

высокоскоростных забойных телесистем (>4

бит/с) и алгоритмов сжатия. Массив имиджа

плотности представлен в виде 16 каналов,

каждый из которых представляет значение

плотности из сектора развертки с углом 22.5⁰.

При сжатии такого массива используется

алгоритм DCT (Dual Cosine Transformation),

аналогичный алгоритму сжатия изображений

JPEG. При этом берется фрагмент массива 16х16

пикселей, кодируется и разбивается на пакеты,

которые поочередно передается через забойную

телесистему. Добивается эффективность сжатия

информации в несколько раз.

При внедрении прибора ЗАО «НПП Энергия»

команда столкнулась с отсутствием встроенных

алгоритмов сжатия имиджа плотности. Внедрение

требует ресурсов и времени. При отсутствии

алгоритмов сжатия приходится передавать все

каналы в виде отдельных кривых, что неминуемо

приведет к недостаточной плотности данных в

реальном времени.

На начальном этапе промышленного

использования было предложено интересное

решение, которое позволило передавать

приемлемое качество имиджа плотности без

алгоритмов сжатия. Для реализации передачи

имиджа плотности без сжатия было решено идти

по пути оптимизации самого массива. Другими

словами, необходимо уменьшить размер массива

до минимального. При этом минимальный размер

обязательно должен удовлетворять условию

выполнения поставленной задачи – оценки угла

залегания пластов в направлении бурения.

Оптимизация выполнялась поэтапно с контролем

результата на каждом этапе:

1 Этап. Уменьшение секторности с 16 до 8

секторов. Позволил уменьшить размер массива в

2 раза.

2 Этап. Снижение размера или битности

передаваемого значения. Позволил

оптимизировать размер передаваемого параметра

еще в 2 раза: с 8 до 4 бит. Оптимизация битности

была достигнута сужением диапазона измерений

Step 1. Reducing the sector size from 16 to 8 sectors.

This allowed a reduction in the size of the array by 2

times

Step 2. Reducing transmitted value size (or bitness).

This allowed optimization of the size of the transmitted

parameter by two times more: from 8 to 4 bits.

Optimization of bitness was achieved by narrowing the

measurement range and reducing the measurement

discreteness. To be precise, if we have in mind the

idea of the expected measurement range, then there

is no need to reserve all possible density values, but to

narrow the range by reducing the bitness.

To reduce the discreteness, the principle of practical

sufficiency was also used. It is necessary to have

such discrete values so that the layers can be

identified on the log. In other words, if the layers are

sufficiently contrasting, then there is no need in having

too sensitive image - the processing result will be

the same.

This allowed a 4 fold reduction in the amount of

transmitted data whilst still achieving the same

quality of the compressed image. All mathematical

transformations are conducted in real-time in the

connection module, which was mentioned earlier in the

article. An image optimization example is presented

in Fig. 4 The solution satisfied the objectives,

nevertheless the next step was to implement the

density image compression algorithms to be able to

transmit 16 sector density images in real time.

It is worth mentioning that at the time of writing this

article, a 16-sector density image real time solution was

tested and implemented while drilling two-string well.

Results

When deploying new geophysical equipment the

primary objective is to evaluate the data quality and

confirm the declared characteristics. The radioactive

tools manufactured by CJSC NPP Energia have

successfully passed the comparison test against their

foreign analogs.

An integrated approach for drilling two-string wells

using Russian technology and multilayer bed boundary

detection tools ensured that the well construction

time was optimized and improved the KPIs. The main

results and conclusions are the following:

1. The first successful independent run using a

Russian nuclear tool in real time, for a two-string well

46

ROGTEC


DRILLING

Исходный имидж из памяти

прибора 16 секторов, Шаг

0.1 м, 16 секторов, Шаг 0,25 м

Initial bulk density

image from memory,

16 sectors, 0.1m step

16 секторов

Шаг 0,25 м

Step 1. 16 sectors,

degradation to 0.25m

(RT data emulation)

8 секторов

Шаг 0,25 м

Step 2. 8 sectors, 0.25m

step (Emulation of binning

degradation)

8 секторов

Диапазон 2-2,7 г/см3

Кодирование 8 бит

Step 3. 8 sectors, 2-2.7g/cc

range, 8 bits (Density range

construction)



Step 4. 2-2.7g/cc range,

5 bits (Density increment

construction)



Step 5. 2-2.7g/cc range,

4 bits (Density increment

construction)

was performed without using a foreign back-up analog

in the same BHA

2. Radioactive logging tools LWD172-2NNK-GGKLP-

3GK (6 «) and LWD121-2NNK-GGKLP (4.75») are

fully compliant with the required characteristics. Their

deployment can be scaled up for a wide range of

industrial use.

Х300

Х325

Х350

Рис. 4: Пример ступенчатой оптимизации имиджа плотности для

передачи в реальном времени без использования алгоритмов

сжатия

Fig. 4: Step-by-step density image optimization for real-time

transmission without using compression algorithms

и снижением дискретности измерений. А именно,

если есть представления об ожидаемом диапазоне

измерений, то нет необходимости резервировать

значения плотности всех возможных отложений, а

сузить диапазон, уменьшив битность контейнера

для передачи пакета данных. Для снижения

дискретности был также использован принцип

практической достаточности. Необходимо иметь

такую дискретность значений, чтобы пропластки

могли быть выделены на развертке. Другими

словами, если пропластки достаточно контрастны,

то нет никакого смысла иметь избыточно

чувствительный имидж – результат обработки

будет аналогичный.

Таким образом удалось снизить объем

передаваемы данных в 4 раза, что позволило

приблизится к значениям сжатого имиджа. Все

математические преобразования выполняются в

соединительном модуле производства «ГЕОФИТ».

Пример оптимизации имиджа представлен на

Рисунке 4. Хотя решение и удовлетворяет текущим

задачам, следующим этапом работы является

внедрение алгоритмов сжатия для имиджа

3. Proactive geosteering using a Russian radioactive tool

and multilayer bed boundary detection service, while

drilling wells at the oilfield of LLC «RN-Uganskneftegaz»,

can potentially increase the NTG by 25%.

Conclusion

Russian localization in the oil and gas industry is

developing smoothly and it is a natural process that

enables cost savings and a reduced dependence on

any imported equipment. It also helps to bring the

production capacities closer to the customer and

create new local products that meet and exceed the

requirements of the Russian market.

The NPP Energia nuclear logging tool in the BHA

is a vivid example of the symbiosis of the best

Russian solutions and advanced Schlumberger

technologies, which helps implements the program

of import substitution and localization in the oil and

gas industry in Russia. Since this radioactive tool

was successfully deployed, the Russian drilling

market has obtained a fully domestic triple-combo

BHA which is aiming to expand accessibility and

efficiency of high-tech drilling service for Russiabased

oilfield companies.

References

1. Rosneft: Reducing Drilling Time - Combined

Production String and Multi Stage Fracturing

Completions R. Giniatullin, V. Kireev, E. Pilipetc, R.

Gazimov D. Krepostnov, M. Mishakov (NK Rosneft), R.

Galimullin, V. Khlebnikov, P. Medvedev (RN-Center of

Expertise and Support) // ROGTEC – 2017. – № 48.

– p. 14–22. https://rogtecmagazine.com/wp-content/

uploads/2017/04/01-PJSC NK Rosneft -Reducing-

Drilling-Time-Combined-Production-String-and-Multi-

Stage-Fracturing-Completions.pdf

2. Rosneft. Drilling two-string well has reduced well

construction time by 7 days

https://www.slb.ru/upload/iblock/da1/15_dg_7732_

integrated_PJSC NK Rosneft _vankoskoye_rus.pdf


ROGTEC

47

БУРЕНИЕ

плотностного каротажа ЗАО «НПП Энергия» с

целью передачи 16 секторного имиджа в

реальном времени.

Стоит отметить, что на момент написания данной

статьи был успешно протестирован и реализован

процесс передачи 16 секторного имиджа

плотности в процессе бурения для скважины с

двухколонной конструкцией.

Полученные результаты

Первостепенной задачей начальной стадии

применения нового геофизического оборудования

является оценка качества измерений и

подтверждение заявленных характеристик.

Приборы радиоактивного каротажа ЗАО

«НПП Энергия» успешно прошли процедуру

сопоставления с западными аналогами.

Комплексный подход к бурению 2-х колонной

конструкции скважины с применением российской

технологии и прибора картирования обеспечил

оптимизацию времени строительства скважины и

улучшение производственных показателей. Среди

основных результатов и выводов можно выделить

следующее:

1. Проведено первое успешное самостоятельное

применение прибора LWD172-2ННК-ГГКЛП-3ГК в

реальном времени на двухколонной скважине без

подстраховки зарубежным аналогом.

2. Приборы радиоактивного каротажа LWD172-

2ННК-ГГКЛП-3ГК (6”) и LWD121-2ННК-ГГКЛП (4.75”)

производства ЗАО «НПП Энергия» полностью

соответствуют заявленным характеристикам. Их

использование может быть масштабировано для

широкого промышленного применения.

3. Проактивная геонавигация с применением

приборов LWD172-2ННК-ГГКЛП-3ГК и картографа

границ пластов PeriScope HD при строительстве

скважины на месторождении ООО «РН-

Юганскнефтегаз» потенциально способна увеличить

эффективную проходку по коллектору на 25%.

Заключение

Локализация в нефтегазовом сервисе органично

развивается и является естественным процессом,

позволяющим снижать затраты, сокращать

зависимость от ранее ввозимого импортного

оборудования, приближать производственные

мощности к заказчику и создавать новые

3. Presentation «Logging while drilling using

LWD121-2NNK-GGKLPand LWD172-2NNK-

GGKLP-3GK tools developed and manufactured

by NPP Energia for calculation of oil and gas

reserves» Chermenskiy V.G., Emelyanov A.V.,

Mezhenskaya T.E., Vorobyev A.N. (OOO NPP

Energia)) Velizhanin V.A., Kryuchatov D.N.,

Isyangulov R.U. (OAO “Kogalymneftegeofisica”)

https://power-np.ru/f/nvs_lwd_energy_sept_2019.

pdf

4. Sakhalin Energy Investment Company used

first in project history Russian PDM. http://www.

sakhalinenergy.ru/ru/news/5937/

отечественные продукты, максимально

отвечающие требованиям российского рынка.

Прибор радиоактивного каротажа компании НПП

Энергия в составе широко применяемую КНБК–

это яркий пример симбиоза лучших отечественных

достижений и передовых технологичных

разработок «Шлюмберже», реализующий

программу импортозамещения и локализации

нефтегазовой отрасли России.


1. Две скважины вместо одной – сокращение

сроков бурения. Сложнее – Глубже –

Быстрее» / Р.Р. Гиниатуллин, В.В. Киреев,

Е.Ю. Пилипец [и др.] // ROGTEC Российские

нефтегазовые технологии. – 2017. – № 48. – С.

14–22. https://rogtecmagazine.com/wp-content/

uploads/2017/04/01-Rosneft-Reducing-Drilling-

Time-Combined-Production-String-and-Multi-Stage-

Fracturing-Completions.pdf

2. Роснефть. Переход на облегченную конструкцию

скважин сократил время строительства скважин

на 7 дней https://www.slb.ru/upload/iblock/da1/15_

dg_7732_integrated_rosneft_vankoskoye_rus.pdf

3. Доклад «Применение данных каротажа в

процессе бурения с использованием комплексных

приборов LWD121-2ННК-ГГКЛП и LWD172-2ННК-

ГГКЛП-3ГК разработки и производства ООО «НПП

Энергия» для целей подсчета запасов»

https://power-np.ru/f/nvs_lwd_energy_sept_2019.pdf

4. Sakhalin Energy Investment Company used

first in project history Russian PDM. http://www.

sakhalinenergy.ru/ru/news/5937/

48

ROGTEC


DRILLING

The industry meets December 5-9, 2021 —

be part of this prestigious global conference

leading transformative conversations

shaping the future of energy.

EXTENSIVE

TECHNICAL

PROGRAM

INSIGHTFUL

US SESSIONS

& LUNCHEONS

GLOBAL

ENERGY

LEADERS

HIGH-LEVEL

PLENARY

SESSIONS

MULTIPLE

NETWORKING

OPPORTUNITIES

DYNAMIC

EXHIBITION

FLOOR

REGISTER TODAY

23WPCHOUSTON.COM

DECEMBER 5-9, 2021 | HOUSTON, USA

#23WPC2021

PRESENTED BY


ROGTEC

49

БУРЕНИЕ

Абальян Эрик, Абальян Артур, Андрэа Мартин Атанес

REPSOL

Erik Abalian, Artur Abalian, Andrea Martin Atanes

REPSOL

REPSOL: Опыт бурения многозабойных

скважин с большим отходом от вертикали в

Западной Сибири

Операционная кампания 2020

REPSOL: ERD Drilling Experience in West Siberia

2020 Operations

Введение

Данная статья раскрывает уникальный опыт

строительства многозабойных скважин с

большим отходом в рамках программы бурения

2020г. компании Репсол в центральной части

Западной Сибири. Программа работ состояла из

стротельства двух скважин с их последующим

испытанием.

Фокус на безопасность и контроль

качества

При подготовке и во время реализации

данного прокта главный приоретет был уделен

Производственной Безопасности и Контролю

Качества (процессов и оборудования).

Introduction

This article looks the a case study of unique HMTL

(Horizontal Multilateral) ERD project that Repsol as a part

of a local Joint Venture has executed in Russia in 2020

within its Exploration and Appraisal campaign in the

central part of West Siberia. The project included drilling

of two complex shallow ERD Multilateral wells and their

subsequent extended well tests.

HSE and QAQC Focus

Repsol places the utmost importance to HSE and

quality. During the project, a Project Management

Approach ensured a special focus was given to HSE and

QA/QC during all operations and at every stage of the

project.

66

ROGTEC


DRILLING

До начала проекта были проведены «ХАЗИД» сессии

по определению рисков во время логистических

операций (моб/демоб), бурения, испытания

скважин с учатсием всех компаний участников. Во

время исполнения проекта и осуществления всех

производственных операций было обеспечено

нахождение на объекте достаточного количество

компетентного технического персонала со стороны

Компании Оператора для соблюдения всех мер

безопасности. Два инженера ПБ (промышленной

безопасности) на полевом автономном объекте

и один инженер ПБ на производственной

базе обеспечивали непрерывный контроль за

безопасностью и реализовывали все мероприятия

(учебные тревоги, оценки рисков, регулярные

инспекции, обсуждения и оформление нарядов

допуска, и т.д.) направленные на повышение уровня

и культуры безопасности.

В отношении Контроля Качества были разработаны

индивидуальные программы с каждым сервисным

подрядчиком по подготовке оборудования перед

началом работ следуя международным стандартам

и внутренним требованиям компании Репсол. В

процессе подготовки непосредственное участие

принимали представители компании – оператора:

инженеры проекта и независимые инспекторы,

обеспечивающие контроль за процессами приемки

всего оборудования выделенного под проект, и

соблюдение всех процедур и запланированных

объемов работ.

Категория сложности скважины

Две скважины, пробуренные в рамках

операционной программы 2020, согласно

международной классификации попадают в

группу скважин с большим отходом при малых

вертикальных глубинах с коэффициентом

сложности 2.9.

Набор зенитного угла обеих скважин начинается с

глубины ≈ 100 м ниже стола ротора.

Траекория скважин была спланирована по псевдокатернарному

профилю, предполагающему

постепенное и равномерное увеличение

интенсивности искривления скважины с глубиной и

ростом зенитного угла от 0 до 3˚/30м до интервала

установки ГНО в конце секции Эксплуатационной

колонны над кровлей продуктивного пласта. В

горизонтальной секции интесивность искривления

достигала значений до 9˚/30м в интервале зарезки

боковых стволов.

Преимущество выбранного профиля заключается

в значительном снижении крутящего момента и

On the HSE side - HAZID sessions were performed

during operational planning (for logistics, mob/demob

operations, drilling, testing) and during the execution

phase, sufficient resources were allocated from

operator’s side - two Field HSE engineers and one

Regional Office HSE engineer, led by example in all

operational safety practices.

On the QA/QC side of the business, a purposely

designed campaign had been developed and executed

with each service and material provider individually,

enabling them to follow best practices and Repsol’s

internal procedures.

ERD Classification & Trajectory

As per global industrial benchmarking, two wells that

were drilled during the 2020 Campaign fall into the

Shallow Extended Reach category with an average ERD

ratio for main bore and all branches of 2.9.

Both wells have shallow kick-off, in surface section at ≈

100m MDRT.

The well’s trajectories were designed to have pseudocatenary

profiles which assumes low initial build rates

with a continuous increase of the dog leg severity,

DLS (in steps) as the inclination angle increased. The

maximum DLS figures were maintained as 3˚/30m above

the ESP pump interval located close to the horizontal

section and 9˚/30m within the target reservoir.

The benefit of the selected well paths assumed there

was sufficient reduction in drilling torque as well as a

casing wear mitigation. Both are of great importance,

in the given case, it was important to considering the

significant amount of string rotation hours during the

massive directional work in the horizontal section of

the well. Another advantage attained by minimizing the

drag forces, the target depth provided more favorable

conditions for a 4.5” liner installation.

The largest reservoir exposure amounted to 7657 meters

of horizontal drilled length, which is a worldwide Repsol

record.

Subsurface Overview & Geomechanics

In order to better understand the rationale behind

the well design solutions such as the complex well

trajectories and others, - it is important to give

an overview of the local geology and subsurface

environment.

The geological cross section itself is quite simple,

consisting mostly of clays and claystone lithologies

above producing horizons.


ROGTEC

67

БУРЕНИЕ

осевых нагрузок при бурении, а также снижении

износа обсадной колонны от воздействия работы

бурильного инструмента. В случае данного типа

скважин имеет место значительное количество

оборотов вращения бурильной колонны и часов

циркуляции при бурении всех стволов горизонтальной

секции. Снижение осевых нагрузок создает

благоприятные условия и повышает шансы успешного

спуска нижнего заканчивания (фильтра-хвостовика).

Максимальная проходка по продуктивному пласту

составила 7657 метров на одной из двух скважин,

что является рекордом в Компании Репсол среди

всех международных проектов.

Геология и геомеханика

Для лучшего понимания предпосылок к выбранному

дизайну скважины и использованным техническим

решениям, таким как конфигурация траекториии,

конструкция скважины, технология заканчивания

и др. - важно иметь представление геологических

условий проекта.

Геологический разрез достаточно простой, и

состоит преимущественно из глин и аргилитов выше

продуктивного пласта.

В разрезе имеется два песчаных коллектора

расположенные на расстоянии ≈ 120м по вертикали

друг от друга, разделенные глинистым инетрвалом.

Мощность каждого инетрвала невелика и составляет

14 и 19 м соответственно. Пластовое давление

в обоих залежах ниже давления насыщения,

соответственно какждый коллектор имеет

газовую шапку, а также водонапорный пласт ниже

нефтенасыщенной зоны.

Режим давления по разрезу скважины – нормальный,

близкий по градиенту к гидростатическому.

Температурный градиент равен 4.2 град / 100 м.

Коррозионные составляющие в пластовой

продукции, такие как углекислый газ и сероводород,

отсутствуют.

Reservoir Sketch

Рис. 2: Схема продуктивной залежи

Fig. 2: Reservoir formation sketch

Shallow Marine Depositional Enviroment

Anticlinal Reseroir Structure

Cretaceous Formation

Presence of Faults &

Hard Silicified Lenses

Siltstone & Claystone Lithology

Рис. 1: Траектория Скважины

Fig. 1: Well trajectory

There are two geological targets (clastic reservoirs) ≈

120m apart from each other in a vertical section. The

thickness of both is quite small ~ 14 and 19 meters

respectively. Both reservoirs are undersaturated with a

gas cap above and an aquifer below.

The reservoir has a normal pressure regime, almost

hydrostatic. Temperature gradient is 4.2 deg / 100 m.

No sour gas presence (neither CO2, nor H2S - sweet

environment).

The target reservoir is represented with a thin lamination

of siltstones with claystones. The sketch below shows

how the oil-bearing sand lenses are distributed within the

clay stone massive (succession).

At this moment it should be clear, that the decision to

drill such complex well trajectories is driven by the need

to achieve the largest reservoir exposure. Fracking is

not viable since the fracture propagation cannot be

controlled in such a narrow oil window risking penetration

of the water or gas cap. Acid treatments or any other

stimulation techniques do not work either in the given

reservoir lithology and minerology content.

In regards of geomechanics, the field is characterized

by a normal fault stress regime where vertical stress is

dominating and horizontal stresses are pretty much equal

in all directions. (The field horizontal stresses anisotropy

(~ 5%), so there is a minor difference wellbore-stability

wise in the horizontal direction.

The existing claystone succession is very unstable and

prone to breakouts in particular in highly deviated open

hole intervals (related to the Intermediate Section). At the

same time, due to the shallow depth environment, fluid

loss and fracture gradients present relatively low values.

All the above make the drilling window rather narrow.

68

ROGTEC


DRILLING

Продуктиный пласт представлен тонким

переслаиванием линз алевролита и аргиллита.

Схематичное изображение залежи приведено на

рисунке №2.

Поняв структуру коллектора сразу становится

очевидным, что решение бурить скважины по

траекториям таких сложный конфигураций вызвано

необходимостью достичь как-можно большей

площади дреннирования. Альтернативная опция

с гидроразрывом пласта в данном случае не

представляется возможной поскольку есть риск

распространения трещины в газовую шапку,

либо в нижезалегающий водонапорный пласт, что

неприемлемо с точки зрения эксплуатации. Кислотная

обработка пласта и другие варианты стимуляции

призабойной зоны неприменимы для коллектора

данной литологии и минералогического состава.

В отношении геомеханики на месторождении

преобладает нормальный сбросовый режим

с главным и самым большим – вертикальным

напряжением (горное давление) и двумя

горизонтальными напряжениями близкими друг к

другу по своим абсолютным значениям. Анизотропия

горизонтальных напряженй составляет ~ 5%, что

означает минимальную разницу в устойчивости

горизонтальных стволов при их бурении в разных

азимутальных направлениях.

Залегающий выше продуктивного пласта глинистый

интервал очень нестабилен и склонен к обрушениям,

осбенно в интервалах высокого зенитного угла

(конец промежуточной секции). В то же самое

время из-за малой вериткальной глубины залегания

продуктивного пласта (~777 м абс. отм.) градиенты

поглощения и гидроразрыва пласта имеют

относительно низкие значения, что значительно

сужает границы окна бурения по давлениям и

усложняет условия бурения.

Особенности конструкции

и дизайна скважины

В продолжение обзора геологии проекта важно

отметить такие факторы, как отсутствуие в

разрезе интервалов аномально высокого/низкого

давлений, однордность литологии по разрезу, что

предопределило достаточно простую конструкцию

скважин. Более того, выбранная трехколонная

конструкция является достаточно стандартной в

отрасли, была ранее проверена и оптимизирована

на более простых 10-ти предыдущих скважинах,

построенных Компанией Репсол на данном проекте.

Конструкция скважины состоит из следующих по

размеру колонн: 12-3/4” (323.9 мм) направление, 9-5/8

(244.5 мм) кондуктор, 7” (177.8 мм), Эксплуатационная

Well Design Considerations

Continuing from the geological summary, there are no

abnormal pressure intervals within the cross-section,

lithology is rather uniform. Hence, it was central to drive

the simplistic design that both wells have. Moreover, that

common and unsophisticated 3-phase well design is

field proven and has been optimized along the 10-wells

exploration campaign that Repsol has undertaken in the

field. The well design assumes conventional sizes: 12-

3/4” conductor, 9-5/8” Surface, 7” Production casing,

finishing with 4.5” liner-screen installed in horizontal

reservoir section (only one main bore is cased with a liner

screen at the last two multilateral ERD wells).

The uniqueness of the well design consists in the first

ever approach to utilize ultra low viscous Water Base

Mud (WBM) for drilling the most challenging and longest

horizontal section. To mention that previous offset drilling

experience was with Oil Base Muds (OBM) application.

That new concept proved to be feasible and rather

effective. ECD was well managed within wellbore stability

window, mud handling and cuttings treatment ended up

being easier, safer and more environmentally friendly, and

at last having positive compatibility with the reservoir. The

greatest advantage was achieved at cost side, for WBM

solution being considerably cheaper, as the main mud

treatment process – continuous dilution was enabled just

by drill water against expensive base oil in OBM.

To justify the concept and confirm assumptions of

the water base system application several tests were

performed during the planning phase:

• Inhibition test with samples of the core: Monovalent

brines NaCL, KCL, NaOH (pH=9) sufficiently inhibits

the core samples.

• CEC test – to measure drilled solids reactivity.

Resulting in evidences that indeed drilled formations

could be considered low reactive (performed on

existing core sample).

• PST Test - performed to ensure that the production

screen will not get plugged

Good hole cleaning was granted by the Turbulent Flow

regime that was possible to achieve due to thin mud

rheology and ensured by the best operational practices

for ERD wells.

The completion design strategy of the five horizontal

lateral bores considered casing only the main bore with

a 4.5” liner and leaving the laterals open. That decision

to leave lateral boreholes non-cased was to assess and

monitor the incremental production and understand how

long the open hole laterals would sustain production flow

rates and when the boreholes would collapse. Extensive

geomechanics studies were performed in this regard with


ROGTEC

69

БУРЕНИЕ

колонна, и 4.5” (114.3 мм) фильтр-хвостовик,

спускаемый в горизонтальную секцию продуктивного

пласта (на последних двух многозабойных скважинах

с БОВ хвостовик был спущен только в основной

ствол, оставляя другие боковые стволы открытыми).

Уникальной особенностью дизайна и технологии

бурения данных скважин является первое

применение раствора с ультранизкой реологией

на водной основе для бурения наиболее длинных

и сложных горизонтальных секций в то время,

как предыдущие более простые горизотальные

секции на данном проекте и, как правило, все

сложные горизонтальные скважины в отрасли

на сегодняшний день бурятся с применением

раствора на углеводородной основе.

Этот новый концепт на практике оказался

рабочим и достаточно эффективным. ЭЦП

(эквивалентная циркуляционная плотность) хорошо

контролировалась в пределах границ устойчивости

ствола, обработка раствора и утилизация

отходов оказались намного проще в реализации,

безопаснее и экологичнее по сравнению с РУО,

без какого-либо дополнительного негативного

воздействия на продуктивный пласт. Главным

достижением в данном вопросе была экономия

затрат на приготовление и поддержание свойств

системы растворов на водной основе, поскольку

процесс постоянного разбавления осуществлялся

за счет введения простого рассола, по сравнению

с дорогим базовым маслом, в случае применения

РУО.

Для подтверждения концепта применимости РВО

для горизонтальных скважин в данных горногеологических

условиях на этапе планирования были

проведены следующие лабораторные испытания:

• Тест на набухание образца горной породы

(керна) погруженного в различные рецептуры

рассолов NaCL, KCL, NaOH (pH=9) при пластовой

температуре на 30 дней - плановое время бурения

горизонтальной секции сквжины, в течение

которого раствор находится в контакте с горной

породой.

• Тест на емкость катионного обмена CEC – для

оценки реактивности твердых частиц выбуренной

породы.

• Ситовой анализ прохождения выбуренных твердых

частиц после взаимодействия с системой РВО

черех купоны(образцы) фильтра-хвостовика.

Хорошая очистка ствола была обеспечена созданием

турбуллентного режима, который получилось

достичь благодаря ультранизкой реологии раствора

наряду с применением лучших операционных

the key output being the drawdown strategy developed

that allowed smooth stresses redistribution with the

appearance of so-called “Arch Effect” during the well

flow period.

The liner string itself was designed as a combination

of screens and blank joints, that are distributed across

the intervals with better and worse reservoir properties

respectively.

Well Design Sketch

Рис. 3: Конструкция скважины

Fig. 3: Well Design Sketch

The lower completion string had a double contingency

to plan against any risks of a failed run and installation

which was estimated by the torque and drag modelling.

T&D simulation models presented a risk of Liner

Installation and Reaching TD with WBM in case of

poor hole condition and high FF (FF>0.35, which could

be very possible). Therefore, doubled contingency was

planned in a form of:

• Downhole swivel, that would allow to remove axial

drag of the landing string in cased hole, by applying

rotation of the same landing string. The option was

taken into account and planned for as the length of

landing string is quite significant, so the idea was to

estimate such effect.

• High Torque connections, which in a worst case could

let us rotate the whole running string

Another reason for a double contingency was the lack of

knowledge of how the WBM would perform, as well as

the need to test options for a full field development case.

In regards of the upper completion, it was designed to

allow for an extended well test and included the ESP as

artificial lift option, DTS (Distributed Temperature Sensing

with optic fiber) was placed along the horizontal reservoir

to control inflow contribution from different intervals (real

time) as well as memory pressure gauges (not Real-

Time), all conveyed downhole to TD via 1.9” Tail pipe

(tubing) inside 4.5” Liner. Swellable packers (oil-water

reactive) were placed from each side of the sidetracking

windows to provide opportunity for selective laterals

70

ROGTEC


DRILLING

Lower Completion Components

3.5” HWDP Landing String

Downhole Swivel Master

Liner Hanger (Rotational)

4.5” Baker Mesh Screen (50%), Premium

4.5” Blank Pipe (50%), Premium

Swell Packers x5 pc

Integral Centralizers x185 pc. (1x1)

Baker Mesh (Premium) screens

Mesh size = 250 micron

4 ½” P110 19.3 ppf

Thread = TMK PF ET (extra high torque)

Swivel Master

For Selective rotation of 3.5” HWDP

Land. String

Рис. 4: Элементы нижнего заканчивания Fig. 4: Lower Completion components

практик бурения скважин с большим отходом от

вертикали.

Стратегия нижнего заканчивания скважины

предполагала спуск 4.5” (114 мм) фильтрахвостовика

только в основной ствол, оставляя

боковые горизонтальные стволы открытыми.

Решение оставить часть горизонтальной

секции необсаженной было принято для оценки

устойчивости открытых стволов путем мониторинга

профиля притока от всех стволов и определения

времени, в течение которого боковые стволы

будут оставаться открытыми, а также момента,

в который произойдет их обрушение. В рамках

изучения данного вопросы были проведены

глубокие геомеханиеские исседования для

определения величины “безопасной” депрессии на

пласт и способа вывода скважины на режим для

правильного распределения околоскважинных

напряжений с созданием эффекта “Арки” вокруг

ствола, поддерживающего его стабильность во

время добычи.

Хостовик был установлен с чередованием глухих

труб и фильтров, распределенных по стволу в

интервалах с лучшими коллекторскими свойствами.

Компоновка нижнего заканчивания сочетала в

себе два технических решения минимизирущих

риски неуспешного спуска, который казался

возможным согласно рассчетным моделям. Модели

осевых нагрузок демонстрировали очевидные

риски недохождения колонны с хвостовиком в

случае «плохого» состояния ствола скважины (при

коэффициенте трения > 0.35). Исходя из этого было

предусмотрено два превентивных решения:

• Включение в компоновку забойного вертлюга,

позволяющего снижать осевые нагрузки

транспортной колонны путем ее независимого

вращения от хвостовика. Данное решение

было принято больше для того, что бы оценить

эффективность технологии в условиях конкретных

скважин, где длина транспортной колонны

достаточно велика.

isolation should any water or gas breakthrough occur.

The upper completion assembly was to be run on a 3.5”

tubing (inside 7” Production casing).

ERD Challenges

The drilling hydraulics were critical and in focus during

both planning and execution phases. ECD management

was regarded as a main challenge for these ERD wells

based on the nature of well design (shallow TVD and

extended laterals) and offset experience.

Based on the preliminary modelling it was obvious that

the high potential of exceeding the minimum horizontal

stress with a risk of mud losses existed.

To be able to manage the equivalent circulating density

(ECD) in a most effective way, as was mentioned above

the ultra-low viscosity drilling fluid was utilized for the

first time at the project. The wellbore stability was also a

potential issue as per the geomechanical model where

pulling the string dry led to the breaching of the low and

medium collapse gradients due to the swab effect.

Following best ERD industry practices, the drilling fluid

rheology (low-end R6/R3) in long horizontal slim holes

(which our case is considered to be) is a key ECD driver.

The ECD management strategy was mainly focused on

the precise control of the mud rheology parameters.

The ultra-Low viscosity fluid had very low low-end

rheology numbers itself (1 and 2 Fann Viscosimeter Dial

Readings at 3 and 6 rpm respectively), which was the

main idea to utilize this type of mud. However, it should

be noted that even with a slight increase in downhole

rheology caused by dissolved fine solids, especially when

drilling across the claystone, resulted in a significant ECD

increase. Unlike the described process, the rest of the

factors as ROP or Off-bottom clean-up time had much

less impact on ECD. This is just to confirm that downhole

rheology is the greatest ECD impacting factor from all.

ECD management practices for the 155.6 mm (6 1/8”)

hole section required constant dilution at a slow rate

and periodical dumping of some fluid volume from the

flow line directly to the waste pit, while simultaneously


ROGTEC

71

БУРЕНИЕ

1. Liner Hanger + Packer

2. Screen 250 mikron mesh

3. Blank pipe P110

4. Swell Packers

5. DTS (temperature survey)

6. Pressure gauges (memory)

7. ESP

Lower Completion

14 - PV-3 Liner Top Packer

15 - HCHR Liner hanger

16 - Blank pipe 4.5” 12.6 ppf

17 - O-ring Seal Sub, 4.5” 12.6# JFE Bear

18 - Pup joint 4.5” 12.6ppf

19 - Float shoe JFE Box

20 - Swellable packers.

ESP capacity

133-800m 3 /day

Upper Completion

1 - 3-½” TMK PF tubing

2 - ¼” chemical line

3 - DTS cable

4 - ESP cable line

5 - ESP P,T sensors

6 - ESP gauges communication line

7 - ESP pump

8 - ESP Pump intake with gas separator & 2 AGH

9 - Protector

10 - EPT Tandem motor

11 - 1.9” NUE tubing (DTS & memory gauge carrier)

12 - PT memory gauges

13 - Blind Bull nose

8. Tail pipe 1.9” tbg

9. 3.5” tbg lift

Рис. 5: Схема верхнего заканчивания Fig. 5: Upper Completion schematic

• Спуск Фильра-Хвостовика с Премиальными

Высокомоментными резьбовыми соединениями,

позволяющим вращение всей колонны совместно

с хвостовиком.

Важным фактором в пользу применения стольких

превентивных мер для спуска хвостовика было

недостаточное понимание возможных условий и

состояния открытого ствола скважины после его

бурения с раствором на водной основе, а также для

опробования новых технических решений, таких как

забойный вертлюг для будущих эксплуатационных

сквжаин.

Верхнее и промежуточное заканчивания скважины

были спланированы для последующего испытания

скважин с помощью Электро-Центробежного

насоса, системы непрывного измерения температуры

и давления по всей длине горизонтальной

секции для контроля добычи, и оценки вклада

притока от каждого ствола горизонтальной секции.

Промежуточное заканчивание с оптоволоконным

кабелем для измерения температуры и мандрелями

датчиков давления были спущены на 48 мм НКТ

внутри 114 мм хвстовика в то время, как верхнее

заканчивание (ЭЦН) было установлено на 89 мм НКТ в

178 мм Эксплуатационной колонне. Важно отметить,

что в составе 114 мм хвостовика были установлены

набухающие пакера между окнами боковых стволов.

Данная стратегия заканчивания позволяет селективную

изоляцию боковых стволов в случае прорыва из

них газа или воды путем установки двухпакерной

компоновки внутри 114мм хвостовика в интервале

окна нежелательного бокового ствола.

Технические вызовы

Самым критичным инженерным аспектом на

этапе планирования и реализации проекта была

introducing fresh fluid to the active tank when the MW /

rheology out was observed to be increasing. This was

done while drilling all 5 horizontal branches on each of

two wells and enabled drilling as fast as 37 – 40 m/hr

avg ROPi (instantaneous) with the short term increase

up to 60 m/hr by the end of Main Bore with no reaming

/ additional clean-up cycles or wiper trips. Finally, a lot of

the well construction time was saved by avoiding these

unnecessary operations.

Continuous dilution was essential also because the

solids control equipment did not manage to screen

out such fine and well-grinded drilled particles. That

was partially attributed to the lithology content and the

process cuttings undergo on the way up the annulus,

being crushed by continuous and long-lasting drill string

rotation at 100-120 RPM.

The implementation of the mentioned ultra-low vis fluid

was really a novel approach in this case. The concern

here could be related to the sufficiency of mud

carrying capacity, however, the ultra-Low viscosity

fluid proved to be effective for both ECD management

and for hole cleaning purposes. Landmark WellPlan

hydraulic modelling was calculating the flow regime as

turbulent, whereas the ERA software modelling was

showing the flow regime in the annulus as not fully

turbulent but being in transition zone from laminar

to turbulent. Nevertheless, the actual hole cleaning

process wasn’t significantly affected as confirmed by

the hook load roadmaps.

The only potential issue with that specific fluid was

fast sagging of weighting material (CaCO3) in case

some unplanned activities took place not allowing to

circulate for a long time. Therefore, in order to avoid

compromising hole stability, all intermediate trips

from Branches TD to KOP have been conducted with

72

ROGTEC


DRILLING

Drilling ECD Drilling SSP ECD Sensitivity ECD Management

1. Continuous dilution

2. Lithology indentification to

adjust dilution rate

3. Restricted in Flow Rate

4. Minimum wellbore treatment

time at connections:

- No reaming

- No circulation

- No reciprocation

5. ROP response (↓)

- In urgent cases ROP

was reduced

Рис. 6: Гидравлика Бурения горизонтальной секции продуктивного пласта Fig. 6: Drilling Hydraulics

Гидравлика бурения. Контроль роста эквивалентной

циркуляционной плотности (ЭЦП) был главной

проблемой для скважин с большим отходом при

малой вертикальной глубине, что также было

доказано по опыту предыдущих скважин.

По результатам предварительного моделирования

было очевидно, что существует высокий риск

превышения минималного горизонтального стресса

с сопутствующими поглощениями раствора.

Для решения проблемы с контролем роста ЭЦП

(эквивалентной циркуляционной плотности), было

предусмотрено применение раствора на водной

основе с ультра-низкой реологией.

Согласно практике бурения скважин с БОВ,

главный параметр раствора влияюший на ЭЦП – это

реология раствора при малых скоростях сдвига (6/3

показания ротационного вискозиметра). Стратегия

контроля тренда ЭЦП заключалась в постоянном

и внимательном наблюдении за реологическими

параметрами раствора.

В случае использованной системы растворов

удалось достичь настолько низких значений

реологии, как 1 и 2 при скоростях сдвига

ротационного вискозиметра 3 и 6 соответственно,

что и было главной идеей использования данного

типа раствора. Однако, важно отметить, что даже

незначительные изменения значений данных

параметров в большую сторону, вызванные

увеличением содержания твердой фазы, приводили

к заметному росту ЭЦП. В отличие от реологии

раствора, другие факторы, такие как Механическая

circulation to compensate for the swab effect - in

backreaming or pump out modes.

Another Horizontal Section Drilling Challenge was the

multilateral trajectory profile itself, which required as low

as a DLS as possible for sidetracking from every branch

to the main hole and high DLS while deviating from

the main hole to the branches. The directional drilling

contractor demonstrated excellent performance in both

the well path execution and directional tools operational

performance far beyond the standard hours (450 hrs

performed vs. 250 hrs guaranteed) – owing to the QAQC

activities performed in advance.

On top of the described drilling issues there was one

design-related challenge that required significant cased

hole friction factor limitation for the upper completion

string installation to avoid any string lockup (will be

covered further).

ERD Practices

As only the main bore was planned to be cased with

a 4-1/2” (114.3 mm) liner, with all the branch holes left

open, there was no need to clean the Branch holes

from residual cuttings during the trip out to the KOP. In

addition, the aim was to minimize the residual cuttings

transfer from the branch to main hole to avoid any

potential problems on the final trip out from the main

bore TD. In light of this, the decision was made to pull

the string out from the branch holes in pump out mode

(full flow and no rotation) and perform the backreaming

on final trip out from the main bore. Tripping out from the

1st branch went relatively smooth but starting from the

2nd branch some excessive drag and deviation from the

expected trends were observed, indicating the potential


ROGTEC

73

БУРЕНИЕ

Скорость бурения, скорость вращения колонны,

дополнительные проработки каждой свечи и др.

имели намного меньшее влияние на динамику

ЭЦП. Таким опытным путем было подтверждено

изначальное предположение о Реологии раствора,

как о доминирующем факторе в вопросе контроля

ЭЦП.

Процедуры контроля ЭЦП при бурении секции

155.6 mm (6 1/8”) заключались в постоянном

разбавлении раствора по циклу в малых объемах с

периодическим сбросом равных объемов раствора

из приемного желоба напрямую в шламовый амбар

(в обход вибросит). В моментах роста реолгии

раствора объемы разбавления и сброса раствора

увеличивались. Данный процесс был реализован

при бурении всех пяти горизонтальных стволов

каждой из двух скважин. Мнгновенная скорость

проходки достигала значений 37 – 40 м/ч с

кратковременным увеличением до 60 м/ч к концу

основго ствола (в целях определения технического

предела МСП). Бурение проводилось без какихлибо

дополнительных лишних операций, таких

как шаблонировки, проработки, дополонительные

циклы циркуляции. В результате применения

данных практик было получено значительное

ускорение при бурении секций продуктивного

пласта.

Постоянное разбавление раствора было также

необходимо, поскольку оборудование очистки

не справлялось с сильно размельченными

выбуренными частицами горной породы.

Размер и форма твердых частиц обусловлены

минералогическим составом пород продуктивного

пласта и механизмом разрушения твердых частиц

от контакта с постоянно вращающейся бурильной

колонной со скоростью 120 об/мин при выносе

шлама с забоя на поверхность.

Применение вышеупомянутого водного раствора

с ультранизкой реологией для бурения скважин

с большим отходом было новшеством на

данном проекте, и в отрасли в целом. Одним из

опасений перед применением данной системы

растора была его выносящая способность,

которой могло быть недостаточно из-за

чрезмерно низкой реологии раствора. На деле

же получилось, что с водной системой раствора

удалось достичь хорошую очистку скважины

и транспорт шлама на поверхность благодаря

режиму течения раствора, находящемуся в

переходной между ламинармым и турбуллентным

режимами зоне. Режим растора был определен

посредством моделирования Гидравлики в

двух разных симуляторах – Landmark и ERA,

packoff condition. No cavings were seen from the HZ

interval during both drilling and backreaming. Hook load

trends had good correlation with ECD fluctuations.

Finally, the trip out strategy was modified and the

backreaming from branch holes was enabled instead

of pump out. Cleaning out the hole while backreaming

instead of “bulldozing” the cuttings while in pump out

made the operations considerably safer. The negative

impact of backreaming out of the branch holes was the

increase in the frictional factors in the main bore while

further drilling due to the residual cuttings transport from

each branch to the main bore above the KOP. The Main

Bore PU/SOFF were increasing in average by 0.05 after

the backreaming from each Branch. However, this didn’t

result in any problems during the final backreaming out of

the main bore.

Upper Completion Issue

The unexpected problem happened with upper

completion string installation. The string design (3.5’’

TBG inside the 7’’ casing and 1.9’’ TBG inside the 4.5’’

liner with the ESP in between) had a limitation of the

max cased hole SOFF of 0.20 to get the string to TD.

The preliminary Wellplan (Landmark) T&D simulations did

not show any issues with upper completion installation.

However, once a detailed BHA was introduced into the

model, the results of K&M’s ERA software showed that

any SOFF numbers higher than 0.20 would result in

string lockup. During execution, the first unsuccessful

upper completion run showed an actual CH SOFF of

0.30 and the weight went to zero (string lockup) exactly

at the depth predicted by ERA software for SOFF of

0.30. The lockup point was in the 1.9’’ TBG below the

ESP at a distance where the lightweight tubular with less

buckling resistances were still inside the 7’’ casing with

the more room to get buckled at same compression in

comparison with 1.9’’ tubular inside the 4.5’’ liner.

As a solution to this issue it was decided to go with a

flotation option and run the upper completion string

with the “mud over air” scenario having 1.9’’ TBG filled

with air and isolated with blank collars. That undertaking

significantly reduced axial drag and, as the result,

mitigated compression in transition zone between 3.5’’

and 1.9’’ tubular, getting more room in terms of SOFF.

The ERA software simulations showed substantial

potential improvement – the floatation scenario shifted

the “no-go” limitation of SOFF from 0.20+ to 0.29+.

The dummy run that was performed thereafter with no

ESP / mandrels / cables proved the flotation concept

to be successful with the SOFF ranged 0.30 – 0.28

with the downtrend to 0.26 towards TD. The final upper

completion run showed same positive result with no

helical buckling / lockup related problems. The drag

reduction in 1.9’’ TBG was achieved by reducing side

74

ROGTEC


DRILLING

Liner RIH HKLD

Smooth Run. No issues apart from slight setdowns

at 1500-1700 m MD

0.2 OHFF and 0.15 CHFF were calibrated

Remaining weight at TD w/o rotation was

8 tons

Big sensitivity to Tripping speed was

established

Non of contingencies were triggered

Rotation option was attempted, resulting in 6-7

tons SO weight increase

Рис. 7: Модель и результаты спуска хвостовика (нижнего заканчивания) Fig. 7: Liner RIH Road Map

а состояние ствола и степень очистки были

фактически оценены по дорожным картам

осевых нагрузок процесса бурения.

Единственным недостатком использованной

системы раствора было осаждение твердых

частиц при отсутствии циркуляции в течение

продолжительного времени. По этой причине

отчасти, а также по причине нестабильности

ствола вызванной эффектом свабирования, все

движения бурильной колонны в открытом стовле

производились с циркуляцией и вращением.

Другой инженерной сложностью данного проекта

явилась конфигурация траектории скважин в

горизонтальной секции с пятью протяженными

и параллельными горизонтальными стволами

напоминающими форму «вилки». Бурение

горизонтальных стволов требовало обеспечения

как можно меньшей интенсивности искривления

при зарезке нового (основного) ствола - вниз, и как

можно большей интенсивности искривления при

отклонении боковых стволов от основного вверх

и в стороны. Сервисный подрядчик по Наклоннонаправленному

бурению продемонстрировал

отличный результат по выполнению траектории

обеих скважин, а также по надлежащей подготовке

внутрискважинного оборудования, которое

проработало намного дольше его заявленного

ресурса (450 часов циркуляции при 250

гарантированных часах), что является результатом

выполненной на этапе подготовки программы

контроля качества.

Помимо описанных выше инженерных вызовов,

стоит отметить еще один важный момент

относящийся к планированию установки верхнего

forces of empty tubular and as a result the compression

in a weak zone below the ESP was also reduced below

the lockup critical value.

Рис. 8: Схема компоновки верхнего заканчивания

Fig. 8: Upper Completion BHA schematic

Operational Results Summary

The man objective of the project - to prove the feasibility

of drilling these extended reach horizontal multilateral

wells, was successfully fulfilled. Both wells have been

accomplished under budgeted time and cost, gathering

valuable technical input for preparation of the full field

development case.

Positive Highlights

1. Sidetracking operations. Was regarded as a risky

operation, since it has never been experienced before

at the project. All sidetracking operations were executed

smoothly with continuous time optimization (from 8 down

to 1.8 hrs).

2. Liner Smooth Run was a successful achievement,

first – by landing it in the correct (main) borehole and

second – not having any drag related issues, friction

factor calibrated as minimal as 0.2 OHFF and 0.15 CHFF.

A large sensitivity to the tripping speed was established.

None of the contingencies had to be triggered (Downhole

swivel or full string rotation).


ROGTEC

75

БУРЕНИЕ

и нижнего заканчиваний, связанный с недооценкой

условий спуска и проблемами при исполнении.

Практики бурения скважин с БОВ

Стратегия нижнего заканчивания скважины

подразумевает спуск фильтра-хвостовика

только в основной ствол горизонтальной секции,

оставляя боковые стволы необсаженными.

Исходя из этого не было необходимости в

тщательной очистке боковых стволов от шлама

во время подъема КНБК до точки срезки нового

ствола. Вдобавок, целью было минимизировать

транспорт твердых частиц из боковых стволов в

основной во избежание потенциальных проблем

при финальном подъеме из основного ствола.

Принимая во внимание два вышеуказанных

фактора, было решено производить подъем

КНБК из боковых стволов с циркуляцией, но

без вращения и произести обратную проработку

только на финальном подъеме из основного

ствола. Однако, во время подъема из второго

бокового ствола наблюдалось отклонение

значений веса на крюке от ожидаемого тренда

обозначая предпосылки и условия «запаковки».

Во время бурения секции и подъема КНБК как с

вращением, так и без, не было замечено никаких

следов обрушения и обвала стенок скважины на

поверхности. Изменения значений веса на крюке

хорошо сходились с модельными трендами и

коррелировались с изменениями значений ЭЦП.

В итоге, после подъема из второго ствола,

процедуры были изменены в сторону подъема

с вращением из боковых стволов в том числе.

Очистка ствола во режиме обратной проработки в

отличие от сгребания шлама в во время подъема

без вращения проходила более безопасно.

Негативным последствием обратной проработки

боковых стволов было увеличение коэффициента

трения в основном стволе по мере бурения

горизонтальной секции из-за дополнительного

количества шлама выносимого из боковых стволов

и оседающего в основном стволе выше интервалов

срезок. Коэффициенты трения на подъем и спуск

увеличивались примерно на значение 0.05 после

обратной проработки очередного бокового ствола.

Несмотря на это постепенное ухудшение состояния

ствола, никаких проблем во время финальной

обратной проработки не произошло.

Спуск компоновки верхнего и

промежуточного заканчивания

Спуск компоновки верхнего и промежуточного

заканчивания получилось произвести не с

первого раза из-за несоответствия фактических

условий спуска (коэффициент трения в стволе)

3. Downhole tool performance was outstanding,

most of the tools operated beyond their regular

guaranteed working limits. DD contractor was

proactively involved in QA/QC process, meeting all

the Operator’s standards and process requirements.

That saved much of the well construction time by

avoiding trips to surface.

4. Drilling fluid performance. Special in-house

designed ultra-low viscosity drill-in fluid was a

decisive factor in the project’s success. The concept

became field proven being fit for shallow ERD

applications, in this particular reservoir formation

and, at the same time, providing economic

benefits in terms of reduced costs and increased

environmental friendliness comparing to the

previously used fluid on the project, OBM.

5. Performance optimization. Two-well drilling

campaign was a good foundation to be able to

optimize drilling practices and seek new efficiencies.

The 40-minute Weight to Weight connection time

was decreased to 14 min WtW time per connection,

just focusing on the wellbore conditioning, surveying,

measurement and connection practices.

Areas for Improvement

1. Rig equipment failures. The negative side of the

standalone projects such as this one is the scarce rig

availability. The experience with a new manufactured

rig came with numerous breakdowns of different

rig equipment that eventually led to a significant

downtime.

2. Upper Completion installation the issue was

driven by lack of detailed planning from both the

operator and contractor’s sides. Specific dimensions

of the BHA elements appeared to be very impactful

to the operations feasibility. An important lesson was

learned with the tail pipe of the Upper Completion

BHA flotation. One more lesson to learn was the

advantage gained by having the appropriate and

adequate historical technical data from similar

operations to enable the opportunity to perform

more accurate and reliable engineering modelling in

any software (WellPlan or ERA).

3. Data transmission rate limitation became a

limiting factor in the horizontal reservoir section

drilling performance optimization, restricting

instantaneous ROP. The solution to that is to

implement a new generation downhole pulsers

(e.g. Baker Hughes BCPM 2) with increased data

transmission capacity.

76

ROGTEC


DRILLING

1 й неуспешный рейс верхнего заканчивания

1 st failed Upper Completion run

Спуск Верхнего заканчивания «На плаву»

Floated Upper Completion run

Рис. 9: Результаты спуска компоновки верхнего заканчивания Fig. 9: Upper Completion Runs Results

теоретическим, учтенным в плановой модели

спуска. Предварительное моделирование данной

операции проводилось в ПО Wellplan (Landmark),

по результатам которого не было обнаружено

проблем со спуском при коэфициентах трения

до 0.35. Важно отмемить два момента: 1) При

проведении расчетов на этапе планирования

не было возможности в подтверждении

(калибровки) плановой модели путем её

сравнения с фактическими (историческими)

данными аналогичных операций на предыдущих

скважин, посколкьу эти данные никогда ранее не

регистрировались 2) Wellplan (Landmark) выдает

более оптимистичные результаты в сравнении

с другими ПО, прим. ERA. Согласно модели ПО

Wellplan проблемы со спуском ожидались при

коэффициенте трения выше 0.4, в то время

как модель ПО ERA говорила о возможности

безопасного спуска только при коэффициенте

трения < 0.2. Во время первого спуска, когда были

получены фактические данные была подтверждена

модель из ПО ERA, и соответствующим образом

откалибрована модель ПО WellPlan. Причиной

нуспешного спуска был спиральный изгиб 48 мм

НКТ ниже ЭЦНа в интервале 178мм ЭК, а также

ниже в интервале 114мм хвостовика.

Методом проб и ошибок, множества моделей

спуска и пробных рейсов с различной

конфигурацией КНБК инженерная команда

пришла к решению спуска промежуточного

заканчивания (48мм НКТ с оптоволоконным

кабелем измерения температуры и датчиками

давления) поплавковым методом, с воздухом

внутри НКТ, изолированным специальными

глухими муфтами от контакта с раствором в

скважине. Решение спуска «на плаву» было

подтверждено сначала по результатам расчетной

модели, а затем пробного спуска колонны НКТ

89 мм + 48 мм (на плаву) без всех остальных

элементов КНБК: ЭЦНа, оптоволоконного кабеля

и датчиков давления. Условия спуска улучшились

на ~0.1 значение коэф. Трения от 0.2 до 0.29

согласно модели ERA. В результате, итоговый

рейс с полноценной КНБК был выполнен успешно

с фактическими значениями веса на спуске

совпадающими с ожидаемыми расчетными

значения подтвержденных моделей. Снижение

осевых нагрузок на колонну 48мм НКТ было

достигнуто путем её облегчения, и снижения

сжимающего усилия зоне ниже ГНО в 178мм ЭК и

в 114мм хвостовике.


ROGTEC

77

БУРЕНИЕ

Результаты проекта

Главной задачей проекта было подтвердить

возможность бурения многозабойных скважин

с большим отходом с применением раствора на

водной основе в условиях данного месторождения.

Обе скважины были построены в рамках планового

бюджета и сроков, получив важный опыт для

дальнейшего планирования эксплуатационных

скважин.

Положительные извлеченные уроки

1. Операции срезки боковых стволов. Срезки в

открытом горизонтальном стволе продуктивного

пласта никогда ранее не произодились на

предыдущих скважинах данного месторождегния.

Несмотря на это, все операции срезок новых

стволов на двух последних скважинах были

проведены успешно с оптимизацией времени срезки

с 8 до 1.8 часов на операцию.

2. Спуск фильтра-хвостовика был также

успешным с технической точки зрения,

поскольку был произведен в нужный ствол из

всех пяти стволов горизонтальной секции, без

необходимости применения превентивных мер

(вращение хвостовика, транспортной колонны)

и с минимальными коэффициентами трения в

обсаженном (0.15) и открытом (0.2) стволах.

3. Результат работы внутрискважинного

оборудования превзошел все ожидания. Все

элементы КНБК отработали намного дольше

их заявленных ресурсов, позволяя бурить

горизонтальные секции скважин без дополнительных

спуско-подъемных операций. Данный результат

подтвердил важность и эффективность мероприятий

контроля качества, проведенных на этапе подготовки

проекта.

4. Новая система растворов. Решающим фактором

успеха даного проекта по праву стоит считать

применение уникального бурового раствора

на водной основе с ультранизкой реологией.

Экономическая и техническая эффективность

концепта были подтверждены на практике

в определенных геологических условиях

месторождения и проекта. Данное решение также

оказалось более экологичным, простым и дешевым

с точки зрения утилизации отходов, по сравнению с

ранее использованным РУО.

наращивании, проведении замера, циркуляции, и

оптимизируя последовательность и время ключевых

операций, промежуток времени между окончанием

бурения свечи и началом бурения следующей был

сокращен с 40 до 14 минут.

Области для улучшения

1. Поломки бурового оборудвания. Основой

проблемой любого автономного объекта является

доступность опций и выбор Буровой Установки.

На данном проекте была использована новая

буровая установка (с завода). Как и следовало

ожидать, на первой скважине было потрачено много

непроизводительного времени на исправление

и ремонт всех заводских недоработок бурового

оборудования. Это привело к большому значению

показателя НПВ (непроизводительного времени) по

части бурового подрядчика.

2. Спуск верхнего и промежуточного заканчивания.

Проблема заключалась в отсутствии исторических

данных на этапе планирования и невозможности

подтвердить предварительные инженерные расчеты.

Важным извлеченным уроком из данного опыта

было применение концепта спуска колонны НКТ

поплавковым способом, а также регистрации и

хранении всех фактических данных операций для

будущего использования.

3. Скорость передачи геофизических данных

при бурении в режиме реального времени была

ограничиващим Механическую скорость проходки

фактором. Решением данной проблемы является

использование высокочастотного пульсатора

телесистемы с возможностью быстрой передачи

большого объема данных геофизических приборов.

Авторы

Абальян Эрик, Абальян Артур,

Андрэа Мартин Атанес

REPSOL

Authors

Erik Abalian, Artur Abalian,

Andrea Martin Atanes,

REPSOL

5. Оптимизация технических операций. Две

скважины были хорошим основанием для

проведения детального анализа технических

процессов, работы над ошибками и возможностями

их исправления. Исключая ненужные операции при

78 ROGTEC


VIII международный форум и выставка

DRILLING

+7 (495) 109-9-509 (Moсква)

events@vostockcapital.com

www.yamaloilandgas.com

29-30 июня 2021, Тюмень

Организатор:

CРЕДИ ДОКЛАДЧИКОВ И ПОЧЕТНЫХ ГОСТЕЙ

ОКСАНА

БУГРИЙ

Заместитель генерального

директора

по перспективному развитию

Газпром Недра

АЛЕКСАНДР

АЛЕКСЕЕВ

Руководитель программы по

инновационному развитию

Газпромнефть-Ямал

РУСЛАН

МУСЛИМОВ

Начальник управления

охраны окружающей среды

Газпромнефть

КОНСТАНТИН

СОБОРНОВ

Учредитель и главный

геолог

Северо-Уральская

нефтегазовая компания

(СУНГК)

АНТОН

ЕПРЫНЦЕВ

Заместитель начальника отдела

обустройства Уренгой, Ямал

НОВАТЭК НТЦ

ВЛАДИМИР

АРУТЮНЯН

Начальник Штаба морских

операций, Заместитель

директора по судоходству

Атомфлот

ВАЖНО!

СТАТУС КРУПНЕЙШИХ

НЕФТЕГАЗОВЫХ

ПРОЕКТОВ АРКТИКИ:

Восток Оил, обустройство

месторождений в Обской

губе, Арктик СПГ-2, Ямал

СПГ, Обский СПГ, Печора

СПГ, Проект «Мессояха» и

другие важнейшие проекты

Ямала, Коми, Архангельской

и Мурманской области.

ОПТИМИЗАЦИЯ

ЛОГИСТИЧЕСКОЙ

ИНФРАСТРУКТУРЫ

Статусы и новейшая

информация по крупным

инфраструктурным проектам:

Северный широтный ход,

Северный морской путь,

Мурманский транспортный

узел и многие другие.

ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ

БЕЗОПАСНОСТЬ И

ПРОМЫШЛЕННАЯ

БЕЗОПАСНОСТЬ

- стратегии сохранения

окружающей среды.

Секвестрация углекислого

газа. Каковы планы

работы операторов и их

потребности по обеспечению

экологической безопасности?

Золотой спонсор: Cеребряный спонсор: Бронзовый спонсор:

Среди постоянных участников:


ROGTEC

79

БУРЕНИЕ

Шмелев Валерий Александрович, Старший научный сотрудник, к.т.н., Филиал ООО

«ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми

Сердобинцев Юрий Павлович, Профессор кафедры «Автоматизации производственных

процессов» Волгоградского государственного технического университета, д.т.н.

Макаров Алексей Михайлович, Заведующий кафедрой автоматизации производственных

процессов, к.т.н., доцент, руководитель центра прототипирования Волгоградского

государственного технического университета

Valery Shmelev, Senior Research Associate, Ph.D., PermNIPIneft, LUKOIL-Engineering LLC

Branch in Perm

Yury Serdobintsev, Professor, Department of Industrial Process Automation, Volgograd State

Technical University, Ph.D.

Aleksey Makarov, Candidate of Engineering Sciences, Associated Professor, Head of

Department of Industrial Process Automation, Head of Prototyping Center, Volgograd State

Technical University

Автоматическое управление процессом

бурения с целью повышения эффективности

строительства нефтяных скважин

Automated Control of Drilling Process to Improve

Efficiency of Oil Well Construction

Об эффективности работы долот судят по нескольким

показателям, основными из которых являются

проходка на долото, механическая и рейсовая

скорость бурения и эксплуатационные затраты на 1

метр проходки. Оптимальные условия бурения обычно

соответствуют критерию минимальной стоимости

метра пробуренной скважины, что характеризует

процесс бурения минимальными затратами энергии

на разрушение горных пород, высокими значениями

механических скоростей и эффективным ресурсом

бурового инструмента.

При этом влияние режимных параметров

на показатели механического бурения

Bit efficiency is determined by several factors;

penetration per bit, rate of penetration, drilling speed

per run, and operating costs per meter of penetration.

Optimal drilling conditions usually meet the criterion

of a minimum cost per 1 m drilled, which is defined

as the minimum amount of energy required for rock

destruction, high mechanical penetration rates and

effective service life of the drilling tool.

With that, the range of parameters that impact

mechanical drilling performance is complex and

depends on different drilling parameters (geological

features, mechanical properties of the rocks, design

features of the rock cutting tools, etc.).

80

ROGTEC


DRILLING

носит комплексный характер и зависит

от заданных значений других параметров

бурения (геологических условий, механических

свойств пород, конструктивных особенностей

разрушающего инструмента и др.).

В таких условиях выражение показателей

эффективности бурения в виде комплексных

переменных позволяет установить дополнительные

закономерности влияния режимных параметров на

эффективность буровых работ.

Основными преимуществами применения

информационных технологий к управлению

техническими процессами является

повышение качества исполнения процесса, его

производительности, сокращение времени,

стоимости, а также увеличение точности и

стабильности выполняемых операций.

Процесс бурения скважин – разрушения горных

пород сопровождается многочисленными и

разнообразными физическими явлениями,

эффективность которого оценивается по

целому ряду количественных показателей,

характеризующих скорость выполнения отдельных

операций, например:

• скорость бурения (механическая, рейсовая,

м/час; коммерческая, м/станко-мес;

• расход долот на 1000 м проходки, шт.;

• баланс времени на бурение скважины или на 1 м

проходки, час.;

• стоимость бурения 1 м, руб. и др.

и качественных показателей, характеризующих

степень выполнения поставленных задач при

бурении скважин (выход керна, %; интенсивность

искривления скважины, градус/м и др.) [1, 19].

Значения данных показателей зависят от ряда

неуправляемых (геологических условий бурения,

механических свойств горных пород, условий их

залегания, случайных событий и др.) [15, 16, 17,

18] и управляемых факторов, к числу которых

относятся режимные параметры бурения.

Однако количественные показатели данных

критериев не всегда позволяют достоверно

оценить эффективность процесса бурения.

Согласно В.С. Федорова [2, 3, 4] влияние

режимных параметров на показатели

механического бурения носит комплексный

характер и судить о влиянии того, или иного

параметра по количественным показателям

углубления скважины достаточно сложно.

In the above conditions, expressing the drilling

performance indicators through specific variables

determines the drilling parameters influence on drilling

performance.

The main advantages of the information technologies

application to technical processes control is to

improve the process quality, its productivity, reduce

time, cost, and increase the accuracy and stability of

the operations performed.

Well drilling - a rock destruction process - is

accompanied with numerous and various physical

phenomena, which effectiveness shall be assessed

by a number of quantitative indicators specifying

the performance speed of individual operations, for

example:

• rate of penetration (mechanical speed; drilling speed

per run; m/hour; commercial, m/rig-month;

• bits consumption per 1000 m of penetration, pcs;

• drilling time schedule per well or 1 m drilled, hour;

• cost of 1 m drilled, RUB, etc. and qualitative

indicators describing the achievement of well drilling

performance targets (core recovery, %; well

deviation intensity, degree/m, etc.) [1].

These values depend on several non-controlled

(geological settings of drilling, rock mechanical

properties, conditions of rock occurrence, random

events,etc.) and controlled factors, which include the

drilling parameters.

However, these criteria do not always enable a reliable

assessment of drilling efficiency.

According to V. S. Fedorov [2, 3, 4] the effect of

the operating parameters on drilling performances

is complex, and it is not an easy task to assess the

different parameters effects on drilling based on the

quantitative indicators.

To optimize the drilling process a modeling was built

based on the theoretical calculations and empirical

regularities. The following works are known among

domestic researches: V. S. Voнtenko [1], V. S.

Fedorov [4], B. A. Zhlobinsky [5], B. V. Baydyuk, V.

Yu. Bliznyukov, V. S. Zaretsky [6], V. D. Evseev [7],

V. V. Neskoromnykh [8] etc. considering the effect

of different factors (geological settings, drilling

parameters, bottomhole conditions, etc.) on rock

destruction.

Hence, according to V. S. Fedorov, the following

parameters have a significant impact on the rate of

well deepening: the mechanical properties of rocks,


ROGTEC

81

БУРЕНИЕ

Стремление оптимизировать процесс бурения

привело к попыткам создания моделей этого

процесса, основанных на теоретических расчетах

и эмпирических закономерностях. Среди

отечественных ученых известны работы: В.С.

Войтенко [1], В.С. Федорова [4], Б.А. Жлобинского

[5], Байдюка Б.В., Близнюкова В.Ю., Зарецкого

В.С. [6], В.Д. Евсеева [7], В.В. Нескоромных [8]

и др., где рассматриваются вопросы о влиянии

различных факторов (геологических условий,

параметров режима бурения, забойных условий и

др.) на разрушение горных пород.

Так, по В.С. Федорову, на темп углубления

скважины решающее влияние оказывают:

механические свойства пород; условия их

залегания; природа вещества, заполняющего

поровые пространства; способ разрушения

породы; конструктивные особенности и

долговечность разрушающих инструментов; метод

удаления из забоя скважины выбуренной породы;

совершенство и мощность бурового оборудования

и др.

Влияние режимных параметров работы

породоразрушающего инструмента на показатели

эффективности роторного и турбинного бурения,

рассмотренные в работах вышеуказанных

авторов отражают общие тенденции изменения

механической скорости и времени работы долота

(долговечности) при разрушении горных пород,

рис. 1.

Изменение каждого из параметров G 0

,n,Q на

разрушение горных пород при бурении зависит от

заданных значений других параметров. Увеличение

одного из управляемых параметров, например,

осевой нагрузки, способствует повышению

эффективности бурения только при определенном

сочетании других управляемых параметров:

расхода промывочной жидкости, частоты

вращения инструмента и др. [7].

При турбинном бурении изменение величины

расхода бурового раствора Q влечет за собой

изменение скорости вращения долота n и осевой

нагрузки G 0

. Здесь, основным параметром режима

бурения является количество прокачиваемой

промывочной жидкости Q. В этом случае осевая

нагрузка на долото G 0

зависит от интенсивности

промывки Q

G 0

= f(Q), (1)

Число оборотов долота n в турбинном бурении

переменно и зависит от количества прокачиваемой

conditions of occurrence; origin of the substance filling

pore space; method of rock destruction; drilling bit

design and service life; methods of cuttings removal

from hole; perfection and power of drilling equipment,

etc.

The effect of rock destruction tools operating

parameters on rotary and turbine drilling performances

as described in the above publications depicts the

general trends of the drilling rate V MEX

and bit operating

time t d

(service life) which changes over the course of

rock destruction is shown in Fig. 1.

где G 0

- осевая нагрузка на долото, m; n - частота

вращения долота, об/мин;

Q - интенсивность промывки, л/мин;

where G 0

- axial weight on drilling bit (t); n - bit speed

(rpm);

Q - circulation rate (l/min);

Рис. 1: Влияние режимных параметров на критерии

эффективности производства работ при роторном бурении

Fig. 1: Drilling parameters effect on rotary drilling performance

The effect of each parameter G 0

,n,Q on rock

destruction during drilling is a function of the preset

values of the other parameters. An increase in of one

of the controlled parameters, such as, axial weight,

contributes to a drilling performances improvement

only in combination with other controlled parameters:

circulation fluid flow rate, bit speed, etc [7].

In turbine drilling, a change in drilling mud flow rate Q

results in a change in the bit speed n and axial weight

G 0

. Here, the main drilling parameter is the volume

of circulation fluid pumped Q. In this case, the axial

weight on bit G 0

is a function of the circulation rate Q.

G 0

= f(Q), (1)

In turbine drilling, bit speed n is a variable value that

is a function of the amount of fluid pumped and of the

axial weight on the bit, that is

n = f,(Q,G 0 ) (2)

82

ROGTEC


DRILLING

жидкости и величины осевой нагрузки на долото,

т.е.

n = f,(Q,G 0 ) (2))

Любое изменение осевой нагрузки на долото

при турбинном бурении приводит к изменению

показателей его работы, рис. 2.

Оптимальный режим с максимумом рейсовой

скорости будет достигнут при средней величине

нагрузки: между осевой нагрузкой G min,

0

соответствующей максимальной механической

скорости V max , и осевой нагрузкой Gmin,

mech 0

соответствующей максимальной проходке на

долото, рис. 2, [1].

Сочетание регулируемых параметров, влияющих

на показатели бурения, позволяющие получать

их наиболее высокие количественные и

качественные значения определяет оптимальный

режим бурения.

В.В. Нескоромных, [8] указывает оптимальные

параметры режима бурения, как параметры,

которые соответствуют минимуму стоимости

проходки и характеризуются минимальными

затратами энергии на разрушение, высокими

значениями механических скоростей бурения и

эффективным ресурсом бурового инструмента.

Вопросами оптимального сочетания режимных

параметров бурения занимались многие научноисследовательские

и учебные заведения: ВНИИБТ,

ВНИИКР, ВНИИКАнефтегаз, Азнефтехим им.

Азизбекова, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

и др. Итогом стали разработанные институтами

модели работы бурового долота на забое

скважины, где в качестве критерия оптимальности

приняты механическая скорость бурения, время

работы долота на забое и стоимость метра

проходки.

Полученные эмпирическим путем с учетом

достаточно обширного опыта бурения скважин

в России (СССР), США, Канаде и др. странах

уравнения описывают сложный характер влияния

множества параметров, табл. 1.

В мировой практике присутствуют также

зарубежные модели Галле-Вудса-Лубинского, М.Г.

Бингхэма и др., представленные в [13].

Основанные на экспериментальных данных

бурения скважин в различных регионах мира,

математические модели устанавливают

где G 0

- осевая нагрузка на долото, m; n - частота

вращения долота, об/мин;

h - проходка на долото, м;

where G 0

- axial weight on drilling bit (t); n - bit speed

(rpm);

h - headway per bit (m);

Рис. 2: Влияние осевой нагрузки на механическую скорость,

проходку и частоту вращения долота при турбинном бурении

Fig. 2: Axial weight on bit versus drilling rate, meters drilled and bit

speed during turbine drilling

In turbine drilling, any change in the axial weight on bit

leads to a change in bit performance, Fig. 2.

The optimal mode at maximum bit run speed will

be achieved at an average axial weight value G min

0

corresponding to maximum rate of penetration V max

and an axial weight G min corresponding to maximum

0

headway per bit, Fig. 2, [1].

mech ,

The combination of the controlled parameters effecting

drilling performance allowing their highest quantitative

and qualitative values determines the optimal drilling

mode.

V. V. Neskoromnykh [8] indicates the optimal drilling

parameters as those corresponding to minimum

drilling cost and are characterized with minimal energy

consumption for rock destruction, the highest drilling

rates and effective bit service life.

Different research and design institutes, and

universities have been involved in studies of the

optimal combination of drilling parameters: VNIIBT,

VNIIKR, VNIIKAneftegaz, Azizbekov Azneftekhim,

Gubkin Oil and Gas University, etc. As a result, bit

bottomhole performances were modeled based on the

following optimum criteria: rate of penetration, bit run

and cost of 1m drilled.

Empirical equations derived from the sufficiently wide

experience of well drilling in Russia (USSR), USA,


ROGTEC

83

БУРЕНИЕ

Canada and other countries describes the complex

relationship between the numerous parameters, Table 1.

Table 1: Mathematical models providing differential equations for

drilling process description

Таблица 1: Математические модели процесса бурения в

дифференциальном виде

взаимосвязь управляющих параметров в

соответствие с тем или иным требованием к

процессу (минимальной стоимости проходки

скважины, максимальной механической скорости и

максимальным временем работы долота).

В представленных моделях оптимальное сочетание

режимных параметров бурения определяется

экстремальными значениями таких показателей

Galle-Woods-Lubinsky, Bingham and other models are

world-wide known [13].

Mathematical models based on world-wide drilling

data establish the relationship of the control

parameters subject to this or that drilling process

requirement (minimum well drilling cost, maximum

drilling rate and maximum bit run).

In the above models, the optimal combination of

drilling parameters is determined by the extreme

84

ROGTEC


DRILLING

эффективности, как: интенсивность проходки

скважины , износ долота , стоимость

метра проходки , что характеризуется высокими

значениями механических скоростей бурения,

минимальными затратами энергии на разрушение

и максимальным ресурсом бурового инструмента.

При этом количественные значения оптимальных

показателей не могут быть решающим фактором

для оценки эффективности бурения скважин,

т.к. улучшение одного параметра может

сопровождаться ухудшением других параметров.

Кроме того, при подстановке в выражения единиц

измерения физических величин, размерности

левой и правой части уравнения не совпадают, что

требует введения коэффициентов, выравнивающих

размерность единиц измерения.

Получить полную математическую модель,

четко отражающую все физические аспекты

бурения довольно затруднительно, и практически

невозможно в силу ряда причин:

• отсутствием в настоящее время единой

работоспособной теории прочности,

объясняющей физические явления при

разрушении горных пород;

• наличием большого количества случайных

факторов, генеральная совокупность которых

неизвестна;

• неопределенности горно-геологических условий

бурения геологоразведочных скважин.

Таким образом при неизвестных и сложных

теоретических закономерностях протекания процесса

с большим количеством влияющих факторов, каким

является процесс бурения, найти решение задачи в

аналитической форме (в форме дифференциальных

уравнений) крайне затруднительно.

Учитывая тот факт, что влияние отдельных

факторов (геологические условия, режимные

параметры бурения, конструктивные особенности

инструмента и др.) на показатели бурения

проявляется не отдельно, а совместно, и зависит

от заданных значений других параметров,

рассмотрим решение задачи повышения

эффективности бурения в виде нахождения

взаимосвязи между отдельными группами величин.

Переход от обычных физических величин к

величинам комплексного типа имеет следующие

преимущества при решении исследовательских

задач:

• возможность установления комплексного

влияния параметров на выбранные критерии

values of the efficiency indicators as: well penetration

rate , bit wear , cost per 1m drilled q, which

are described with high values of drilling rate, minimum

energy consumption for rock destruction, and

maximum bit service life.

With that, quantitative values of the optimal indicators

cannot play a decisive role in the assessment of well

drilling effectiveness since the improvement of one

parameter may be accompanied with degradation of

another. Besides, the dimensionality of the right and

left parts of the equation does not coincide, when

physical values are introduced, hence the coefficients

are required to smooth the dimensionality of the units

of measurement.

It is not an easy task to build a mathematical model

clearly imaging all physical drilling aspects, which is

impractical due to:

• lack of a present-day unified efficient strength theory

explaining physical phenomena of rock destruction;

• numerous random factors, which parent population

is unknown;

• uncertainty of geological settings of exploration

well drilling.

Hence, when the theoretical trends of the process

(like drilling process) are affected with a great number

of critical factors which are unknown, it is extremely

difficult to find an analytical solution (by means of

differential equations) of the problem.

Because the effect of different factors (geological

settings, drilling parameters) the bit design (features,

etc.) impact on drilling performance cannot be

observed individually, but as a combination of factors,

and this also depends on the preset values of other

parameters, the following solution of the problem of

drilling effectiveness improvement is determined by the

relationship between individual groups of values.

The transition from common physical values to those

of a complex type has the following advantages for a

research task solution:

• potential determination of the parameters that have

a complex effect on selected performance criteria

• reduction of interdependent variables.

• when a problem with complex variables needs

solving, a wide range of events need to be

considered rather than a single case of any one

parameter’s contribution to drilling performance [11].

In light of the selected criteria for drilling effectiveness

(V mech

- rate of penetration; C - cost of 1m drilled; t b

- bit run), the mechanical process of well deepening


ROGTEC

85

БУРЕНИЕ

эффективности производства работ;

• сокращение числа взаимозависимых

переменных;

• при рассмотрении задачи в комплексных

переменных исследуется не единичный частный

случай влияния какого-либо из параметров на

повышение эффективности бурения, а

множество различных случаев, определяющих

эффективность процесса [11].

С учетом выбранных критериев эффективности

буровых работ (V mech

- механическая скорость

бурения; C - стоимость бурения 1 м; t b

- время

работы долота на забое), математически

механический процесс углубления скважины может

быть представлен в виде системы уравнений:

Где: q - плотность бурового раствора; σ -

предел прочности горной породы, G 0

;n;Q -

взаимозависимые параметры, оптимальное

сочетание которых позволяет выбранным

критериям V mech

;C;t b

или Z energy

;h принимать

экстремальные значения.

Для установления функциональной связи между

параметрами режима бурения G 0

; n; Q, на которые

возможно оказывать воздействие в соответствие с

тем или иным требованием к процессу

(V mech

; C; t b

) → MIN;MAX или (V mech

; Z energy

;h) → MIN;MAX

воспользуемся положениями теории подобия [11].

Запись и решение уравнений (3) с использованием

метода размерности входящих величин позволило

установить функциональную связь между

режимными параметрами бурения [12].

(4)

(3)

can be presented mathematically through a system of

equations:

Where: q - drilling mud weight; σ - rock ultimate

strength; G 0

;n;Q - interdependent parameters, which

optimum combination enables extreme values of

selected criteria V mech

;C;t b

or Z energy

;h.

To determine a functional relation between the

drilling parameters G 0

; n; Q, which may be affected

in accordance with this or that process requirement

(V mech

; C; t b

) → MIN;MAX or (V mech

; Z energy

;h) → MIN;MAX

the provisions of similarity theory have been assumed

[11].

Equation (3) formulation and solutions with the help

from the included values dimensional method, enabled

a determination of the functional relationship between

the drilling parameters [12].

(4)

where F - bit-to-rock contact area, mm 2 ; v ls

bit cutter

linear speed, m /s, α,β,δ - exponents to be determined

empirically.

Select complex variables from equation (4) as follows:

1) , describes rock destruction mode: from

bit impact penetration, when

to friction without rock destruction, when

(3)

.

где F - площадь контакта бурового долота с

горной породой, mm 2 ; v ls

линейная скорость

перемещения резца инструмента, m /s, α,β,δ -

показатели степени, определяемые эмпирическим

путем.

Выделим из уравнения (4) комплексные

переменные в виде:

1) , характеризует режим разрушения

2)

describes the condition of solid body (rock)

mechanical destruction with external forces applied

to a drilling bit, which strength is higher than the rock

strength.

If

, stresses created in rock do not

exceed its strength limit, and rock does not fail.

86

ROGTEC


DRILLING

горной породы: от ударного внедрения

инструмента, когда

, до

трения без разрушения породы, когда

2)

.

определяет условие механического разрушения

твердого тела (породы) на элементы под действием

внешних сил, прилагаемых к внедряемому в

породу инструмента, обладающим большей

прочностью, чем сама порода.

If

stresses created in rock exceed its

strength limit, and rock fails, respectively.

The values of complex variables are shown below

based on the oil well drilling practice (the well was

drilled in Volgograd Region, its drilling parameters

were defined from positions V mech

→ MAX and h → MAX),

Table 2.

The table includes: full depth well column; rock description

and drillability data (as per scale of the unified classification

of rocks by drillability, according to a handbook of

estimate standards for geological exploration); [14];

drilling parameters (median values of MWD station data;

design values of drilling complex parameters).

Если

, то напряжения, создаваемые

в породе не превышают ее предела прочности и

разрушения не происходит.

Если

напряжения, создаваемые

в породе превышают предел прочности,

соответственно происходит разрушение.

Рассмотрим значения комплексных переменных

на примере бурения нефтяной скважины (из

фонда пробуренных скважин на территории

Волгоградской области, режимные параметры

бурения которой назначены с позиции V mech

→ MAX

и h → MAX)), Табл. 2.

Table 2: Dimensionless group analysis of oil well drilling performance

Conclusion on Complex Calculations

1) Within well drilling intervals under consideration

(50–340 m; 1240-1290 m; 3760-4395 m) the values of

complex

vary by an exponent part

that is indicative of the process instability with abrupt

changes from bit impact penetration to rotation

without rock destruction.

Impact dynamic loads may cause failure and

premature wear of polycrystalline diamond cutters with

drastic reduction of their service life.

2) The values of complex vary within even

Таблица 2: Анализ эффективности процесса бурения нефтяной

скважины безразмерными комплексами

larger range. Stresses, which a bit creates in rock

(ratio ) exceed the rock ultimate strength σ from 3


ROGTEC

87

БУРЕНИЕ

В таблице представлены: геологический разрез по

всей глубине скважины; описание горных пород

и данные по их буримости (категория определена

согласно шкалы единой классификации пород

по буримости, согласно сборника сметных норм

на геологоразведочные работы); [14]; режимные

параметры бурения (использованы медианные

значения данных станции геолого-технологических

исследований; расчетные значения комплексных

параметров бурения.

Вывод по расчету комплексов:

1) В представленных интервалах бурения скважины

(50 – 340 м; 1240-1290 м; 3760-4395 м) значения

комплекса

изменяется на порядок,

что свидетельствует о нестабильности процесса

с резкими переходами от ударного внедрения

инструмента до вращения без разрушения породы.

Ударные динамические нагрузки могут привести

к поломке и преждевременному износу

поликристаллических резцов PDC долот,

значительно сокращая их срок эксплуатации.

2) Значения комплекса изменяется в

еще больших пределах. Напряжения, создаваемые

в породе инструментом (отношение )

превышают предел прочности породы σ от 3

до 87 раз, что свидетельствует о чрезмерном

(неэффективном) затрате энергии при

вращательном способе бурения.

3) Функциональная связь между параметрами

бурения, представленная в виде комплексов π 1

и π 2

определяющими процесс механического

разрушения горных пород при вращательном

способе бурения может быть использована для

разработки системы автоматического управления

процессом бурения.

На основании заданного значения механической

скорости в интервалах бурения скважины и с

учетом конструктивного исполнения бурового

долота система управляет параметрами бурения

(частотой вращения долота и осевой нагрузкой) с

целью поддержания комплексных значений π 1

и π 2

в диапазоне min и max, что характеризует процесс

как оптимальный.

Литература

1) Технология и техника бурения : в 2 ч. / В. С.

Войтенко, А. Д. Смычник, А. А. Тухто, С. Ф. Шемет.

– М. : Инфра-М, 2013. – Ч. 2 : Технология бурения

to 87 times that is indicative of excessive (inefficient)

energy consumption during rotary drilling.

3) Functional relationship between drilling parameters

described with complexes π 1

and π 2

, determining

the process of rock mechanical destruction during

rotary drilling, can be used to develop a system for

automated control of the drilling process.

Based on the preset drilling rate in well intervals, and

subject to a bit design, the system controls drilling

parameters (bit speed and axial weight on bit) in order

to maintain the complex values π 1

and π 2

within the

min and max range, which characterizes the process

as optimal.

References

1) Drilling technologies and methods: 2 parts / V. S.

Voytenko, A. D. Smychnik, A. A. Tukhto, S. F. Shemet. - M.

: Infra-M, 2013. – P. 2 : Well drilling technologies. - 613 p.

2) V. S. Fedorov. Determination of drilling parameters

based on the study of key factors affecting rate of

penetration: Author’s abstract, Dissertation of Doctor

of Engineering Sciences / V. S. Fedorov - Grozny,

1949. - 32 p.

3) Practical calculations in well drilling: tutorial / V.

S. Fedorov, V. G. Belikov, F. D. Zenkov, et al., - M. :

Nedra, 1966. – 600 p.

4) V. S. Fedorov. Design of drilling modes: tutorial / V.

S. Fedorov - M. : Gostoptekhizdat, 1958. - 215 p.

5) B. A. Zhlobinsky. Rock dynamic destruction with

indentation / B.A. Zhlobinsky. - M. : Nedra, 1970. – 151 p.

6) V. B. Baydyuk, V. Yu. Bliznyukov, V. S. Zaretsky.

Methodical approach to selection of a drill bit, its

driver and operating mode with consideration of rock

properties. International Conference: Rock Mechanics

When Drilling. Abstracts of Reports. Grozny, 1991. p.

58. Grozny Oil Institute. Printed by GNI OVPP.

7) V. D. Evseev. Physics of rock destruction when

drilling oil and gas wells: tutorial / V. D. Evseev - Tomsk

: TPU, 2004 - 151 p.

8) V. V. Neskoromnykh. Destruction of rocks while drilling

wells: tutorial / V. V. Neskoromnykh - Krasnoyarsk :

Siberian Federal University, 2014 - 335 p.

9) P. A. Rebinder. Surface phenomena in dispersed

systems. Physical and chemical mechanics: Selected

publications / P. A. Rebinder. - M. : Nauka, 1979. - 384 p.

10) Handbook of estimate standards for geological

exploration. – M. : VIEMS, 1992. – Iss. 4 : Exploration,

App. 2 : Uniform rock drillability classification. – 42 p.

11) A. A. Gukhman. Introduction to similarity theory:

tutorial / A. A. Gukhman. - 2nd edition, amended and

edited - M. : Higher School, 1973. - 296 p., Ill.

12) V. A. Shmelev. Improving efficiency of well drilling.

Part II. Drilling process study based on similarity theory

/ V. A. Shmelev, Yu. P. Serdobintsev // Construction of

88

ROGTEC


DRILLING

скважин. - 613 с.

2) Федоров В. С. Установление режимов бурения

на основе исследования главнейших факторов,

влияющих на скорость бурения : автореф. дис. …

д-ра техн. наук / Федоров Василий Сергеевич. -

Грозный, 1949. - 32 с.

3) Практические расчеты в бурении : учеб. пособие

/ В. С. Федоров, В. Г. Беликов, Ф. Д. Зенков и др.

– М. : Недра, 1966. - 600 с.

4) Федоров В. С. Проектирование режимов

бурения : учеб. пособие / В. С. Федоров. - М. :

Гостоптехиздат, 1958. - 215 с.

5) Жлобинский Б. А. Динамическое разрушение

горных пород при вдавливании / Б. А. Жлобинский.

- М. : Недра, 1970. – 151 с.

6) Байдюк Б.В., Близнюков В.Ю., Зарецкий В.С.

Методический подход к решению задач выбора

бурового долота, его привода и режима работы

на базе учета свойств породы. Международная

конференция «Механика горных пород при

бурении». Тезисы докладов. Грозный, 1991.

с.58. Грозненский Ордена трудового Красного

Знамени нефтяной Институт им. академика М.Д.

Миллионщикова.Отпечатано ГНИ ОВПП.

7) Евсеев В. Д. Физика разрушения горных пород при

бурении нефтяных и газовых скважин : учеб. пособие

/ В. Д. Евсеев. – Томск : ТПУ, 2004. – 151 с.

8) Нескоромных В. В. Разрушение горных пород

при бурении скважин : учеб. пособие / В. В.

Нескоромных. - Красноярск : СФУ, 2014. - 335 с.

9) Ребиндер П. А. Поверхностные явления в

дисперсных системах. Физико-химическая

механика: избранные труды / П. А. Ребиндер. – М. :

Наука, 1979. – 384 с.

10) Сборник сметных норм на геологоразведочные

работы. – М. : ВИЭМС, 1992. – Вып. 4 :

Горно-разведочные работы, прил. 2 : Единая

классификация пород по буримости. – 42 с.

11) Гухман А. А. Введение в теорию подобия : учеб.

пособие / А. А. Гухман. - Изд. 2-е, доп. и перераб. -

М. : Высшая школа, 1973. - 296 с. : ил.

12) Шмелев В. А. Повышение эффективности

бурения скважин. Часть II. Исследование процесса

бурения с помощью методов теории подобия / В.

А. Шмелев, Ю. П. Сердобинцев // Строительство

нефтяных и газовых скважин на суше и на море. –

2020. - № 9. – С. 5-10.

13) Цуприков А. А. Интеллектуальная система

адаптивного управления технологическим

процессом бурения нефтегазовых скважин : дис.

… д-ра техн. наук : 05.13.06 / Цуприков Александр

Александрович. – Краснодар, 2017. – 193 с.

14) Сборник сметных норм на геологоразведочные

работы. – М. : ВИЭМС, 1992. – Вып. 4 :

Горно-разведочные работы, прил. 2 : Единая

классификация пород по буримости. – 42 с.

15) Методическое руководство по определению и

oil and gas wells onshore and offshore. 2020. No.

9. - pp. 5-10.

13) A. A. Tsuprikov. Intellectual system of adaptive

control of oil and gas well drilling: Dissertation of

Doctor of Engineering Sciences : 05.13.06 / A. A.

Tsuprikov. – Krasnodar, 2017. – 193 p.

14) Handbook of estimate standards for

geological exploration. – M. : VIEMS, 1992. – Iss.

4 : Exploration, App. 2 : Uniform rock drillability

classification. – 42 p.

15) Methodological guidelines for the determination

and use of indicators of rock properties in drilling /

RD 39-3-679-82, VNIIBT, M., 1983. - 93p.

16) Handbook on the mechanical and abrasive

properties of rocks in oil and gas fields / Abramson

M.G., Baydyuk B.V., Zaretsky V.S., Kirsanova A.T.,

Matveeva A.M., Pyankov N.Ya. , Urmantsev M.M.,

Shevaldin I.E. - M., Nedra, 1984, 207s.

17) Instructions on the composition, development

procedure, coordination and approval of design and

estimate documentation for the construction of oil

and gas wells. (VSN 39-86), approved by order of

the Ministry of Oil Industry on 09.08.86, N 443. -

M., VNIIOENG, 1987.

18) RD 39-0148052-537-87 «Model of the working

design for the construction of oil and gas wells». -

M., VNIIBT, 1987.

19) Bliznyukov V.Yu., Bliznyukov Vit.Yu. Assessment

and classification of mining and geological and

technical and technological conditions for drilling

wells and lowering casing strings [Text] / Bliznyukov

Vit.Yu. // Construction of oil and gas wells on land

and at sea. - 2008. - No. 7. - p. 26-31.

использованию показателей свойств горных пород в

бурении / РД 39-3-679-82, ВНИИБТ, М., 1983. - 93с.

16) Справочник по механическим и абразивным

свойствам горных пород нефтяных и газовых

месторождений /Абрамсон М.Г., Байдюк Б.В.,

Зарецкий В.С., Кирсанова А.Т., Матвеева А.М.,

Пьянков Н.Я., Урманцев М.М., Шевалдин И.Е. - М.,

Недра, 1984, 207с.

17) Инструкция о составе, порядке разработки,

согласования и утверждения проектно-сметной

документации на строительство скважин на

нефть и газ. (ВСН 39-86), утвержденной приказом

Министерства нефтяной промышленности

09.08.86, N 443. - М., ВНИИОЭНГ, 1987.

18) РД 39-0148052-537-87 «Макет рабочего

проекта на строительство скважин на нефть и газ».

- М., ВНИИБТ, 1987.

19) Близнюков В.Ю., Близнюков Вит.Ю. Оценка и

классификация горно-геологических и техникотехнологических

условий бурения скважин и спуска

обсадных колонн [Текст] / Близнюков Вит.Ю. //

Строительство нефтяных и газовых скважин на суше

и на море. - 2008. - № 7. – с. 26-31.


ROGTEC

89

БУРЕНИЕ

Лаптев Сергей Константинович,

Заместитель директора по развитию, ООО «ПЛАТИНУМ-Сервис»

Sergey Laptev,

Deputy Director, Business Development, Platinum-Service LLC

Влияние восстановительной наплавки на структуру

и механические свойства зоны соединения сваркой

трением бурильных труб

How Tool Joint Build-Up And Extension Affects the

Structure and Physical Properties of the Tool Joint and

Drill Pipe Body Friction Weld Zone

В

добывающих отраслях промышленности

строительство нефтяных и газовых скважин

сопряжено со значительным износом наружной

поверхности бурильного инструмента, в

особенности на горизонтальных интервалах,

поэтому для ремонта бурильных труб

применяют различные технологии наплавки,

как восстановления наружного диаметра, так и

удлинение замковых соединений.

При производстве сварочных работ по удлинению

замкового соединения наплавляемый слой

перекрывает участки сварки трением и ЗТВ (зона

термического влияния) на высаженной части трубы

и замка. Влияние наплавки на основной металл

и сварной шов, в данном случае, недостаточно

изучено.

T

he construction of oil and gas wells produces

considerable wear and tear on the outer surface

of drill pipes, especially those operating in horizontal

sections, therefore various tool joint build up

techniques have been used for both the repair of the

outer diameter and to extend the tool joint.

During welding operations to extend the tool joint, the

tool joint build up layer overlaps the friction welded

areas and the heat affected zones of the upset section

of the pipe and joint. The effect of the applied build up

wire on the base metal and the friction weld zone has

not been sufficiently studied.

This study was targeted to determine the impact and

role of the build up wire on the formation, structure, and

mechanical properties of the low-alloy pearlitic steels.

90

ROGTEC


DRILLING

Настоящая работа направлена на определение

роли наплавки на формирование структуры

и механических свойств низколегированных

перлитных сталей.

Исследовали структуру наплавок, ЗТВ наплавок,

зону сварки трением, перекрытие ЗТВ наплавки

и ЗТВ сварного шва. Показано слабое влияние

на механические свойства перекрытия зон.

Механические свойства до и после создания

соединений почти не отличались. Определены

размеры зерен и межпластинчатые расстояния.

Размеры элементов структуры, пластинок у

второго (внешнего) слоя наплавки почти в полтора

раза меньше размеров реек и межпластинчатого

расстояния в других областях изделий, но

пластинчатая структура перлита сохранялась,

ферритных полей мало.

Введение

Структура и состав стали существенно влияют

на процессы сварки и наплавки. Современные

транспортируемые среды большинства нефтяных

месторождений характеризуются наличием

растворенных CO 2

, H 2

S. Поэтому стоят задачи

получения прочной, надежной и однородной, с

повышенной коррозионной стойкостью, структурой

стали.

Трубы обычно изготовляют из сплавов системы

Fe-Mn-Si-(V), стали типа 09Г2С, 20Ф, 09ГСФ,

17Г1С, 14Г2 имеют невысокий уровень

механических характеристики и низкую

коррозионную стойкость в средах с CO 2

.

Наибольшую стойкость к коррозионномеханическому

разрушению имеет сталь 08ХМФА,

характеристики которой можно еще несколько

улучшить микролегированием.

Бурильные трубы изготавливаю из сталей типа

32Г2, 38ХГМА, 40ХГМА, 40ХН2МА. Структура

низкоуглеродистых сталей, применяемых для

сварки – ферритно-перлитная (ФПС). ФПС шва

и зоны термического влияния (ЗТВ) получают

после сварки в широких интервалах варьирования

температуры нагрева и скорости охлаждения.

Стали с содержанием углерода до 0.25-0.3 %С

обеспечивают качественные сварные швы,

равномерное распределение участков перлита и

феррита в сердцевине свариваемых деталей и в

ЗТВ.

Радикальным способом повышения прочности

является применение перлитных сталей (ПС).

Для низколегированных сталей рост прочности

Δσ за счет увеличения доли перлита может быть

Research has been conducted on the structure

of the build up zones, the friction weld zone, the

overlapping heat affected zones of the build up

area and the friction weld. It was discovered that

the overlapping zones had a low influence on the

mechanical properties. The mechanical properties

did not vary much before and after the tool joint

was connected to the pipe body. The grain size and

the interlamellar spacing were also determined. The

size of the structural elements of the plates, near

the second (outer) facing layer, were almost one

and a half times smaller than the size of the laths

and interlamellar spacing in the different parts of the

elements, however, the plate-like structure of pearlite

remained unchanged, and the number of ferrite fields

was insignificant.

Introduction

The structure and composition of steel has a

significant influence on the processes of welding and

tool joint build up wire application. Most of the fluids in

oil fields have a dissolved CO 2

and H 2

S presence. The

task has thus been set to obtain a robust, reliable and

homogeneous steel structure, with increased corrosive

resistance.

Pipes are usually manufactured from Fe-Mn-Si-(V)

alloy, steel types 09G2S, 20F, 09GSF, 17G1C, 14G2

that do not have the feature high levels of mechanical

properties and low corrosive resistance for CO 2

phases. The maximum resistance to corrosion and

mechanical failure was demonstrated by steel type

08HMFA, whose properties can be also slightly

increased improved with microalloying.

Drill pipes are manufactured from steel types 32G2,

38HGMA, 40HGMA and 40HN2MA. The structure of

low carbon steels used for welding are ferrite-pearlitic

(FPS). The FPS of a jointthe friction weld and the heat

affected zone (HAZ) were measured after welding

in wide range of heating temperatures and cooling

rates. Steels with carbon content of up to 0.25-0.3%С

ensures high-quality friction weld zones, uniform

distribution of the pearlite and ferrite sectors in the

core of the weld and in the HAZ.

An efficient way to increase the strength is the use

of pearlite-type steels (PS). For low-alloy steels,

the strength increase Δσ due to the increased part

of pearlite, can be determined using the following

expression (1)

Δσ=2.4П, (1)

where П – is a volume fraction of the pearlite

component, %.


ROGTEC

91

БУРЕНИЕ

определен из выражения (1)

Δσ=2.4П, (1)

где П – объемная доля перлитной составляющей,

%.

Другим фактором, определяющим прирост

прочности – дисперсность ПС. В легированных

сталях образуется псевдоперлит с содержанием

углерода меньше эвтектоидного.

Качество бурильных труб зависит от 2 основных

показателей: коррозионная стойкость и

конструкционная прочность. В свою очередь

структурный состав стали и определяет

эксплуатационные свойства. Работоспособность

изделий во многом также определяет конструкция.

ПС имеют более высокую прочность по сравнению

с ФПС, и предпочтительным способом их

соединения является сварка трением.

Цель работы: определение структуры ЗТВ,

сердцевины, наплавки и области ее соединения

с поверхностью трубы после сварки трением

перлитных сталей.

Методы исследований и эксперимента

Наплавку бурильной трубы СБТ-89х9,35, группы

прочности S135 осуществляли с помощью

сварочного аппарата Castolin DS-XM с вращателем

и шаговым двигателем продольного перемещения,

производства ООО «ПЛАТИНУМ-Сервис»,

допускающим автоматические режимы наплавки.

Для наплавки использовали сварочную проволоку

диаметром до 3 мм, газовую смесь типа Ar/15-

25CO2.

Another factor determining the strength increase is PS

dispersiveness. Pseudopearlite is formed in alloyed

steels with lower carbon content than it is in the

eutectoid composition.

The quality of drill pipes depends on two basic

parameters: corrosion resistance and structural

integrity. The structural composition of steel

determines its serviceability. The durability of the

product is very much determined by their its design.

Pearlite-type steels (PS) have higher strength

compared with FPS, and friction welding is a preferred

method for connection connecting them together.

Work objective: to determine the HAZ structure,

the core, facing and areas of its connection with a

pipe surface as a result of friction welding using the

pearlite- steels.

Research and Test Methodology

The build-up wire was applied to a SBT-89х9,35 drill

pipe tool joint, strength group S135, using a Castolin

DS-XM welding unit, with a pipe rotator and length

travel stepper motor manufactured by PLATINUM-

Service, allowing an automated application. A 3mm

build-up wire was used with a Ar/15-25CO2 gas

mixture.

The coulometric method was used to analyze the

carbon and sulfur content, using an online analyzer

АН-7529М (for carbon) and type АС-7932М (for

sulfur).

The composition of the steel was determined through

chemical testing and X-ray spectroscopy, using a

Mira 3 TESCAN Oxford Instruments X-Max electron

microscope.

Название детали

Part name

C

Химический состав, масс. % Chemical composition, weight. %

Si Mn Cr Ni Mo Cu V Mo Al S

P

Тело трубы

Pipe body

0.26

0.23

1.07

0.99

-

-

-

0.07

0.30

0.035

0.001

0.007

Тело замка

Joint body

0.36

0.27

0.93

1.07

0.04

0.30

0.06

-

0.30

-

0.001

0.007

НП (1T46785)*

BU(1T46785)*

0.34

1.16

1.01

1.04

0.07

0.01

0.1

0.01

0.01

-

0.006

0.014

Примечание: НП – наплавляемая проволока, * – условное обозначение плавки.

Note: BU stands for “Build Up Wire”, * – melting process indicated.

Таблица 1: Химический состав элементов буровой трубы и наплавочной проволоки.

Table 1: Chemical composition of drill pipe elements and hardfacing wire

92

ROGTEC


DRILLING

Анализ содержания углерода и серы проводили

кулонометрическим методом с помощью экспрессанализатора

АН-7529М (на углерод) и АС-7932М

(на серу).

Составы сталей – химическим анализом и

рентгеноспектральным методом на электронном

микроскопе MIRA 3 TESCAN OXFORD

INSTRUMENTS X-MAX.

Химический состав материала исследуемых

деталей представлен в таблице 1.

Для определения механических свойств материала

бурильной трубы высаженной части, сварного

шва, наплавки и основного материала трубы

проведены испытания на растяжение продольных

пятикратных образцов типа III № 7 на разрывной

машине УЭМ-10Т при комнатной температуре,

скорости нагружения 5 мм/мин и масштабе записи

25 в соответствии с ГОСТ 1497-84 с учетом

требований ASTM A370, испытания ударной

вязкости стандартных образцов типа 11 при

температуре +20 О С на маятниковом копре КМ-30 в

соответствии с ГОСТ 9454-78 с учетом требований

ASTM E23; измерение твердости по методу

Бринелля в соответствии с ГОСТ 9012-59, по

Роквеллу вдавливанием конуса, ГОСТ 9013-59, и

микротвердости на приборе ПМТ-3 по ГОСТ 9450-

71, металлографический анализ - на Neophot-32 и

на цифровом инвертированном микроскопе Zeiss

Axiovert 40MA, электронно-микроскопический

анализ на Hitachi S-3400N и Phenom Pro X.

Результаты и их обсуждение

Как следует из таб. 1 для изготовления трубы

The chemical composition of the material of the parts

under study is presented in Table 1.

To determine the mechanical properties of the drill

pipe upset end, friction weld, the build up layer and

the base metal, tensile tests were carried out for

fivefold longitudinal test specimen type III #7 using a

tensile test machine type UEM-10T (УЭМ-10Т) under

room temperature, the load application rate of 5mm/

min, and recorder scale of 25, in accordance with

GOST 1497-84, taking into account ASTM A370

requirements; through the tensile impact test for

standard specimen type 11 under the temperature

of +20 ОС using impact testing machine type

КМ-30 in accordance with GOST 9454-78, taking

into account ASTM E23 requirements; through

the Brinnel hardness test, in accordance with

GOST 9012-59; through the Rockwell hardness

test using cone indentation, GOST 9013-59;

through the micro-hardness test using PMT-3

device, in accordance with GOST9450-71; through

the metallographic analysis, using Neophot-32

instrument and digital inverted-stage microscope

Zeiss Axiovert 40MA; through the submicroscopic

analysis, using HitachiS-3400N and PhenomProX.

Review of the Results

As it follows from Table 1, low-alloy steels, similar by

their composition and mechanical properties, were

used for manufacturing the pipe body and the tool

joint, featuring rather high tensile strength ( at a level

of 1000 MPa) and KCV of not less than 120 J/cm2 ,

Table 2.

Schematic diagram of weld seam and build up zones

is illustrated in Fig.1.

Механические

свойства \

Название детали

Mechanical

properties \Part

name

Предел

текучести

(σ0.2), МПа

Yield strength

(σ0.2), MPa

Временное

сопротивление

(σB), МПа

Ultimate stress limit

(σB), MPa

Относительное

удлинение (δ), %

Elongation per unit

length (δ), %

Ударная

вязкость

(KCV +20 ), Дж/см 2

Impact strength

(KCV +20 ), J/cm 2

Твердость,

HRC (зона на

рис. 1)

Hardness, HRC

(zone in Fig. 1)

Тело трубы

Pipe body

1020

1090

21

159

31,8 (8)

Сварной шов

Weld seam

810

890

19

120

28,6 (5)

Тело замка

Joint body

1010

1100

21

128

31,7 (1)

НП

BW

830

1080

10

-

30.0

Примечание: НП – наплавляемая проволока

Note: BU stands for “Build Up Wire”.

Таблица 2: Механические свойства элементов буровой трубы и наплавочной проволоки

Table 2: Mechanical properties of drill pipe components and hardfacing wire


ROGTEC

93

БУРЕНИЕ

и замка использовали, близкие по составу и

механическим свойствам, низколегированные

стали с достаточно высоким пределом прочности

(на уровне 1000 МПа) и ударной вязкость KCV не

менее 120 Дж/см 2 , таб. 2.

Схематическое изображение сварного шва и

наплавок показано на рис. 1.

Результаты измерений механических свойств

при испытании на растяжение, распределение

твердости (рис. 2) и ударная вязкость, указывают

на то, что стали имеют структуру перлитного типа.

Твердость в поверхностном слое наплавки

имеет значения 290-300НV, что объясняется

высокой скоростью охлаждения расплава и

формированием сорбито-перлитной структуры.

В средней части наплавленного слоя значения

монотонно снижаются, что обусловлено

замедленным охлаждением.

Рис. 1: Схематическое изображение сварного шва и наплавок.

1, 5, 8 – место замера твердости на замке, сварном шве

и трубе, соответственно, 2, 7 – первая и вторая наплавки,

3 – замок, 4 – сварной шов, 6 – труба, 9 – ширина зоны

термического влияния (ЗТВ).

Fig. 1: Schematic diagram of weld seam and build up zones. 1, 5, 8 –

hardness measurement points from the joint, weld seam and the pipe,

correspondingly, 2, 7 – the first and second build up zones, 3 – joint,

4 – weld seam, 6 - pipe, 9 – heat affected zone (HAZ) width.

Distance (from the surface), mm

а

Distance (from the surface), mm

б

Distance (from the joint), mm

в

Рис. 2: Изменение микротвердости в замке (а), трубе (б) и при измерении от замка к трубе через зону сварного шва (в).

Fig. 2: Measurement of microhardness in the joint (a), pipe (б) and step-by-step measurement from the joint to the pipe via the weld seam area (в)

94

ROGTEC


DRILLING

При движении от наплавки к материалу основы

замка и тела трубы твердость монотонно

повышается до 280-340 HV, рис. 2, (а, б),

изменения твердости в области наплавки видны и

в зонах термического влияния. В ЗТВ сохраняется

твердость на уровне 260-280HV, минимальная

твердость определена на расстоянии 6 мм от

наружной поверхности наплавки.

а

Measurement output data for mechanical properties

during tensile test, hardness profile (Fig.2) and KCV

indicated that the steels have the pearlite-type

structure.

Hardness in the surface adjacent zone of the build up

layer shows 290 to 300 HV which can be explained

by the high cool-down rate of the puddle and by the

б - b

в - c

г - d

д - e

Рис. 3: Микроструктура первой (а) и второй (д) наплавок,

замка (б), сварного шва (в) и тела трубы (г).

Fig. 3: Microstructure of the first (a) and second (e) tool joint zones,

the joint (b) weld seam (c) and the pipe body (d) (d).


ROGTEC

95

БУРЕНИЕ

Замеры твердости в продольном направлении,

рис. 2 (в) выполненные в основном материале

через весь образец, показали, что при сварке

трением зона сварки по твердости не сильно

отличается от других областей. В ЗТВ сварного

шва микротвердость находилась в интервале

209-220HV. Микроскопически и визуально

изменения видно, рис. 3, 4. Небольшой

рост твердости вблизи поверхностей и зон

термического влияния объясним более высокой

скоростью охлаждения.

В результате электронно-микроскопических

исследований получены следующие данные о

структуре, рис. 4, табл. 3.

Величина среднего действительного размера

зерна варьируется в узком интервале от 15 мкм

в зоне поверхности наплавки до 44 мкм в зоне

основного материала, табл. 4. Результат хорошо

согласуется с данными механических испытаний.

Стоит отметить, что дефекты металлургического

характера типа несплошности, микротрещины,

поры в исследуемых структурах не обнаружены.

sorbito-pearlitic structure that formed. The values

uniformly decrease in the mid zone of the applied layer

which is conditioned by cooling.

Hardness uniformly increases from the applied layer to

the tool joint and the pipe body material up to 280-

340 HV, see Fig.2, (a,b); hardness variations can be

also observed in the heat affected zones. Hardness in

the HAZ stays at 260-280 HV, the minimum hardness

value was determined at a distance of 6 mm from the

outer surface of the tool joint.

Hardness lengthways measurements, Fig.2 (в)

carried out in the base metal throughout the entire

test specimen revealed that, when performing

friction welding, the weld zone did not differ

much by hardness from the other areas. The

microhardness value in the HAZ of the weld seam

was in the range of 209 – 220 HV. Some changes

could be observed both microscopically and visually,

Fig.3, 4. A little increase in hardness near the

surface and heat affected zones can be explained

by higher cooling rate.

а б - b в - c

г - d

д - e

Рис. 4: Микроструктура первой

(а), второй (д) наплавок, замка (б),

сварного шва (в) и тела трубы (г).

Fig. 4: Microstructure of the first (a), second

(e) tool joint zones (b), the weld seam (c) and

the pipe body (d).

96

ROGTEC


DRILLING

Место анализа

Spot of analysis

Средний размер пластинок

Ferrite plate average size

феррита, нм

Ferrite, nm

цементита, нм

Cementite, nm

Межпластинчатое

расстояние, нм

Interlamellar spacing, nm

Наплавка № 1 (рис. 4, а)

Tool joint zone # 1 (Fig. 4, а)

190

170

360

Замок (рис. 4, б)

Joint (Fig. 4, b)

275

295

570

Сварной шов (рис. 4, в)

Weld seam (Fig. 4, c)

270

265

540

Труба (рис. 4, г)

Pipe (Fig. 4, d)

240

235

475

Наплавка № 2 (рис. 4, д)

Tool Joint zone # 2 (Fig. 4, e)

680

780

1500

Таблица 3: Результаты анализа пластинчатой структуры

Table 3: The results of the plate-like structure analysis

Характеристика места измерения

(№ зоны на рис. 1)

Measurement point characteristics

(Zone # in Fig.1)

Наплавка №1 (2)

Tool Joint zone # 1 (2)

Замок (3)

Joint (3)

Сварной шов (4)

Weld seam (4)

Труба (6)

Pipe (6)

Наплавка №2 (7)

Tool Joint zone # 2 (7)

Номер зерна

Grain number

8-9

6-7

8

7

8

Средний диаметр

зерна, мкм

Average grain diameter,

mkm

15-22

31-44

22

31

22

Таблица 4: Результаты анализа зеренной структуры

Table 4: The results of the grain structure analysis

Выводы

Сварка трением оказывает незначительное

влияние на структуру и распределение твердости в

зонах термического влияния.

Наплавка сильно влияет на распределение

твердости в примыкающих областях, но

позволяет сохранить структуру перлитного типа.

Судя по полученным результатам прочность

феррито-перлитных сталей подчиняется правилу

аддитивности с учетом дисперсности перлита.

Высокая скорость охлаждения поверхности

после оплавления является причиной

образования сорбито-перлитной структуры

в поверхностном слое, которая переходит в

The following data of the structure were obtained

from an electron microscope investigation Fig.4,

Table 3.

The average effective grain size varies within a

narrow range of 15 mkm in the applied layer top

zone, to 44 mkm in the base metal zone, see Table

4. The result fits in well with the mechanical testing

outputs.

It should be noted that no defects of metallurgical

character like discontinuity flaws, microfissures,

pores etc. were detected in the structures

under study.


ROGTEC

97

БУРЕНИЕ

перлитную в удаленных от поверхности областях.

Выбранные режимы наплавки не вызывают

критического влияния на структуру сварного шва и

его ЗТВ, трещины не образуются.

Произведенное исследование влияния наплавки на

структуру и свойства бурильной трубы позволяет

утверждать о возможности качественного

восстановления технических параметров

бурильных труб для дальнейшей эксплуатации.

В то же время перспективным направлением

является увеличение ресурса замкоwв бурильных

труб упрочнением твердосплавной наплавкой

(Хардбендинг) – износостойкое защитное

металлическое покрытие, нанесенное методом

наплавки на наружную поверхность замка

бурильной трубы.

При должном уровне контроля за состоянием при

эксплуатации бурового инструмента, соблюдением

технических регламентов, и своевременном

сервисном обслуживании не потребуется массовое

восстановление геометрических параметров

методами наплавки.


1. Бабенко, А. А. Структура и свойства

низкоуглеродистой трубной стали 17Г1С–У,

микролегированной бором / А. А. Бабенко, В. И.

Жучков, Н. И. Сельменских, А. Г. Уполовникова

// Известия высших учебных заведений. Черная

металлургия. – 2018. Том 61. – № 10. – С.

774-779.

2. Caltaru М. Tribological characterization of the

drill pipe tool joints reconditioned by using welding

technologies / М. Badicioiu, R. G. Ripeanu, А. Dinita,

М. Minescu, Е. Laudacescu. // IOP Conf. Series:

Materials Science and Engineering – 2018. Vol. – 295

012010. doi:10.1088/1757-899X/295/1/012010.

3. Han, L. A new method to determine the required

impact toughness for petroleum drill pipe used in

critical sour environment / F. Hu, H. Wang, Y. Feng,

H. Li // Procedia Engineering. – 2011. Vol. – 16. P.

667-672. doi:10.1016/j.proeng.2011.08.1139.

4. Yan, H. Failure Analysis on Fracture of a S135

Drill Pipe / Z. Xuehu, B. Zhenquan, Y. Chengxian //

Procedia Materials Science. – 2014. Vol. – 3. P. 447 –

453. doi: 10.1016/j.mspro.2014.06.075.

H. Li// Procedia Engineering. – 2011. Vol. – 16. P.

667-672. doi:10.1016/j.proeng.2011.08.1139.

4. H. Yan Failure Analysis on Fracture of a S135

Drill Pipe / Z. Xuehu, B. Zhenquan, Y. Chengxian//

Procedia Materials Science. – 2014. Vol. – 3. P. 447

– 453. doi: 10.1016/j.mspro.2014.06.075.

Conclusions

Friction welding has a negligible influence on the

structure and hardness profile in the heat affected

zones.

The build up wire application strongly affects the

hardness profile in adjacent areas but it makes it

possible to maintain the pearlite-type structure.

Judging by the results, the hardness of the ferritic and

pearlitic steels conforms to the rule of additivity, with

consideration given to the dispersiveness of pearlite.

The high cooling rate of the surface following the

application is the cause of the formed sorbito-pearlitic

structure in the build up layer, which transforms into

the pearlitic one in the areas away from the surface.

The selected build up application modes have no

marginal impact on the structure of the friction

weld and its heat affected zones (HAZ), no cracking

occurred.

The research into the influence of tool joint build up

wires on the structure and properties of drill pipe

makes it possible to repair the pipe without negatively

affecting its characteristics and to extended its run life.

On the other hand, a promising way to extend the

lifetime of the tool joint is to apply a hardbanding wire

to further protect the tool joint. Hardbanding is a wear

resistant protective metal layer, applied to the external

surface of the drill pipe tool joint.

The tool joint build up and extension will not be

required for most of the drill pipes if the pipe owners

implement proper monitoring of the hardbanding layer

condition and height, followed the existing technical

procedures, and inspecting their pipes regularly.

List of References

1. A.A. Babenko, V.I. Zhuchkov, N.I. Sel’menskikh,

A.G.Upolovnikova Structure and properties of

17G1S-U low-carbon pipe steel microalloyed by

boron. Higher Education News. Iron and Steel

Industry. – 2018. Vol 61. – Issue 10. P.774-779.

2. М. Caltaru Tribological characterization of

the drill pipe tool joints reconditioned by using

welding technologies / М. Badicioiu,R. G. Ripeanu,

А. Dinita, М. Minescu, Е. Laudacescu. // IOP

Conf. Series: Materials Science and Engineering

– 2018. Vol. – 295 012010. doi:10.1088/1757-

899X/295/1/012010.

3. L. Han. A new method to determine the required

impact toughness for petroleum drill pipe used in

critical sour environment / F. Hu, H. Wang, Y. Feng,

98

ROGTEC


DRILLING


ROGTEC

99

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 65

VIII International Forum and Exhibition

+44 207 394 30 90 (London)

events@vostockcapital.com

www.yamaloilandgas.com

Organised by:

29-30 June 2021, Tyumen, Russia

AMONG THE ANNUAL SPEAKERS AND VIP-GUESTS

OKSANA

BURGIY

Deputy General Director for

Prospective Development

Gazprom Nedra

ALEXANDER

ALEKSEEV

Director of Innovative

Development Programme

Gazpromneft-Yamal

RUSLAN

MUSLIMOV

Director of Environment

Protection Department

Gazpromneft

KONSTANTIN

SOBORNOV

Founder and Chief Geologist

North-Uralian Oil and Gas

Company

ANTON

EPRYNTSEV

Deputy Head of

Development Department,

Urengoy, Yamal

Novatek R&D Centre

VLADIMIR

ARUTYUNYAN

Head of Marine Operations

Headquarter, Deputy

Director for Shipping Traffic

Atomflot

IMPORTANT! STATUS OF

ARCTIC’S MAJOR O&G

PROJECTS:

Vostock Oil, field development

in the Ob Bay, Arctic LNG 2,

Yamal LNG, Ob LNG, Pechora

LNG, Messoyakha project,

and other flagship projects of

Yamal, Komi, Arkhangelsk, and

Murmansk region.

LOGISTIC

INFRASTRUCTURE

Status and updates on large

infrastructural projects:

Northern Sea Route, Northern

Latitudinal Railway, Murmansk

Transport Hub, and others.

ECOLOGICAL AND

INDUSTRIAL SAFETY

- strategies for environment

preservation. CO2

sequestration. What are the

plans of operators and their

needs for securing ecological

safety?

Gold Sponsor: Silver Sponsor: Bronze Sponsor:

Among the regular participants:

Dedicated RDCR Sponsored E-Newsletter Campaign

Targeted Awareness to the Russian &

Caspian Drilling & Production Sector

With the current Covid travel restrictions affecting the worlds

business sector’s ability to meet face-to-face, and with a live

RDCR event currently on hold, TMG Worldwide are offering

our clients the chance to target every RDCR participant,

past and present as well as the entire ROGTEC database,

through an:

Exclusive, Dedicated, Sponsored E-Newsletter Campaign

Targeted Market Awareness

• Reaching the entire RDCR, ROGTEC & WAWEF Databases

• Upstream Experts and Professionals Only

Knowledge and Product Presentations

• Promote up to Two Presentations

• Includes: Speaker and Presentation Highlights,

Company Profile

• Media Library to Display Documents/Files

• Contact Information

Extended Campaign

• To feature Exclusively on 1 x Dedicated RDCR

Newsletter “Blast” to ROGTEC and RDCR databases

• To feature on the standard ROGTEC newsletter for

4 weeks. Includes logo listing as a sponsor

• To feature permanently on both the RDCR and

ROGTEC websites

Contact Us for More Information:

info@tmgworldwide.net

ROGTEC Magazine Issue 65

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

Delete template?

Save as template?