№ 2 (048) Май / May 2014 1 2 № 2 (048) Май / May 2014 № 2 (048) Май / May 2014 3 4 № 2 (048) Май / May 2014 Российское отделение Ассоциации специалистов по колтюбинговым технологиям и внутрискважинным работам НП «ЦРКТ» (ICoTA) The Russian Chapter of ICoTA

Контактная информация Contact information

НП «ЦРКТ» Пыжевский переулок, 5, 5/1 Pyzhevsky lane, строение 1, офис 224 Suite 224 Москва 119017, 119017 Moscow, Российская Федерация Russian Federation Телефон: +7 499 788 91 24 Telephone: +7 499 788 91 24 +7 (916) 512 70 54 +7 (916) 512 70 54 Факс: +7 499 788 91 19 Fax: +7 499 788 91 19

№ 2 (048) Май / May 2014 5 научно-практический журнал / scientific & practical journal №2 (048), Май / May 2014

ПРЕДСЕДАТЕЛЬ РЕДАКЦИОННОГО СОВЕТА PRESIDENT OF EDITORIAL BOARD А.Б. Яновский, д.э.н., профессор, заместитель Министра A. Yanovsky, Doctor of Economics, Professor, Deputy Minister энергетики Российской Федерации of Energy of the Russian Federation РЕДАКЦИОННЫЙ СОВЕТ EDITORIAL BOARD Ж. Атти, вице-президент по международным продажам J. Attie, Vice President, International Sales, компании Global Tubing; Ю.А. Балакиров, д.т.н., профессор, Global Tubing; Yu. Balakirov, Doctor of Engineering, Professor, заместитель директора по науке и технике международной Deputy Director for Science and Technology of the International компании «Юг-Нефтегаз» Private Limited; К.В. Бурдин, к.т.н., Company Yug-Neftegaz Private Limited; H. Bulyka, Еditor-in-Сhief; главный инженер департамента по ремонту скважин с ГНКТ K. Burdin, Doctor of Engineering, Coiled Tubing Geomarket «Шлюмберже»; Г.А. Булыка, главный редактор журнала; Technical Engineer Schlumberger; J. Chernyk, Vice President, Б.Г. Выдрик, директор Некоммерческого партнерства «Центр Foremost Industries LP, Head of Foremost in Russia; R. Clarke, развития колтюбинговых технологий»; В.С. Войтенко, д.т.н., Honorary Editor; N. Demyanenko, Doctor of Engineering, Director, профессор, академик РАЕН; Н.А. Демяненко, к.т.н., директор BelNIPIneft; A. Lapatsentava, Director General, NOV Fidmash; БелНИПИнефть; С.А. Заграничный, технический директор V. Laptev, Doctor of Engineering, Vice President of Euroasian компании «Трайкан Велл Сервис»; Р. Кларк, почетный Geophysical Society; V. Moroz, Director of the Coiled Tubing редактор журнала; Е.Б. Лапотентова, генеральный директор Department, Integra Services; N. Rakhimov, Ph.D. in Engineering CЗАО «Фидмаш»; В.В. Лаптев, к.т.н., первый вице-президент Sciences, Chief Engineer – First Deputy Director General of Евро-Азиатского геофизического общества; В.П. Мороз, Gazprom Podzemremont Urengoy LLC; M. Silin, Doctor of директор департамента ГНКТ ООО «Интегра – Сервисы»; Chemistry, First Vice-Rector for Strategic Development, National Н.В. Рахимов, к.т.н, главный инженер – первый заместитель Research University Gubkin Russian State University of Oil and Gas; генерального директора ООО «Газпром подземремонт E. Shtakhov, Doctor of Engineering, Deputy Director General, Уренгой»; М.А. Силин, д.х.н., первый проректор по "RosTEKtehnologii"; Yu. Sterlyadev, Executive Director for стратегическому развитию НИУ РГУ нефти и газа имени Management at ‘Tatneft-AktyubinskRemServis’ – Deputy Director И.М. Губкина; Ю.Р. Стерлядев, исполнительный директор at ‘Tatneft-RemServis’; T. Tamamyants, Commercial Director, по управлению ООО «Татнефть-АктюбинскРемСервис» – NPO Vertex Ltd.; A. Tretiak, Doctor of Engineering, Professor, заместитель директора в ООО «Татнефть-РемСервис»; Member of the Russian Academy of Natural Sciences, Head of the Т.Л. Тамамянц, коммерческий директор ООО «НПО «ВЕРТЕКС»; Subdepartment of the Oil and Gas Wells Drilling and Geophysics, А.Я. Третьяк, д.т.н., профессор, академик РАЕН, зав. кафедрой SRSTU (NPI); V. Voitenko, Doctor of Engineering, Professor, «Бурение нефтегазовых скважин и геофизика» ЮРГТУ (НПИ); Member of the Russian Academy of Natural Sciences; B. Vydrik, Дж. Черник, вице-президент Foremost Industries LP, глава Director, Nonprofit Partnership "Coiled Tubing Technologies представительства Foremost в России; E.Н. Штахов, к.т.н., Development Center"; R. Yaremiychuk, Doctor of Engineering, зам. генерального директора ООО «НПП “РосТЭКтехнологии“»; Professor, Member of the Russian Academy of Natural Sciences; Р.С. Яремийчук, д.т.н., профессор, академик РАЕН. S. Zagranichny, Technical Director, Trican Well Service. АВТОР ПРОЕКТА – Л.М. Груздилович ORIGINATOR OF THE PROJECT – L. Hruzdzilovich

Почетный редактор – Рон Кларк ([email protected]); главный редактор – Галина Булыка ([email protected]); Honorary editor – Ron Clarke ([email protected]); editor-in-chief – коммерческий директор – Александр Пирожков Halina Bulyka ([email protected]); Sales manager – Alexander ([email protected]); научный редактор – Василий Pirozhkov ([email protected]); scientific editor – Vasili Андреев; ответственный секретарь – Наталья Михеева; Andreev; translators – Gregory Fomichev, Svetlana Lysenko; маркетинг и реклама – Марина Куликовская Executive editor – Natalia Miheeva; marketing and advertising – ([email protected]); дизайн и компьютерная верстка – Marina Kulikovskaya ([email protected]); design & computer Людмила Гончарова; подписка и рассылка – making up – Ludmila Goncharova; subscription & distribution – [email protected]. [email protected]. Главный научный консультант – В.С. Войтенко, д.т.н., Chief scientific consultant – V. Voitenko, Doctor of Engineering, Professor, профессор, академик РАЕН; научные консультанты – Member of the Russian Academy of Natural Sciences; scientific consultants – Л.А. Магадова, д.т.н., зам. директора Института промысловой L. Magadova, Doctor of Engineering, Deputy Director of Institute of химии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина; И.Я. Пирч, Industrial Chemistry, Gubkin Russian State University of Oil and Gas; заместитель директора CЗАО «Новинка»; Х.Б. Луфт, I. Pirch, Deputy Director of CJSC Novinka; H.B. Luft, Professor, Senior старший технический советник компании Trican Well Service; Technical Advisor of Trican Well Service; K. Newman, Technical Director К. Ньюман, технический директор компании NOV CTES; of NOV CTES; A. Kustyshev, Doctor of Engineering, Professor. А.В. Кустышев, д.т.н., профессор. Publisher Издатель Сoiled Tubing Times, LLC ООО «Время колтюбинга» JOURNAL HAS BEEN PREPARED for publication ЖУРНАЛ ПОДГОТОВЛЕН К ВЫПУСКУ by Editorial Board of Coiled Tubing Times Journal редакцией журнала «Время колтюбинга» и российским and The Russian Chapter of ICoTA отделением Ассоциации специалистов по колтюбинговым технологиям и внутрискважинным работам (ICoTA) ADDRESS OF EDITORIAL OFFICE 5/1, Pyzhevski Lane, office 224, Moscow 119017, Russia. АДРЕС РЕДАКЦИИ Phone: +7 499 788 91 24, Fax: +7 499 788 91 19. 119017 г. Москва, Пыжевский пер., д. 5, стр. 1, офис 224, www.cttimes.org, e-mail: [email protected] Тел.: +7 499 788 91 24, тел./факс: +7 499 788 91 19. Edition: 6000 copies. The first party: 1000 copies. www.cttimes.org, е-mail: [email protected] The Journal is registered by the Federal Agency of Press Тираж: 6000 экз. Первый завод: 1000 экз. and Mass Communication of Russian Federation. Журнал зарегистрирован Федеральным агентством Registration number ПИ № 77-16977. по печати и массовым коммуникациям РФ. The Journal is distributed by subscription among specialists Регистрационный номер ПИ № 77-16977. of oil and gas companies and scientific institutions. In addition, Журнал распространяется по подписке среди специалистов it is also delivered directly to key executives included into нефтегазовых компаний и профильных научных институтов. our extensive mailing list. Осуществляется широкая персональная рассылка руководителям The materials, the author of which is not specified, are the product of the первого звена. Editorial Board teamwork. When reprinting the materials the reference to Материалы, автор которых не указан, являются продуктом the Coiled Tubing Times is obligatory. The articles provided in this journal коллективной работы сотрудников редакции. do not necessarily represent the opinion of the Editorial Board. При перепечатке материалов ссылка на журнал «Время колтюбинга» обязательна. The Journal offers a cooperation to advertisers and persons concerned. Редакция не всегда разделяет мнение авторов статей.

2 № 2 (048) Май / May 2014 Слово редактора Editorial

Главная тема нового номера The main theme of the new issue of our magazine нашего журнала – ГРП. В рубрике is hydraulic fracturing. In the Technologies section «Технологии» вы найдете статьи, you will find articles about various approaches раскрывающие подходы к производству to hydraulic fracturing employed by leading ГРП таких передовых компаний, как companies such as Packer Service LLC, Trican Well «Пакер Сервис», Trican Well Service, Service, Schlumberger, Belorusneft , Gazprom «Шлюмберже», «Белоруснефть», Podzemremont Urengoy as well as theoretical «Газпром подземремонт Уренгой», а justification of CT-assisted surface-controlled также теоретическое обоснование ГРП hydraulic fracturing authored by professor с помощью колтюбинга, управляемого Y. A. Balakirov. It is not incidental that we focused our с поверхности скважины, сделанное attention on hydraulic fracturing. This technology профессором Ю.А. Балакировым. Мы не and particularly multi-stage fraccing has become случайно обратили на гидравлический increasingly in demand in Russia and CIS countries. разрыв пласта столь пристальное Multi-stage fraccing in horizontal holes using внимание. Востребованность технологии ГРП, coiled tubing has become one of the drivers of особенно многостадийного, проявляет в России и СНГ high-tech gas and oilfield service. We could not but устойчивую тенденцию к росту. Многостадийный ГРП в pay attention to the tandem – coiled tubing and горизонтальных скважинах с использованием колтюбинга hydraulic fracturing – and therefore we’ve revised становится одним из драйверов высокотехнологичного the name of our magazine by supplementing the нефтегазового сервиса. Мы не могли не обратить внимание title, i.e. Coiled Tubing Times, with an unofficial на этот тандем – колтюбинг и ГРП, а потому уточнили extension – Hydraulic Fracturing Times. Please note название нашего журнала и ко «Времени колтюбинга», так the upgrade of our logo! сказать, неофициально добавили «Время ГРП». Обратите As you well know, our magazine is one of the внимание на апгрейд нашего логотипа! organizers of an annual conference. Its name has Как вы знаете, наш журнал является одним из also been slightly changed which was dictated by организаторов ежегодной конференции. В ее название the logic of development: the 15th International тоже внесены коррективы, требуемые логикой развития: Scientific and Practical Coiled Tubing, Hydraulic 29–31 октября 2014 года состоится, внимание, Fracturing and Well Intervention Conference will 15-я Международная научно-практическая конференция be held on 29–31 October, 2014. The core theme, as «Колтюбинговые технологии, ГРП, внутрискважинные you may easily guess, will be most recent trends in работы». Ядро тематики, как нетрудно догадаться, составят hydraulic fracturing and, obviously, coiled tubing. новейшие тренды ГРП, и, конечно же, колтюбинга. Место The venue will be as usual – Moscow, Aerostar Hotel. встречи привычное: Москва, отель «Аэростар». The issue that you are holding in your hands Партнером номера журнала, который вы держите has been partnered by one of the most rapidly в руках, выступила одна из самых стремительно developing, independent Russian oilfield service развивающихся российских независимых сервисных companies – Packer Service LLC. Please meet the компаний – ООО «Пакер Сервис». Встречайте почетного honorable Guest of the Issue – A.M. Ovsiankin, «Гостя номера» – генерального директора ООО «Пакер Managing Director, Packer Service LLC – who gives Сервис» А.М. Овсянкина, который в обстоятельном a comprehensive interview on how to bring the интервью рассказывает о том, как вывести компанию на company to the leading technical and technological передовые технические и технологические позиции и positions and to provide assured high-quality гарантированно оказывать услуги высочайшего качества. services. Один из секретов успеха «Пакер Сервиса» – надежное One of the secrets of Packer Service’s success is колтюбинговое оборудование производства reliable coiled tubing equipment manufactured by СЗАО «ФИДМАШ». В рубрике «Перспективы» вы найдете NOV FIDMASH. In the Perspectives section you will обзорный материал нашей аналитической группы по find our analytical team’s overview of the program программе и итогам 10-й Потребительской конференции and outcomes of the 10th NOV FIDMASH’ Consumer СЗАО «ФИДМАШ» по вопросам эксплуатации Conference on Operation of CT Equipment, колтюбингового оборудования, цементировочного, Cementing, Pumping, and Nitrogen Machinery and насосного, азотного оборудования и оборудования для Hydraulic Fracturing Equipment. This publication ГРП. Эта публикация будет особенно полезна для тех, will be of special use and interest to those who are кто только собирается приобрести оборудование для going to purchase equipment for high-tech gas and высокотехнологичного нефтегазового сервиса и желает oilfield service and would like to determine the определить критерии такого непростого выбора. criteria for such a difficult choice. Обращаю ваше внимание также на рубрику «Практика», I invite you to pay attention to the Practice section где специалисты компании «Газпром добыча Ноябрьск» where specialists from the company Gazprom делятся передовым опытом выбора, обоснования и Dobycha Noyabrsk share their best practice in реализации малозатратного способа проведения selecting, justifying and implementing low-cost gas- газодинамических исследований горизонтальных dynamics surveys of horizontal holes by the example скважин на примере Муравленковского месторождения. of Muravlensk field. Как всегда, в номере «Красота месторождений». На этот As always, the issue contains The Beauty of the раз – месторождений, где работает «Пакер Сервис». Fields. This time it will be the fields where Packer Когда-то в Древнем Риме Марк Витрувий сформулировал Service operates. Long ago in Ancient Rome Marcus свою знаменитую триаду: firmitas (прочность Vitruvius asserted his famous triad: firmitas (solidity), конструкции), utilitas (польза), venustas (красота). Это три utilitas (usefulness), venustas (beauty). These are the качества, которыми должна обладать архитектура. Мне three qualities must be exhibited by any structure. It кажется, что эта формула универсальна и с полным правом seems to me that this formula is universal and can be может быть применена и к нашему делу – нефтегазовому rightfully applied to our case as well – gas and oilfield сервису. Ведь мы работаем на прочном оборудовании для service. We do use solid equipment for the good of пользы человечества и при этом не забываем о красоте mankind and without forgetting about the beauty of природы, которая нас окружает. nature surrounding us.

Рон Кларк Ron Clarke

№ 2 (048) Май / May 2014 3 содержание • содержание • содержание • содержание • содержание • содержание • сontents • сontents • сontents • сontents • сontents • сontents • сontents • сontent

ГОСТЬ НОМЕРА С.С. Новиков Управление рисками. Геоакустика и волновые Главное конкурентное преимущество технологии – пути решения проблем компании – высокопрофессиональный межколонных давлений (МКД) ...... 76 коллектив специалистов (в качестве гостя номера выступает А.М. Овсянкин – генеральный директор НАУКА ООО «Пакер Сервис» – одной из самых стремительно Ю.А. Балакиров, И.Б. Буркинский развивающихся российских нефтегазосервисных Методы оценки качества вскрытия пластов компаний) ...... 14 и освоения скважин по коэффициенту скин- эффекта. Перечень и характеристика скин- ПЕРСПЕКТИВЫ эффекта ...... 86 СЗАО «ФИДМАШ»: соответствовать потребностям потребителей в режиме онлайн ПРАКТИКА (10-я Потребительская конференция СЗАО «ФИДМАШ» В.Ю. Силов, А.И. Мальцев по вопросам эксплуатации колтюбингового оборудования, Выбор, обоснование и реализация цементировочного, насосного, азотного оборудования и малозатратного способа проведения оборудования для ГРП) ...... 22 газодинамических исследований горизонтальных скважин на примере Надежное партнерство. «Техностройлизинг» – Муравленковского месторождения ...... 98 NOV FIDMASH ...... 32 Недропользователи готовы к внедрению ТЕХНОЛОГИИ инноваций (корреспондент журнала «Время колтюбинга» беседует с А.Н. Коротченко, директором Д.В. Чернышев ООО «ИнТех») ...... 102 ООО «Пакер Сервис» предлагает комплексный подход к многостадийному заканчиванию ОБОРУДОВАНИЕ горизонтальных скважин ...... 34 Новая техника от Группы ФИД ...... 104 Ю.А. Балакиров, П.И. Тобольченко, В.Н. Бровчук Управляемый с поверхности скважины ТАМ Интернэшнл: Опыт применения гидравлический разрыв пласта с помощью двухпакерных компоновок на ГНКТ для колтюбинга ...... 36 селективных обработок пласта...... 110

С.А. Заграничный Фильтры для любых условий эксплуатации Проведение многостадийного ГРП с скважин (корреспондент журнала «Время колтюбинга» применением колтюбинга и системы жидкости беседует с О.Г. Диденко, коммерческим директором ГРП TriFrac-C™ ...... 38 производственной компании «Опора-Пром-Ойл») ...... 112 Алексей Юдин, Филипп Энкабабиан, Константин Ляпунов, Константин Бурдин, Алексей Никитин, Сулейман Ситдиков, КОНФЕРЕНЦИИ И ВЫСТАВКИ Светлана Сердюк, Александр Сердюк Первые в России шаги ГРП с созданием В Уфе прошла конференция каналов дают начало новым направлениям по нефтесервису ...... 113 в стимуляции скважин нефтяных месторождений ...... 44 КРС, ГРП, ГНКТ, внутрискважинные работы и супервайзинг в горизонтальных и Компания Welltec: разветвленных скважинах ...... 114 Фрезерование посадочных седел МГРП на геофизическом кабеле – впервые в СНГ ...... 60 РЕГИОН Д.В. Ткачев, А.В. Драбкин, К.В. Мироненко, Т.Д. Гилязитдинов Первый казахстанский проект в области Перспективы развития технологий ГРП и КГРП интенсификации нефтедобычи ...... 116 на месторождениях Республики Беларусь ...... 64 В.В. Дмитрук, С.Н. Рахимов, Д.А. Кустышев, В.Н. Никифоров НЕТРАДИЦИОННЫЕ ИСТОЧНИКИ Очистки забоев нефтяных скважин после УГЛЕВОДОРОДОВ гидроразрыва пласта от проппантовых пробок с использованием гибких труб ...... 68 Сланцевая революционная целесообразность ...... 118 С.И. Александров, В.А. Мишин, Д.И. Буров Микросейсмический мониторинг Анкета «Времени колтюбинга» ...... 123 гидроразрыва пласта: успехи и проблемы ...... 72 Красота месторождений ...... 132

4 № 2 (048) Май / May 2014 содержание • содержание • содержание • содержание • содержание • содержание • сontents • сontents • сontents • сontents • сontents • сontents • сontents • сontent

Guest of the issue

The Main Competitive Advantage of the Sergey Novikov Risk Management. Geoacoustics and Wave Company is the High-Skilled Teams of Specialists Technologies – Solutions to Intercasing Pressure- (this issue’s guest is A. Ovsiankin, Managing director of Related Problems (ICP) ...... 76 Packer Service LLC, one of the most rapidly developing gas and oilfield service companies) ...... 14 PRACTICE Prospects Subsoil users are ready to introduce innovations (the correspondent of Coiled Tubing Times had a meeting NOV FIDMASH: To Meet customer requirements with A. Korotchenko, Director of InTech, LLC)...... 102 in online mode (10th NOV FIDMASH’ s Consumer Conference on Operation of CT Equipment, Cementing, REGION Pumping, and Nitrogen Machinery and Hydraulic Fracturing Equipment)...... 22 First Kazakh Production Enhancement Project ...... 116 Reliable Partnership. Technostroilizing LLC – NOV FIDMASH ...... 32 UNCONVENTIONAL SOURCES OF TECHNOLOGIES HYDROCARBONS Expedience of Shale Revolution ...... 118 Yu. Balakirov, P. Tobolchenko V. Brovchuk Coiled Tubing-Assisted Surface-Controlled Hydraulic Fracturing ...... 36 Coiled Tubing Times Questionnaire ...... 123

Stanislav Zagranichny Multi-Stage Hydraulic Fracturing Using Coiled The Beauty of Oilfields ...... 132 Tubing and TriFrac-C™ Fluid System ...... 38

Alexey Yudin, Philippe Enkababian, Konstantin Lyapunov, Konstantin Burdin, Alexey Nikitin, Suleyman Sitdikov, Svetlana Serdyuk, Alexander Serdyuk First Steps of Channel Fracturing in Russia Set New Directions for Production Increase of the Oil Fields ...... 44

Welltec: Multistage Frac Ports Milling Solutions on Wireline. The first in the CIS ...... 60

D. Tkachev, K. Mironenko, T. Giliazitdinov The Avenues of Developing Hydraulic Fracturing and Acid Hydraulic Fracturing on the Fields of the Republic of Belarus ...... 64

V. Dmitruk, S. Rakhimov, D. Kustyshev, V. Nikiforov Post-Fracture Bottom Hole Cleaning from Proppant Plugs Using Coiled Tubing ...... 68

содержание • содержание • содержание • содержание • содержание • содержание •

№ 2 (048) Май / May 2014 5 15-я Международная научно- практическая конференция «Колтюбинговые технологии, ГРП, внутрискважинные работы» 15th International Scientific and Practical Coiled Tubing, Hydraulic Fracturing and Well Intervention Conference

онференция состоится 29–31 октября he Conference will be held in Moscow at 2014 года в Москве, в гостинице «Аэростар» Aerostar Hotel (Leningradsky ave. 37, bldg. 9, К(Ленинградский проспект, 37, корпус 9, T“Dinamo” subway station) on October ст. метро «Динамо»). На 29 октября запланирован 29–31, 2014. Educational Workshop will be held учебный семинар, который проведут специалисты on October 29. The lecturers of the Workshop одной из самых высокотехнологичных международных represent one of the leading international сервисных компаний. Каждому слушателю будет oilfield service company. Personal Certificated of вручен именной сертификат, подтверждающий Attendance will be awarded to each attendee of the прохождение курса. Workshop. На протяжении всех трех дней будет действовать During the three days of the Conference an выставка, на стендах которой будут представлены Exhibition will be organized. Products and/or продукция и/или технологии компаний-участниц. technologies of the participating companies will 30–31 октября состоятся технические секции. be presented there. Программа технических секций традиционно Technical sections will take place on фокусируется на самых передовых технологиях. October 30–31. Program of technical sections Так, в трендах прошлых (13-й и 14-й) конференций is traditionally focused on the most advanced были многостадийный ГРП с колтюбингом, technologies. The main trends of the previous применение оптоволоконных систем ACTive, (the 13th and the 14th) conferences were multi- гидропескоструйная перфорация эксплуатационной stage hydraulic fracturing with CT application, колонны при использовании ГНКТ, фрезерование utilization of ACTive fiber optic systems, CT муфт многостадийного ГРП (ZoneSelect), направленное hydraulic jet perforation of production string, бурение скважин, в том числе на депрессии, геофизика с multi-stage fracturing sleeves milling (ZoneSelect), колтюбингом, использование скважинных тракторов и directional drilling, including underbalanced другие актуальные темы от ведущих международных и drilling, CT logging, downhole tractors and other российских сервисных компаний. topical issues. The reports were presented by both Рабочие языки конференции: русский и английский. International and Russian companies. Будет вестись синхронный перевод. Working languages: Russian, English. В фокусе тематики следующей конференции Simultaneous interpretation will be provided. обещает быть ГРП, поэтому организаторы уточнили Among the main topics of the next conference название: 15-я Международная научно-практическая will be hydraulic fracturing. That’s why it will be конференция «Колтюбинговые технологии, ГРП, entitled as the 15th International Scientific and внутрискважинные работы». Practical Coiled Tubing, Hydraulic Fracturing Организаторами конференции традиционно and Well Intervention Conference. выступят российское отделение Ассоциации The conference will traditionally be organized специалистов по колтюбинговым технологиям by the Russian Chapter of Intervention and и внутрискважинным работам (ICoTA), Центр Coiled Tubing Association (ICoTA), Coiled Tubing развития колтюбинговых технологий (г. Москва) и Technologies Development Center (Moscow) and научно-практический журнал «Время колтюбинга». Coiled Tubing Times Journal. The event will be Мероприятие пройдет при поддержке Министерства supported by the Ministry of Energy of the Russian энергетики Российской Федерации. Federation. Эта ежегодная конференция – старейший This annual conference is the Russian longest- в России профессиональный форум для standing professional forum for oil and gas services специалистов нефтегазового сервиса, заказчиков specialists, purchasers of high-tech oilfield services высокотехнологичных нефтесервисных работ и and manufacturers of oilfield equipment. производителей соответствующего оборудования. 1st Pan-Russian Coiled Tubing Technologies

6 № 2 (048) Май / May 2014 І Всероссийская конференция по Conference (1998) and the 2nd Pan-Russian колтюбинговым технологиям (1998 год) Research and Technical Conference on Coiled и ІІ Всероссийская научно-техническая Tubing Problems in Russian Oil and Gas Sector конференция по проблемам колтюбинга (2001) defined the main areas of domestic oil в нефтегазовом комплексе России (2001 год) более and gas services sector development more than a десятилетия назад определили основные пути развития decade ago. So far, the conference has evolved into отечественного нефтегазового сервиса. an international event, has gained great popularity К настоящему времени конференция приобрела статус and has become a real club of associates, and международной и получила широкую известность, a forum for efficient experience sharing. The но, самое главное, стала настоящим клубом conference is attended by the cream of the crop единомышленников, площадкой эффективного обмена of oil and gas services sector of Russia and CIS опытом. Она собирает цвет нефтегазового сервиса countries. Among the conference participants России и СНГ. На встречу неизменно приезжают и one can also meet specialists from the USA and зарубежные специалисты из США, Канады и других Canada, as well as other countries with intensively стран, где интенсивно развивается нефтегазовый developing oil and gas services sector. сервис. The conference is attended by the representatives Делегатами конференции неизменно являются of such well-known Russian and International представители таких известных российских и companies as Rosneft, Gazprom, Gazprom neft, международных компаний, как «Роснефть», «Газпром», LUKOIL, Schlumberger, Trican Well Service, «Газпром нефть», «ЛУКОЙЛ», «Шлюмберже», Trican Well Weatherford, Halliburton, Tatneft, Bashneft, Service, Weatherford, Halliburton, «Татнефть», «Башнефть», Integra-Services, LLC, EWS, BVT-Vostok, Eriell ООО «Интегра – Сервисы», «EВС», Group, Belorusneft, NOV Fidmash, Serva Group, «БВТ-Восток», Eriell Group, «Белоруснефть», Welltec, Packer Service, Westor Overseas Holding, СЗАО «Фидмаш», Serva Group, Welltec, «Пакер Сервис», Frac Jet Volga, Yamal-Petroservice, etc. Westor Overseas Holding, «Фрак Джет Волга», The 14th International Scientific and Practical «Ямал-Петросервис» и др. Coiled Tubing and Well Intervention Conference Прошлогодняя, 14-я Международная научно- gathered the record number of participants from практическая конференция «Колтюбинговые different regions of Russia and foreign countries. технологии и внутрискважинные работы» собрала More than 140 delegates representing 70 oil and рекордное число участников из различных gas production, oilfield service and equipment регионов России, а также стран ближнего и дальнего manufacturing companies participated in this зарубежья – 140 делегатов от 70 нефтегазосервисных, activity. нефтегазодобывающих, производящих оборудование At the 15th conference the professionals will have компаний. a possibility to communicate with their colleagues На 15-й конференции, как всегда, будут предоставлены both in formal and informal surroundings условия для продуктивного не только формального, но (during coffee breaks, standing buffet or welcome и неформального общения специалистов в процессе reception organized in the honor of the кофе-брейков, фуршета и торжественного приема в 15th Anniversary of the Event). честь 15-летнего юбилея мероприятия. Participation in the conference will allow you to Участие в конференции даст вам возможность study the main trends and get detailed information изучить основные тренды и получить исчерпывающую about the most recent technology advances and информацию о самых свежих технических innovations of both global and Russian oil and gas и технологических инновациях мирового и service market. During the conference you will отечественного нефтегазосервисного рынка. У вас будут have excellent conditions for fruitful discussions прекрасные условия, чтобы плодотворно пообщаться и with experienced colleagues from leading oil and обсудить актуальные проблемы с опытными коллегами gas companies. You will also have a possibility to из ведущих компаний, в неформальной обстановке с ask questions to foreign specialists with the help of помощью квалифицированных переводчиков задать skilled interpreters. вопросы зарубежным специалистам. This year, in the framework of the 15th International В рамках 15-й Международной научно-практической Scientific and Practical Coiled Tubing, Hydraulic конференции «Колтюбинговые технологии, ГРП, Fracturing and Well Intervention Conference внутрискважинные работы» планируется дать старт (October 29–31, 2014) the Intervention новой традиции – награждению лучших компаний Technology Award will be presented to the и докладчиков специальной премией Intervention chosen participating companies in a range of Technology Award. categories.

Более подробная информация опубликована на сайте Detailed information can be found at www.cttconference.ru http://www.cttimes.org/en/conf

Ждем вас, дорогие коллеги! We look forward to seeing you!

Оргкомитет Organizing Committee

№ 2 (048) Май / May 2014 7 НП «ЦРКТ» NP CTTDC

15-я Международная научно-практическая конференция «Колтюбинговые технологии, ГРП, внутрискважинные работы» The 15th International Scientific and Practical Coiled Tubing, Hydraulic Fracturing and Well Intervention Conference

29 – 31 октября 2014 года, October 29 – 31, 2014 Россия, Москва, гостиница «Аэростар» Aerostar Hotel, Moscow, Russia (Ленинградский проспект, 37, корпус 9, ст. метро «Динамо») (Leningradskiy ave. 37, bld. 9, “Dinamo” subway station)

Тематика: Conference topics: • Колтюбинговые технологии; • Coiled tubing technologies; • Актуальные технологии ГРП (МГРП в • Latest hydraulic fracturing technologies (multi-stage горизонтальных скважинах, ГРП с азотом, fracturing in horizontal wells, nitrogen fracturing, использование колтюбинга при проведении coiled tubing fracturing, etc.); ГРП и т.д.); • Up-to-date well logging techniques, including • Современные методы геофизического horizontal wells logging; исследования скважин, в т.ч. горизонтальных; • Well service (fishing and milling operations, • Инструментальный сервис (ловильные packer setting jobs, etc.); операции, фрезерование, установка • New EOR technologies; отсекающих пакеров и т.п.); • Cement squeeze; • Новые методы ПНП; • Sidetracking operations, including those with • Ремонтно-изоляционные работы; coiled tubing application; • зарезка боковых стволов, в т.ч. • Oilfield chemistry; с применением ГНКТ; • Equipment, tools and materials for well servicing • Нефтепромысловая химия; and workover. • Оборудование, инструмент и материалы для ТКРС.

Контакты / Contacts: Tel.: +7 916 512 70 54, +7 499 788 91 24 Тel./fax: +7 499 788 91 19 E-mail: [email protected], www.cttconference.ru

www.cttconference.ru РЕГИСТРАЦИОННАЯ ФОРМА 15-я Международная научно-практическая конференция «КОЛТЮБИНГОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ, ГРП, ВНУТРИСКВАЖИННЫЕ РАБОТЫ» 29 октября – 31 октября 2014 г. г. Москва, гостиница «Аэростар», (Ленинградский проспект, 37, к. 9, ст. м. «Динамо»)

1. Пожалуйста, заполните регистрационную форму. *Поля, обязательные для заполнения

*Фамилия ...... *Написание по-английски ...... *Имя ...... *Написание по-английски ...... *Отчество ...... *Должность ...... Написание по-английски ...... *Компания ...... *Адрес электронной почты ...... *Телефон ...... *Факс ...... Почтовый адрес ...... 2. Пожалуйста, отметьте формат участия: семинар, конференция, выставка.

29.10.2014 – ОБРАЗОВАТЕЛЬНЫЙ СЕМИНАР

Регистрационный взнос...... 18 000 руб.

Регистрационный взнос включает: участие слушателя в кофе-брейках, обеде, фуршете; конспект лекций семинара и другие раздаточные материалы, а также именной сертификат, свидетельствующий о прохождении курса.

30.10–31.10.2014 – КОНФЕРЕНЦИЯ

Регистрационный взнос Для делегатов...... 45 000 руб. Для докладчиков (доклады нерекламного характера)...... 19 000 руб. Характер доклада определяет программный комитет конференции При регистрации 3-х и более участников от одной организации – скидка 7% Регистрационный взнос с одного человека ...... 41 850 руб. Для участников конференций 2009–2013 гг. – скидка 5% Регистрационный взнос с одного человека...... 42 750 руб.

Регистрационный взнос включает: участие делегата в технических секциях, кофе-брейках, обедах, ужинах, вечернем приеме, посещение выставки, а также раздаточные материалы конференции и презентации докладчиков на flash-носителе.

Для заочных участников...... 9000 руб.

30.10–31.10.2014 – ВЫСТАВКА ТЕХНОЛОГИЙ И ОБОРУДОВАНИЯ КОМПАНИЙ-УЧАСТНИЦ

Заказ конференц-стенда (3Х2, стандарт) ...... 42 500 руб. Все суммы включают НДС

Пожалуйста, укажите формат участия и укажите сумму выбранного Вами регистрационного взноса:

Формат Сумма Слушатель семинара Делегат конференции Гостиница «Аэростар» Делегат конференции – докладчик Адрес: 125167, Москва, Ленинградский Заочный участник конференции проспект, д.37, корп. 9. Бронирование номеров: +7 495 988-31-30, Экспонент выставки E-mail: [email protected] APPLICATION FORM The 15th International Scientific and Practical Coiled Tubing, Hydraulic Fracturing and Well Intervention Conference October 29 – 31, 2014 Aerostar Hotel, Moscow, Russia (Leningradskiy ave. 37, bld. 9, “Dinamo” subway station)

Please, fill in the application form. *Mandatory fields *Last Name ...... *First Name ...... *Position ...... *Company...... *E-mail ...... *Telephone ...... *Fax ...... Mail ...... Please, select your participation option: workshop, conference, exhibition.

29.10.2014 – EDUCATIONAL WORKSHOP

Registration fee ...... $600

Registration fee includes: participating in the technical sections, coffee breaks, lunch, cocktail party; seminar lecture notes and other handouts, as well as a personal certificate of participating in the workshop.

30.10–31.10.2014 – CONFERENCE

Registration fee: For delegates...... $1490 For reporters (Non-advertizing reports)...... $600 The nature of the report is defined by the Program Committee of the conference 3 or more participants from one organization have a 7% registration discount Registration fee for one person ...... $1380 The participants of the conferences in 2009–2013 have a 5% registration discount Registration fee for one person ...... /...... $1410

Registration fee includes: participating in the technical sections, coffee breaks, lunches, dinners and evening reception, touring of the exhibition as well as getting conference handouts and presentations of reports on a flash-drive.

For correspondent participants ...... $300

30.10–31.10.2014 – EXHIBITION OF TECHNOLOGIES AND EQUIPMENT OF THE MEMBER COMPANIES

Order of the conference stand (3Х2, standard) ...... $1500 All prices include TAX

Please, select your participation option and registration fee:

Option Price Workshop attendee

Delegate of the conference Aerostar Hotel Delegate and reporter of the conference Address: 125167, Moscow, Correspondent participant of the Leningradskiy ave. 37, bldg. 9. conference Reservation service: +7 495 988-31-30, Exponent of the exhibition E-mail: [email protected]

10 № 2 (048) Май / May 2014 НП «ЦРКТ»

В рамках 15-й Международной научно-практической конференции «Колтюбинговые технологии, ГРП, внутрискважинные работы» (29.10.2014-31.10.2014) впервые состоится награждение лучших компаний специальной премией Intervention Technology Award. Уважаемые читатели журнала «Время колтюбинга», предлагаем вам принять участие в опросе и указать, какие компании достойны получить Intervention Technology Award в следующих номинациях: «Лучшая компания в использовании колтюбинговых технологий в России и СНГ» ______«Лучшая компания в области проведения ГРП в России и СНГ» ______«Лучшая международная компания в области проведения ГРП» ______«Лучшая компания по продвижению инноваций в России и СНГ»______«Прорыв года – лучшая компания по темпам развития»______«Лучшая международная компания на сервисном рынке России» ______«Лучшая компания – производитель оборудования для высокотехнологичного нефтегазового сервиса» ______«Лучшая компания по разработке оборудования для доставки приборов в горизонтальную скважину»______«Финансовый институт, способствующий внедрению высокотехнологичного нефтегазового сервиса в России» ______«Лучшая компания по внедрению направленного колтюбингового бурения в России и СНГ» ______«Лучшая международная компания по внедрению направленного колтюбингового бурения»______Читательскую аудиторию «Времени колтюбинга» составляют многочисленные Контактная информация: представители нефтегазодобывающих, нефтегазосервисных и производящих www.icota-russia.ru оборудование для высокотехнологичного нефтегазового сервиса компаний. Пыжевский переулок, 5, Именно на основе их опроса будет формироваться шорт-лист номинантов. строение 1, офис 224 Москва 119017, В жюри премии входят представители российского отделения ICoTA, эксперты Российская Федерация Минэнерго РФ, члены ученого совета Центра развития колтюбинговых технологий, члены редакционного совета журнала «Время колтюбинга». Телефон: +7 499 788 91 24 Отсканируйте заполненную форму и пришлите по адресу: [email protected] +7 (916) 512 70 54 Онлайн-версия формы для опроса: http://cttaward.ru/ Факс: +7 499 788 91 19

№ 2 (048) Май / May 2014 15 Ministry of Energy NP CTTDC of the Russian Federation

This year, in the framework of the 15th International Scientific and Practical Coiled Tubing, Hydraulic Fracturing and Well Intervention Conference (October 29–31, 2014) the Intervention Technology Award will be presented to the chosen participating companies. Dear readers of Coiled Tubing Times Journal! We invite you to respond to a poll and tell us which companies are worthy of the Intervention Technology Award. The following categories will be considered: Best company in the sphere of coiled tubing technologies application in Russia and CIS countries ______Best company in the sphere of hydraulic fracturing operations in Russia and CIS countries ______Best international company in the sphere of hydraulic fracturing operations ______Best innovating company in Russia and CIS countries______Breakthrough of the year – the fastest-growing company______Best international company on the Russian oilfield service market ______Best company-manufacturer of the high-tech oilfield service equipment ______Best company-developer of equipment for conveyance of tools into horizontal wells______Financial institution that promotes high-tech oilfield services in Russia ______Best company in the sphere of directional coiled tubing drilling implementation in Russia and CIS countries ______Best international company in the sphere of directional coiled tubing drilling implementation______Coiled Tubing Times readership includes representatives of oil and gas production Contact information: companies, oilfield service companies and manufacturers of the high-tech oilfield www.icota-russia.ru equipment. On the basis of their feedback we will create a short list of nominees. 5/1 Pyzhevsky lane, Suite 224 The panel of judges includes representatives of the Russian Chapter of ICoTA, experts 119017 Moscow, Russian from the Ministry of Energy of the Russian Federation, members of the Scientific Council Federation of Coiled Tubing Technologies Development Center and members of the Editorial Board of Coiled Tubing Times Journal. Telephone: +7 499 788 91 24; +7 (916) 512 70 54 Please, kindly fill-in the form, scan it and send to [email protected] Fax: +7 499 788 91 19 Online version of the form can be found at http://cttaward.ru/

16 № 2 (048) Май / May 2014 № 2 (048) Май / May 2014 17 Главное конкурентное преимущество компании – высокопрофессиональный

гость номера коллектив специалистов The Main Competitive advantage of the company is the high- skilled teams of specialists

В качестве гостя номера выступает This issue’s guest А.М. Овсянкин – генеральный директор is A.M. Ovsiankin, ООО «Пакер Сервис» – одной из самых Managing Director стремительно развивающихся российских of Packer Service нефтегазосервисных компаний. LLC, one of the most rapidly developing gas А.М. Овсянкин родился 7 февраля 1972 года and oilfield service в Сургуте Тюменской области. C отличием companies. окончил Государственную академию нефти и газа им. И.М. Губкина в Москве по специальности Andrei Ovsiankin was born «машины и оборудование нефтяных и газовых on February 7, 1972, in Surgut, промыслов», специализация «оборудование для Tyumen region. Graduated капитального ремонта скважин». Трудовую cum laude from the National деятельность начал в 1996 году механиком по Academy of Oil and Gas нефтепромысловой спецтехнике в Сургутском named after Gubkin in управлении повышения нефтеотдачи пластов Moscow with the major in Oil and Gas Well Machinery и капитальному ремонту скважин (СУПНП и and Equipment; field of specialization: equipment КРС, ОАО «Сургутнефтегаз»). С 1997 по 1999 год for well workover. Started his working career in 1996 работал мастером бригады с установками ГНКТ. as an oil machinery mechanic in Surgut Department С 2000 по 2003 год выполнял обязанности for Enhanced Oil Recovery and Workover (SDEORW, ведущего инженера и начальника Федоровского Surgutneftegaz). From 1997 to 1999 worked as a CT цеха КРС (СУПНП и КРС, ОАО «Сургутнефтегаз»). foreman. С 2003 по 2005 год работал в компании From 2000 to 2003 acted as interim chief engineer «Смит Оверсиз Сервисиз» в должности ведущего and head of Fedorov Workover Department (SDEORW, инженера, руководителя проекта, технического Surgutneftegaz). директора. From 2003 to 2005 worked in Smith Overseas С 2005 по 2006 год работал в компании Services as leading engineer, project manager, technical «Интегра-Сервисы» в должности генерального director. директора, где стоял у истоков создания From 2005 to 2006 worked in Integra-Services as сервиса ГНКТ (были созданы 6 бригад ГНКТ) и Managing Director where he stood at the origins of консолидации цементировочного бизнеса из CT-service (6 CT-teams were set up) and consolidation буровых активов группы компаний «Интегра». of the cementing business out of drilling assets of С 2007 года по настоящее время работает в Integra Group. ООО «Пакер Сервис» в должности генерального Since 2007 till present day works as the managing директора компании. director of Packer Service LLC.

Время колтюбинга: Андрей Михайлович, Coiled Tubing Times: Andrei Mikhailovich, познакомьте, пожалуйста, наших читателей please, tell our readers about the history of с историей ООО «Пакер Сервис». Packer Service LLC. Андрей Овсянкин: ООО «Пакер Сервис» было Andrei Ovsiankin: Packer Service LLC was founded создано в 2006 году для предоставления услуг in 2006 to provide services to major Russian gas and крупнейшим нефтегазодобывающим компаниям oil producers in need of well servicing and workover, России при текущем и капитальном ремонте testing, stimulation, pressure transient analysis and скважин, при освоении, интенсификации притока completion. скважин, гидродинамических исследованиях, The company’s personnel have extensive experience заканчивании скважин. in rendering services in the oil and gas industry; many of

14 № 2 (048) Май / May 2014 Сотрудники компании имеют большой опыт ssue I предоставления услуг в нефтегазовой отрасли, многие из нас прошли тренинги и имеют опыт

работы в иностранных сервисных компаниях. the Наши специалисты самостоятельно проводят

работы и предоставляют услуги по внедрению of новейших технологий, связанных с текущим и капитальным ремонтом скважин, выступают в

качестве консультантов при выполнении работ, uest

а также при выборе оптимальных методик и G подборе оборудования. В начале своего пути ООО «Пакер Сервис» специализировалось на предоставлении услуг с пакерным оборудованием и фонтанной арматурой, в основном в процессе ГРП. С первых us completed trainings and worked for foreign oilfield шагов компания сделала ставку на новаторские service companies. технологии и нестандартные решения при Our specialists carry out operations on their own and предоставлении услуг, так, например, наша introduce cutting-edge technologies related to well компания впервые в России внедрила технологию service and workover; also they advise well operations проведения нескольких гидроразрывов пласта and the selection of best techniques and equipment. без подъема пакерного оборудования для ревизии. When Packer Service LLC started, it specialized Данная технология позволила нашим Заказчикам services related to packer equipment and X-mass tree значительно сократить время ввода скважин в mainly during hydraulic fracturing. From day one, эксплуатацию из бурения за счет сокращения the company opted for innovation and out-of-the- спуско-подъемных работ, а ООО «Пакер Сервис» box solutions when providing services; for instance, получило возможность расширять спектр своих our Company was the first in Russia to introduce the услуг в пакерном направлении, так как Заказчики technique of performing several hydraulic fractures оценили качество и надежность предоставляемого without pulling the packer equipment for inspection. нами оборудования. This technique allowed our customers to significantly И на следующих этапах своей деятельности мы reduce the time required to bring in the well due to the смогли предложить новшества как в пакерном reduced duration of round-tip operations and Packer направлении (компоновки одновременно- Service LLC had a chance to extend its range of packer- раздельной закачки (ОРЗ), пакерные компоновки related services as customers highly appreciated the для борьбы с песковыносом, селективные quality and reliability of the equipment we provided. компоновки для проведения выборочных During the following stages of our activities we гидравлических разрывов пластов на managed to offer novelties both in the area of packer многопластовых скважинах и т.д.), так и в других equipment (dual injection assemblies, packer assemblies направлениях: ликвидация аварий с применением to counter sand carryover, selective assemblies for ловильного и импульсного инструмента targeted hydraulic fracturing in multiple zone wells, etc.) (совмещение высококачественного фрезерного and in other areas: accident response using fishing инструмента с силовыми вертлюгами, внедрение and pulse equipment (combining high-quality импульсного инструмента); гидродинамических milling tool with power swivels, introduction of pulse исследованиях (обслуживание компоновок ОРЗ); tools); pressure transient analysis (maintenance of колтюбинге (фрезерование внутрискважинного dual injection assemblies); coiled tubing (milling оборудования МГРП и геофизические исследования of downhole equipment for multi-stage hydraulic горизонтальных скважин), гидроразрыве пластов fracturing and geophysical logging of horizontal holes), (одна из первых работ в России на баженовской hydraulic fracturing (one of the first operations in Russia свите). at Bazhenov formation). Разработка новых технологий проводилась в New technologies were developed in close interaction тесном взаимодействии с нашими Заказчиками with our customers (oil and gas producing companies) (нефтегазодобывающими компаниями) и and with Packer Tools, a manufacturer of oilfield производственной компанией, производящей equipment and a production unit of Packer Service нефтепромысловое оборудование, – ООО «ПФ Group. «Пакер Тулз», производственным подразделением, We do not simply try to carry out the tasks set before входящим в группу компаний «Пакер Сервис». us by oil and gas producers but to offer new, interesting – Мы стараемся не просто выполнить поставленные in our opinion – technical solutions. перед нами нефтегазодобывающими компаниями задачи, но и предложить новые, интересные, на наш CTT: What services does your company взгляд, технологические решения. specialize in? A.O.: Our company provides the following services: ВК: На каких услугах специализируется • Hydraulic fracturing services (at present we operate компания? own and operate two frac fleets);

№ 2 (048) Май / May 2014 15 А.О.: Наша компания предоставляет следующие услуги: • услуги по проведению гидравлического разрыва пластов (в настоящий момент мы оперируем двумя собственными флотами ГРП); • услуги с установками ГНКТ и освоение скважин азотом от криогенных и мембранных гость номера установок (11 бригад ГНКТ и в планах запуск еще нескольких); • азотные, азотно-кислотные и композитные обработки скважин; • аренда, продажа и предоставление услуг по использованию пакеров для поддержания пластового давления (ППД), гидроразрыву пластов (ГРП), технологических операций, а • Coiled tubing-assisted service operations and well также аренды фонтанной арматуры для ГРП; testing using cryogen and membrane nitrogen units • аренда, продажа и предоставление услуг по (11 CT-teams in place and several more are planned); внедрению технологий по одновременно- • Nitrogen, acid-nitrogen and composite well раздельной эксплуатации скважин; treatment; • аренда, продажа и предоставление услуг по • Rental and sale of packers, use of packers to maintain внедрению технологий фильтрации скважинных formation pressure, to perform hydraulic fracturing, жидкостей с использованием щелевых фильтров to carry out technological operations as well as rental для борьбы с выносом песка; of X-mass tree for hydraulic fracturing; • канатные внутрискважинные работы с • Implementation of technologies for dual completion, использованием установок ЛГС; rental and sale of related equipment; • гидродинамические исследования скважин • Implementation of technologies for filtering of oil и геолого-технический контроль бурения, well fluids using slotted filters for sand control; rental освоения и КРС; and sale of related equipment; • ловильный сервис, услуги по инженерному • Wire-line downhole operations using LGS-type units; сопровождению ловильного, ударного, режущего • Pressure transient analysis and geotechnical control и импульсного инструмента при капитальном of drilling, testing and workover; ремонте скважин; • Fishing operations, engineering supervision of • аренда и услуги с использованием силовых fishing, impact, cutting and pulse tools during вертлюгов для КРС и ЗБС; workover; • предоставление технологий и технологического • Rental of power swivels and provision of services сопровождения при ремонтно-изоляционных using power swivels for workover and completion by работах (РИР); drilling; • предоставление технологий, химреагентов и • Provision of technologies and technical support технологического сопровождения по глушению during cement squeeze; скважин с аномально-высоким пластовым • Provision of technologies, chemical reagents and давлением (АВПД); technological support of well killing with abnormally • супервайзинг при текущем, капитальном high formation pressure; ремонте скважин, освоении, ГРП и ГНКТ. • Supervising of well service, workover and testing, Более полную информацию можно найти на hydraulic fracturing and coiled tubing operations. нашем сайте www.packer-service.ru. More detailed information can be found at our website: www.packer-service.ru. ВК: В каких регионах компания оказывает услуги? На каких месторождениях? Какие CTT: In what regions does your company компании являются Вашими основными provide services? At what fields? Who are your key заказчиками, если это не коммерческая тайна? customers if it’s not a commercial secret? А.О.: Регионы деятельности компании – это A.O.: Our company covers all main oil and gas все основные нефтяные и газодобывающие producing regions in Russia. We have representative регионы России. Мы имеем представительства в offices in the European part of Russia – Samara region европейской части России – это Самарская область (based in Otradny) with RN-Samaraneftegaz as the (база г. Отрадный) – основной Заказчик ОАО «РН- key customer; the Republic of Bashkortostan (based in Самаранефтегаз», Республика Башкортостан (база Kandry) with Bashneft as the key customer; the Komi г. Кандры – основной Заказчик ОАО «НК «Башнефть»), Republic (based in Usinsk and Ukhta) – operations at республика Коми (базы в г. Усинске и Ухте) – работа Lukoil’s fields in cooperation with several foreign frac на месторождениях ОАО «Лукойл» совместно с operators. несколькими иностранными фракоператорами. Our company is most represented in Western Siberia Наиболее широко наша компания представлена в (north to south): Sabbeta, Yamal peninsula, with Yamal Западной Сибири (с севера на юг): полуостров Ямал SPG as the key customer; Gubkinsky, Nizhnevartovsk,

16 № 2 (048) Май / May 2014 п. Саббета – основной Заказчик ssue I (ООО «Ямал СПГ»); п. Губкинский, г. Нижневартовск, г. Мегион, г. Уват,

г. Нефтеюганск, г. Нягань – основной the Заказчик ОАО «НК «Роснефть»; г. Новый Уренгой,

г. Астрахань – основной Заказчик ОАО «Газпром»; of г. Муравленко, г. Ноябрьск, г. Ханты-Мансийск – основной Заказчик ОАО «Газпром Нефть»;

г. Радужный, г. Ханты-Мансийск – основной uest

Заказчик ОАО «НК «Русснефть» и т.д. G Центральный офис расположен в г. Москве, Центральная база производственного обслуживания (опорная база производственных подразделений) находится в городе Сургуте в Ханты-Мансийском автономном округе РФ. Megion, Ukhvat, Nefteyugansk, Nyagan with Rosneft ООО «Пакер Сервис» работает в настоящий as the key customer; Novy Urengoy, Astrakhan with момент более чем на 75 месторождениях, как Gazprom as the ley customer; Muravlenko, Noyabrsk, нефтяных, так и газовых. Новые технологии и опыт, Khanty-Mansiysk with Gazprom Neft as the key полученный в процессе предоставления услуг на customer; Raduzhny, Khanty-Mansiysk with Russneft as одних месторождениях, мы легко внедряем для the key customer, etc. других Заказчиков, адаптируя их для различных Our head office is located in Moscow, and the central по геологическим и технологическим условиям maintenance workshop (main production support base) месторождений. Широкий круг Заказчиков мы is located in Surgut, Khanty-Mansiysk autonomous area, считаем нашим конкурентным преимуществом, так Russia. как это позволяет быть в курсе новых технологий At present Packer Service LLC operates at over 75 gas и участвовать вместе с нефтегазодобывающими and oil fields. We readily implement new technologies компаниями в разработке и внедрении новых and experience gained at other oilfields for other решений. customers and adapt our techniques and expertise to geological and technological conditions of the field. ВК: Ваша компания – одна из самых We believe our wide range of customers to be our быстрорастущих сервисных компаний в competitive advantage, since it allows us to keep track России и по темпам, и по парку оборудования. of new techniques and participate together with oil Сколько колтюбинговых установок работает and gas producing companies in the development and в ООО «Пакер Сервис» в настоящее время? introduction of new solutions. Какие услуги с ГНКТ наиболее популярны у Заказчиков? CTT: Your company is one of the most rapidly В чем состоят неоспоримые конкурентные developing gas and oilfield service companies преимущества компании по направлению in Russia both in terms of pace of development ГНКТ? and equipment fleet. How many coiled tubing А.О.: Да, мы действительно динамично units does Packer Service operate at present? развивающаяся компания. За 2013 год мы запустили What coiled tubing-assisted services customers в работу пять бригад ГНКТ и две бригады ГРП. prefer most? What are the company’s indisputable В настоящий момент мы готовы предоставить competitive advantages in terms of coiled tubing? услуги одиннадцати флотов ГНКТ (в том A.O.: We are indeed a fast-growth company. In 2013 we числе оборудование одной из бригад является launched five CT-teams and two frac-teams. At present комбинированным – имеющим возможность we are ready to provide services of eleven CT-fleets (one перемещаться как по автомобильным дорогам, так of the teams has combined equipment capable of being и приспособленным к перемещению вертолетным transported by road or by helicopter), and in 2014 we транспортом), и в течение 2014 года запланирован plan to set up several more teams. We receive enormous запуск еще нескольких бригад. Огромную помощь и assistance and support from our partners direct поддержку нам оказывают наши партнеры – investment fund MIR Capital founded by Gazprombank Фонд прямых инвестиций «МИР Кэпитал» (MIR and Intesa Sanpaolo to facilitate the development of Capital), учрежденный Газпромбанком и Интеза Russian and Italian medium businesses (www.bankir. Санпаоло с целью развития перспективных ru/novosti/s/fond-gazprombanka-i-inteza-sanpaolo- российских и итальянских компаний среднего priobrel-nekontroliruyushchuyu-dolyu-v-kapitale-gk- бизнеса (www.bankir.ru/novosti/s/fond-gazprombanka- paker-servis-10046391/). i-inteza-sanpaolo-priobrel-nekontroliruyushchuyu- Obviously, the range of our services is mainly dolyu-v-kapitale-gk-paker-servis-10046391/). determined by oil and gas producing companies during Перечень услуг, конечно, в основном диктуют bidding procedures, but, as I mentioned before, Packer нефтегазодобывающие компании в период Service LLC continuously develops new techniques проведения тендерных торгов, но, как я ранее and introduces them together with our customers. The говорил, ООО «Пакер Сервис» постоянно techniques we recently offered and implemented include:

№ 2 (048) Май / May 2014 17 разрабатывает новые технологии и внедряет их вместе с нашими Заказчиками. Из последних предложенных и внедренных технологий можно назвать: • технологию проведения азотно-кислотной обработки по методике Nitrogen AcidCombo@, применяемую ООО «Пакер Сервис» с гость номера использованием оборудования ГНКТ и азотного комплекса; • проведение работ по фрезерованию шаров и муфт МГРП с использованием в процессе фрезерования азотированной жидкости; • технологию проведения большеобъемной кислотной обработки пластов с применением отклоняющего (вспененного азотом) агента. • Nitrogen AcidCombo method in nitrogen acid Также мы предоставляем весь перечень treatment applied by Packer Service LLC using coiled стандартных технологических операций, tubing and a nitrogen system; выполняемых в мире с использованием ГНКТ: • Milling of multi-stage frac balls and couplings using • промывки, очистка и освоение скважин; nitrified fluid during milling; • различного типа обработки призабойной зоны • Large-volume acid treatment using diverting скважин; (nitrogen-foamed) agent. • растепление и восстановление циркуляции на We also provide the whole range of standard process всех видах скважин; operations globally carried out with the use of coiled • геофизические исследования с геофизическими tubing: кабельными и автономными приборами; • well flushing, cleaning and testing; • фрезерования шаров и муфт при • bottom hole treatment; многостадийном заканчивании; • thawing and restoration of circulation in all kinds • работы по активации и деактивации of wells; специализированных скважинных систем и т.д.; • geophysical studies using cable and autonomous Конкурентным преимуществом нашей компании devices; я считаю успешный и высокопрофессиональный • milling of balls and couplings during multi-stage коллектив специалистов, обладающих completion; значительным опытом работы, нестандартно • activation and deactivation of specialized wells, etc. мыслящих при создании и внедрении новых I believe our company’s competitive advantage is the технологий, четко и ответственно выполняющих successful and highly professional team of specialists технические и технологические регламенты with considerable work experience, thinking out-of-the- ООО «Пакер Сервис» и наших Заказчиков. Большое box when creating and implementing new techniques внимание мы уделяем обучению молодежи, who strictly and in a responsible manner follow the передаче ей накопленного опыта, так как technical and process procedures of Packer Service понимаем, что это лучший «драйвер» развития LLC and of our customers. We focus on training young нашей компании. Хочется поблагодарить за specialists and transferring the accumulated experience это опытных наших специалистов – главного as we realize that they are the best development driver инженера for our company. In this regard I would like to thank our Коваля О.М., руководителя ОП Веселкова В.В, experienced specialists O.M. Koval, chief engineer; специалистов службы ГНКТ Скибина О.В., V.V. Veselkov, manager; O.V. Skibina, A.L. Ablova, Аблова А.Л., Водопьянова И.В., Солодова И.С., I.V. Vodopyanova, I.S. Solodova, I.I. Idigarova, Идигарова И.И. и многих других наших CT Department specialists, and many other specialists специалистов. of our company.

ВК: У «Пакер Сервис» имеются собственные CTT: Packer Service LLC has its own frac fleets. флоты ГРП. Расскажите кратко об услугах Please, tell us about the frac services offered by ГРП, предлагаемых Вашей компанией. your company. А.О.: Гидравлический разрыв пласта A.O.: Hydraulic fracturing carried out by our own собственными бригадами ГРП является для frac teams is a new area for us. We launched the first нас новым направлением. Первый флот ГРП мы frac fleet in September 2013 and the second fleet запустили в сентябре 2013 года, второй приступил started operating in the beginning of 2014. As in к работе с начала 2014 года. Так же как и в the case of coiled tubing we opted for highly skilled направлении ГНКТ, мы сделали ставку на высоких professionals teamed up around the frac service leader профессионалов, которых сплотил вокруг себя Vasily Georgiyevich Kebak, a man with most extensive руководитель службы ГРП Василий Георгиевич experience in hydraulic fracturing. The frac fleet Кебак – человек, имеющий огромный опыт работы equipment that we purchased has been developed в направлении ГРП. Оборудование флота ГРП, according to the requirements of Packer Service LLC;

18 № 2 (048) Май / May 2014 которое мы приобрели, разработано по ssue I требованиям ООО «Пакер Сервис» с внедрением опыта и наработок

Василия Георгиевича. Особенностью the нового флота ГРП ООО «Пакер Сервис», помимо

простоты и надежности оборудования, является of возможность перемещаться как по автомобильным дорогам на шасси внедорожных автомобилей

«Мерседес», так и вертолетным транспортом, при uest

сохранении мощностных характеристик насосных G агрегатов (это единственный в настоящий момент комбинированный флот ГРП в России с максимальной мощностью всех насосных агрегатов по 2250 л.с.). Услуги, которые мы предоставляем флотами and Vasily Georgiyevich contributed his experience and ГРП, стандартны для российского рынка: это expertise in the implementation process. In addition проппантовые ГРП, проведение многостадийных to being simple and reliable Packer Service LLC’s frac ГРП, большеобъемные кислотные ГРП. За полгода fleet has a special feature which is the ability to move работ в данном направлении нами выполнено by road using Mercedes off-road vehicle chassis and to более двухсот успешных разрывов. Мы технически be carried by a helicopter while preserving the power готовы проводить и азотные ГРП (используя characteristics of the pump units (at present it is the only азотное оборудование, входящее в состав флотов combined frac fleet in Russia with the total power of all ГНКТ), и другие специализированные виды pump units of 2250 hp). ГРП, основанные на применении передовых The services we provide using the frac fleets are химических реагентов и проппантов. standard for the Russian market, such as: proppant Мы планируем не останавливаться на hydraulic fracturing, multi-stage hydraulic fracturing, достигнутом и расширять направление ГРП large-volume acid hydraulic fracturing. In the six months в ближайшем времени. that we carried out such operations we performed over two hundred successful fracs. We are technically ВК: Одно из направлений работы компании – ready to perform nitrogen hydraulic fracturing as well гидродинамические исследования скважин. (using nitrogen equipment which is part of the coiled Расскажите, пожалуйста, об этих услугах. tubing fleets) and other specialized types of hydraulic А.О.: Мы развиваем два направления fracturing based on the use of chemical reagents and гидродинамических исследований: с proppants. использованием собственных канатных We do not plan to stop at what we’ve achieved and we подъемников автономными приборами и intend to expand hydraulic fracturing in the near future. проведение исследований с использованием установок ГНКТ с привлечением геофизической CTT: One of the company’s areas of activities is партии. Второе направление благодаря быстрому pressure transient analysis. Could you please tell росту количества горизонтальных скважин в us about those services? России становится все более востребованным. A.O.: We develop two types of hydrodynamic studies: using our own autonomous cable hoists and using coiled ВК: Какие уникальные операции tubing with the involvement of a geophysical crew. The ООО «Пакер Сервис» удалось успешно second type is becoming more and more popular due to произвести? Очень хотелось бы также the rapid growth of the number of horizontal holes in получить информацию о собственных Russia. ноу-хау компании. А.О.: Мы регулярно размещаем информацию CTT: What unique operations did Packer Service о вновь разработанных технологиях на нашем LLC successfully perform? We would also like to сайте, может быть, в кратком виде, но мы готовы learn about the company’s own know-how. поделиться информацией с нашими коллегами A.O.: We regularly put information about our new при обращении к нам. Из последних разработок developments on our website; we can give a brief хотелось бы отметить следующее: overview to our associates on request. Our recent 1) В направлении ГРП: совместная успешная noteworthy developments include: работа с компанией Imperial Energy. В условиях 1) In the area of hydraulic fracturing: joint successful очень низких температур проведены работы work with Imperial Energy. In very low temperature по гидравлическому разрыву пласта на двух we performed hydraulic fracturing at two oil wells нефтяных скважинах с объемом закачки более injecting over 1000 m3 of fluid into each. What was 1000 м3 по жидкости на каждой. Особенностью particular about those operations is that in addition to данных работ, помимо больших объемов закачки, large injected amounts Bazhenov formation in Western была малоизученность баженовской свиты Siberia and Tomsk region is understudied in terms Западно-Сибирского региона и Томской области of formation response to such stimulation

№ 2 (048) Май / May 2014 19 к воздействию данного вида интенсификации пластов (www./packer-service.ru/news_2014-02_ frac_fleet_2.html). 2) По направлению ГНКТ: • Успешная работа на месторождении ОАО «Самаранефтегаз» по кислотной обработке пластов с применением отклоняющего гость номера (вспененного азотом) агента. Работы проведены на добывающей скважине с метровым горизонтальным стволом протяженностью 200 м. Работы проведены для терригенного пласта с пониженной первоначальной приемистостью, с равномерной прокачкой реагентов при помощи ГНКТ по всему горизонтальному участку скважины (www./packer-service.ru/news_2014-02_frac_ (www./packer-service.ru/news_2013-12_acid- fleet_2.html). nitrogen_ct_1.html). 2) In the area of coiled tubing: • Успешная работа на Тайлаковском • We’ve have successfully applied acid treatment using месторождении (для ОАО «Славнефть- diverting (nitrogen-foamed) agent. Operations have Мегионнефтегаз») по фрезерованию шаров been carried out at the production well with a 200-m и сдвижных муфт МГРП на горизонтальной horizontal hole. We performed operations on a 8-портовой скважине. Работы выполнены в terrigene formation with low initial intake capacity, кратчайший срок и с высоким качеством. using CT-assisted injection of reagents along the whole (www.packer-service.ru/news_2013-12_drilling_ horizontal section of the well (www./packer-service. gnkt_3.html). ru/news_2013-12_acid-nitrogen_ct_1.html). • We have successfully milled multi-frac balls and ВК: Какие планы у Вашей компании на couplings in a horizontal 8-port well at Tailakovskoe ближайшее будущее? field (for Slavneft-Megionneftegaz). The work was А.О.: Наши планы – это рост компании вместе carried out in the shortest time possible and with с ростом рынка сервисных услуг в России, high quality (www.packer-service.ru/news_2013- расширение нашего присутствия в новых 12_drilling_gnkt_3.html). нефтегазоносных регионах (мы видим потенциал роста рынка в Восточно-Сибирском регионе). CTT: What are your company’s plans for the Возможно, мы рассмотрим выход на рынки стран near future? СНГ, к этому также имеются все тенденции. А.О.: Our plans is to ensure our company’s growth В технологическом развитии мы тоже не намерены along with the growth of the oilfield service market in останавливаться и в ближайшем будущем будем Russia and to expand our presence in new oil and gas готовы представить новые разработки в пакерном bearing regions (we see market growth potential in сервисе, сервисе по ликвидации аварий и зарезке Eastern Siberia). Probably, we’ll consider penetrating CIS боковых стволов и, естественно, в направлениях markets – recent trends seem to indicate such possibility. ГНКТ и ГРП. We do not intend to stop our technological development and in the near future we will offer new developments ВК: Какие высокотехнологичные операции related to packer service, accident response and будут, по Вашему мнению, наиболее sidetracking and obviously coiled tubing and hydraulic востребованы в ближайшие 5–10 лет? fracturing. Как планы Вашей компании вписываются в этот прогноз? CTT: What high-tech operations will, in your А.О.: По моему мнению, будут развиваться opinion, be in most demand in the next 5 to 10 технологии, связанные со строительством years? How do your company’s plan fit in these горизонтальных скважин, в том числе с forecasts? многостадийным заканчиванием. Будут A.O.: In my opinion, we will see development in усложняться конструкции как нефтяных, так и the technologies related to construction of horizontal газовых скважин, вероятно, увеличится число holes including multi-stage completion. Oil and gas многоствольных скважин различного уровня well design will become more complex; probably, the сложности, что, соответственно, повысит number of multi-hole wells of various complexity востребованность как услуг ГРП, так услуг ГНКТ. will increase which will in its turn raise the demand Уже сейчас большинство разработок направлены in hydraulic fracturing and coiled tubing. Already на увеличение извлекаемости запасов, поэтому today most developments are aimed at increasing the любые технологии, позволяющие увеличить recoverability of resources; that’s why any technologies дебиты скважин и коэффициент нефтеотдачи enabling to increase well flow rates and oil recovery пластов, будут востребованы. rates will be most required.

20 № 2 (048) Май / May 2014 № 2 (048) Май / May 2014 25 26 № 2 (048) Май / May 2014 № 2 (048) Май / May 2014 27 СЗАО «ФИДМАШ»: соответствовать потребностям

перспективы потребителей в режиме онлайн NOV FIDMASH: to meet customer requirements in online mode

остоялась 10-я Потребительская he 10th NOV FIDMASH’s Conference on конференция СЗАО «ФИДМАШ» по вопросам Operation of CT Equipment, Cementing, Сэксплуатации колтюбингового оборудования, TPumping and Nitrogen Machinery and цементировочного, насосного, азотного оборудования Hydraulic Fracturing Equipment is now over. This и оборудования для ГРП. Такое длинное название у event which has already become traditional has such a этого, ставшего уже традиционным, мероприятия, lengthy title due to the simple fact that NOV FIDMASH потому, что СЗАО «ФИДМАШ» создает и выпускает develops and manufactures similarly wide range of столь широкий спектр оборудования для equipment for cutting-edge high-tech gas and oilfield современного высокотехнологичного нефтегазового service and as a result has an undisputed reputation of сервиса, благодаря чему имеет неоспоримую a leading manufacturer of machinery of this kind in славу ведущего производителя такой техники на the post-Soviet area. постсоветском пространстве. The anniversary event was held on April 23–24, 2014, Юбилейная встреча проходила 23–24 апреля in the conference hall of hotel Yubileiny in Minsk. 2014 года в конференц-зале гостиничного комплекса And though the venue long ago became traditional «Юбилейный» в Минске. И хотя место проведения it is deeply symbolic that the conference celebrated стало уже традиционным, глубоко символично, its anniversary in Yubileiny (which in Russian means что юбилей конференции праздновался именно ‘anniversary’). Over the 15 years of the existence of в «Юбилейном». За пятнадцать лет проекта и the project and the 10 consumer conferences NOV десять потребительских конференций вокруг FIDMASH has formed around itself an informal circle СЗАО «ФИДМАШ» сложился неформальный круг of the consumers of its products, a kind of open club потребителей его продукции, своеобразный of like-minded people adherent to new technologies открытый клуб единомышленников – приверженцев in gas and oilfield service and ready to perform most новых технологий в нефтегазовом сервисе, готовых risky operations being confident that the machinery осваивать самые рискованные операции, будучи при they have for such purposes is absolutely reliable and этом уверенными, что техника для их производства highly efficient. Such confidence is strengthened by абсолютно надежна и высокопроизводительна. Такую their own experience in operating various machinery уверенность подкрепляет их собственный опыт and systems which they willingly share with their эксплуатации машин и агрегатов, которым они охотно colleagues during such conferences. This experience делятся с коллегами в процессе таких конференций. is annually reinforced by new knowledge about the Этот опыт ежегодно усиливается новыми знаниями models that have been put in service and upgraded. о вводимых в эксплуатацию и усовершенствованных Communication of such information is the very моделях. purpose of NOV FIDMASH’s consumer conferences Главной целью трансляции такой информации which can be considered to be a unique form of work и являются потребительские конференции with consumers which produces a combined effect СЗАО «ФИДМАШ», которые можно считать уникальной from formal and informal intensive communication формой работы с потребителями, когда достигается between specialists. It can be called uninterrupted интегрированный эффект от формального и two-day collective brainstorming. неформального интенсивного общения специалистов. The conference was opened with a welcome speech Можно сказать, что в течение двух дней непрерывно by Ms. A.B. Lapatsentava, Managing Director of NOV идет коллективный мозговой штурм. FIDMASH. She thanked the delegates for the attention Конференцию открыла приветственным they paid to the event and, specifically, she said, “Such выступлением Генеральный директор СЗАО meetings are very important for our plant because «ФИДМАШ» Е.Б. Лапотентова. Она поблагодарила they show that there is undiminishing great interest

22 № 2 (048) Май / May 2014 P rospects

делегатов за внимание, проявленное к мероприятию, in our products and in what we do and how we do it. и, в частности, сказала: «Для завода такие встречи Consumer conferences allow us not only to assess the очень важны, потому что они свидетельствуют о том, achievements but to derive inspiration for new ideas. что интерес к нашей продукции, к тому, что мы делаем As a result we get a chance to show a holistic picture и как мы делаем, постоянно держится на достаточно of the platform we have been standing on since the высоком уровне. Потребительские конференции дают start of our project. The feedback we receive here helps нам возможность не только оценить достигнутые our company confidently move forward instead of результаты, но и получить заряд вдохновения для Главной целью трансляции такой информации и являются новых идей. Как результат, потребительские конференции СЗАО «ФИДМАШ», которые мы получаем возможность можно считать уникальной формой работы с потребителями, представить целостную когда достигается интегрированный эффект от формального и картину той платформы, неформального интенсивного общения специалистов. на которой мы стоим с момента начала нашего Communication of such information is the very purpose of NOV проекта. Получаемая здесь FIDMASH’s consumer conferences which can be considered to be a обратная связь помогает unique form of work with consumers which produces a combined effect нашей компании не стоять from formal and informal intensive communication between specialists. на месте и уверенно двигаться вперед. Мы хотим здесь представить технику, standing still. Here we want to present the machinery которую мы выпускаем сегодня, и рассказать о том, we manufacture today and tell you what we plan to что мы планируем представить нефтесервисному introduce to the gas and oilfield service market in near рынку в ближайшей перспективе. Я буду очень future. I’d be very grateful if our colleagues engaged in признательна коллегам за активный диалог. Мы хотим active dialogue. We want to meet your needs in real- соответствовать вашим потребностям в режиме time mode – online.” реального времени – онлайн». A.B. Lapatsentava introduced her colleagues at Е.Б. Лапотентова представила своих коллег по NOV FIDMASH and other companies of FID Group СЗАО «ФИДМАШ» и другим компаниям Группы underlining that specialization within the group – ФИД, отметив при этом, что специализация внутри a special kind of “diversity” – makes it possible to группы, своеобразная «многоликость», позволяет simultaneously and concurrently solve a number of одновременно, параллельно решать ряд сложных complex tasks which, according to the classical theory задач, что, согласно классикам теории управления, of management, is incomparably more effective that несравнимо эффективнее, чем, если бы задачи solving those tasks consecutively. Such system – решались последовательно. Такая система – multitasking – allows the company’s team to set multitasking (многозадачность) – позволяет коллективу ambitious goals and be confident that the solution will компании ставить амбициозные цели и быть be found in the smartest way possible. уверенным, что решение будет найдено наиболее The agenda of the conference turned out to be рациональным способом. intensive and diversified. The participants were Тематическая программа конференции получилась presented with 16 reports on a wide range of issues насыщенной и разноплановой. Вниманию including what is on offer today and what is being присутствующих были представлены 16 докладов developed in the area of new technologies; customers’ по широкому спектру проблематики, включая experience in operating the company’s machinery; актуальные предложения и перспективные разработки unique operations which were successfully performed

№ 2 (048) Май / May 2014 23 в области новой техники, опыт эксплуатации Получаемая здесь обратная связь помогает оборудования потребителями, уникальные нашей компании не стоять на месте и операции, которые удалось выполнить с уверенно двигаться вперед. использованием оборудования СЗАО «ФИДМАШ», обучение специалистов нефтегазосервисных The feedback we receive here helps our компаний работе на современном оборудовании, company confidently move forward instead предложения финансовых структур в перспективы of standing still. области приобретения дорогостоящего оборудования, информационное обеспечение by using the equipment manufactured by NOV высокотехнологичного нефтегазового сервиса и FIDMASH; training of specialists from gas and другие важные вопросы. Отметим, что докладчиками oilfield service companies to operate cutting-edge были не только представители СЗАО «ФИДМАШ» machinery; offers from financial institutions related и Группы ФИД, но и потребители – пользователи to the purchase of expensive equipment; information оборудования, и представители лизинговых и support of high-tech gas and oilfield service and other страховых структур, а также научно-практического important issues. It should be noted that the reporters журнала «Время колтюбинга», традиционно were not only from NOV FIDMASH and FID Group осуществляющего информационную поддержку but also from among the consumers – users of the потребительских конференций. equipment, representatives of leasing and insurance С докладом «Актуальные предложения institutions as well as the research and application СЗАО «ФИДМАШ» для нефтегазового сервиса» magazine Coiled Tubing Times which traditionally выступил начальник управления продаж и provides information support to consumer продвижения продукции Ю.В. Белугин. Он дал conferences. участникам конференции краткий обзор The report Present-day offers of NOV FIDMASH оборудования для внутрискважинных работ и for gas and oilfield service was given by Mr. стимулирования притока, остановившись на Y.V. Belugin, director of Sales and Promotion. He основных группах выпускаемой предприятием gave the conference participants a brief overview продукции: колтюбинговом оборудовании, of equipment for downhole treatment and well комплексе для гидроразрыва пласта, нагнетательном stimulation with the focus on the main product оборудовании, внутрискважинном оборудовании и инструменте. СЗАО «ФИДМАШ» производит колтюбинговые Multitasking (многозадачность) – установки трех классов: легкого (МК 10), среднего позволяет коллективу компании ставить (МК 20) и тяжелого (МК 30, МК 40). Присутствующие амбициозные цели и быть уверенным, получили информацию о назначении каждого что решение будет найдено наиболее класса, а также о технических характеристиках рациональным способом. самых популярных установок: МК10Т, МК20Т, МК30Т Multitasking – allows the company’s team (10х10). Особо было отмечено, что предприятие стремится идти в ногу со временем и конструкторы to set ambitious goals and be confident that при проектировании усовершенствованных моделей the solution will be found in the smartest учитывают изменения, которые наблюдаются на way possible. рынке нефтесервисных услуг, а именно: увеличение глубин и усложнение структуры скважин, на которых groups manufactured by the company, i.e. coiled проводятся работы. В частности, новые установки tubing equipment, systems for hydraulic fracturing, могут быть оснащены узлом намотки большей емкости injection equipment, downhole equipment and tools. и усовершенствованным инжектором. На рынке NOV FIDMASH manufactures three classes of становятся все более востребованными мощные coiled tubing units: light (MK 10), medium (МК 20) колтюбинговые установки, способные работать на and heavy (МК 30, МК 40). The attendees were скважинах глубиной 5000 м и выше. Потребители given information about the purpose of each class продукции СЗАО «ФИДМАШ» уже успели оценить as well as the technical characteristics of the most преимущества такой машины – установки МК30Т. popular units: MK10T, MK20T, MK30T(10х10). It was Докладчик подробно остановился на инжекторах, specifically noted that the company aspires to be in обратив внимание на новую разработку – инжекторы step with the time and that the design engineers when серии 236 с тяговым усилием 36 200 кг, толкающим developing improved models take into consideration усилием 18 100 кг, предназначенные для работы с the changes that are observed in the market of oilfield гибкой трубой диаметром 38,1–50,8 мм. Не осталось services, such as greater depths and more complex без внимания противовыбросовое оборудование, structures of the wells where operations are carried линейка которого расширена, а также вспомогательное out. In particular, new units can be equipped with CT (установки для перемотки гибкой трубы, скважинные reels with higher capacity and an improved injector. площадки, устьевое сборное) оборудование. There is an ever growing demand in the market СЗАО «ФИДМАШ» предлагает также СКР нового типа, for powerful coiled tubing units capable to work at которой можно заменить СКР на ранее выпущенных the depth of 5000 m or more. Consumers of NOV моделях. FIDMASH products have already had an opportunity

24 № 2 (048) Май / May 2014 Нагнетательное оборудование было представлено to appraise the advantages of one such unit – MK30T. насосной установкой Н504 с компрессором и The reporter expanded on injectors and placed подогревателем нефти. Оно может монтироваться на particular emphasis on the new development – полуприцепе, но основным спросом у потребителей series-235 injectors with the pull capacity of пользуется насосная установка в блочном исполнении. 36,200 kg and the pushing force of 18,100 kg, designed P rospects Ю.В. Белугин ознакомил потребителей с азотной for working with coiled tubing with a diameter of 38.1 установкой А100, также в блочном исполнении, to 50.8 mm. Blowout preventers weren’t neglected и новой разработкой – азотной установкой А300 either – their BOP line had been expanded – and для ГРП, монтируемой на транспортной базе и neither was auxiliary equipment (a system for осуществляющей преобразование жидкого азота в spooling coiled tubing, well sites, wellhead assembly газообразный. equipment). NOV FIDMASH also offers a new type of logging system which can replace the logging system СЗАО «ФИДМАШ» производит of previously issued models. колтюбинговые установки трех классов: The injection equipment was represented by the легкого (МК 10), среднего (МК 20) pumping unit H504 with a compressor and an oil и тяжелого (МК 30, МК 40). heater. It can be mounted on a semi-trailer but among consumers the main demand is for the modular NOV FIDMASH manufactures three classes pumping unit. of coiled tubing units: light (MK 10), medium Y.V. Belugin introduced the consumers to the (МК 20) and heavy (МК 30, МК 40). nitrogen system A100 which can also be modular and a new development – the nitrogen system A300 Цементировочное оборудование было представлено for hydraulic fracturing which is mounted on a цементировочной установкой НC1000-11/двунасосной transporting chassis and converts liquid nitrogen установкой. Наш журнал подробно рассказал о ней в into gas. прошлом номере (№47). Cementing equipment was represented by the СЗАО «ФИДМАШ» выпускает полный комплекс ГРП cementing unit HC1000-11/two-pump system. «под ключ», что было подчеркнуто особо. В состав Our magazine referred to it in more detail in our комплекса входят насосные установки, смесительная previous issue (No.47). установка, станция контроля управления, машина NOV FIDMASH produces a complete package манифольдов, установки для транспортировки и for hydraulic fracturing on a turn-key basis which дозированной подачи проппанта, гидратационная was particularly emphasized. The package includes установка. pumping units, a mixing unit, a control station, a Гарантией качества всей продукции manifold machine, a system for transportation and СЗАО «ФИДМАШ» является сертификация dosed supply of proppant, and a hydration unit. предприятия и соответствие систем управления The quality of NOV FIDMASH products is качеством международному стандарту ISO 9001 assured by the company’s certification and its quality и требованиям стандарта Американского management system’s compliance with института нефти API. Предприятие предлагает the international standard ISO 9001 API (American также комплексное поэтапное обучение персонала Petroleum Institute) standards and regulations. The Заказчика, включающее подготовку экипажа company also offers comprehensive phased training установки, цикл лекций по основам технологий и of the customer’s personnel including training of the сопровождение скважино-операций у Заказчика. machinery crew, series of lectures on the technology Одним из основных конкурентных преимуществ basics and on-site job support. СЗАО «ФИДМАШ» является четко отлаженное One of the competitive advantages of NOV FIDMASH послепродажное обслуживание каждой единицы is well-functioning after-sale service of each unit выпущенной продукции на всем сроке ее of manufactured products during their whole эксплуатации. Начальник отдела сервиса operation life. А.М. Волков выступил с докладом «Особенности Mr. A.M. Volkov, Director of the Service Department, эффективной эксплуатации оборудования made a report on the Special aspects of effective СЗАО «ФИДМАШ», в котором подробно остановился operation of NOV FIDMASH equipment in на типовых эксплуатационных ошибках, способах which he provided detailed information about их избегания и устранения. Докладчик осветил typical operating errors, ways to avoid and to общие вопросы по установкам (эксплуатационная eliminate them. The reporter covered general документация, качество дизельного топлива и issues related to the company’s systems and units гидравлического масла, проведение сварочных (operational documentation, quality of diesel fuel работ, нарушение правил эксплуатации), общие and hydraulic oil, welding jobs, improper operation), вопросы по эксплуатации, конкретные вопросы СЗАО «ФИДМАШ» выпускает полный комплекс ГРП эксплуатации шасси МАЗ и «под ключ», что было подчеркнуто особо. МЗКТ. Не осталось без внимания рассмотрение ошибок монтажа NOV FIDMASH produces a complete package for hydraulic оборудования на скважинах fracturing on a turn-key basis which was particularly emphasized.

№ 2 (048) Май / May 2014 25 и проблем, возникающих в период эксплуатации general operation issues and specific issues related оборудования (общих и конкретных: по узлу намотки, to the operation of the chassis manufactured by эксплуатации инжектора, превентора, насосной и MAZ and MZKT. Special emphasis was also made азотной установок). Были даны общие рекомендации on well equipment installation errors and issues потребителям, которые помогут более эффективно arising during equipment operation, both general и безотказно эксплуатировать сложную технику и and specific, such as those related to CT reels, the минимизировать влияние пресловутого человеческого operation of the injector, the preventer, the pumping перспективы фактора. В сущности, они просты: нужно неуклонно and the nitrogen units). Consumers received general соблюдать все виды и периодичность проведения recommendations which will facilitate more effective технического обслуживания, требования по and failsafe operation of complex machinery and эксплуатации, отраженные в соответствующих ensure minimization of the proverbial human factor. руководствах, а также повышать квалификацию Essentially they are very simple: you need to strictly специалистов, обслуживающих сложное и follow all types of maintenance procedures and their дорогостоящее оборудование. В этом готов помочь periodicity, operational requirements reflected in the завод-изготовитель, который регулярно проводит relevant manuals as well as to improve the skills of консультирование специалистов Заказчика по the specialists working with complex and expensive особенностям эксплуатации и обслуживания equipment. The manufacturer is ready to help with установок. this as it regularly holds consultations for customer’s Дальнейшая программа касалась конкретных specialists on the special aspects of the operation and разработок предприятия и опыта их эксплуатации. maintenance of the systems and units. О «Системе контроля и регистрации СКР43-20» From here on the agenda was dedicated to the рассказал ведущий инженер-электроник А.Н Давыдов. company’s specific developments and their operation Были даны подробные технические характеристики experience. комплекса, охарактеризованы его возможности и The report on SKR43-20 Logging System was принципы работы с ним. Особо подчеркивалась given by Mr. A.N. Davydov, leading electronic engineer. высокая эргономичность новой СКР, ее графический He provided detailed technical characteristics of the интерфейс и удобное управление. Не осталось без system, described its capabilities and operational внимания и программное обеспечение, в том числе principles. Special emphasis was placed on high программа просмотра данных «СКР Монитор» и ergonomics of the new logging system, its graphic программа просмотра файлов «СКР Архив». interface and user friendliness. Particular attention was Инженер-конструктор В.В. Полторан выступил с given to the software including the data visualization докладом «Азотные установки А100 для работы с program SKR Monitor and the file viewing system SKR колтюбингом», в котором продолжил и углубил тему, Archive. начатую в докладе Ю.В. Белугина. Было рассказано Mr. V.V. Poltoran, a design engineer, made a report об основных видах работ, проводимых с помощью on Nitrogen systems A100 for coiled tubing азотных установок, устройстве и основных принципах operations, in which he took on and further действия криогенной азотной установки (испарительного типа), технических Большая часть доработок, связанных с удобством характеристиках назначении и работы операторов оборудования, появляется возможностях азотных установок, в результате общения производственников с выпускаемых предприятием. пользователями и творческого воплощения обратной Начальник ОКУ С.А. Сергиеня связи, получаемой в процессе потребительских рассказал о «Новых предложениях конференций. оборудования от СЗАО «ФИДМАШ»: об А300, предназначенной для работы в Мost of the improvements aimed at increasing the ease of составе флота ГРП, об инжекторе FM236 с operation of equipment are the result of communication максимальным тяговым усилием 36 200 кг, with consumers and creative implementation of the максимальным толкающим усилием feedback received during consumer conferences. 18 100 кг, предназначенном для работы с гибкой трубой диаметром 38,1; 44,45; 50,8 мм, expanded on the topic started by Y.V. Belugin in his и о колтюбинговой установке МК30Т-30 на базе шасси report. He described the main types of operations МЗКТ или на базе шасси MAN. performed using nitrogen systems, the configuration Доклад «Оборудование для ГРП производства and operational principles of the cryogenic nitrogen СЗАО «ФИДМАШ». Новые решения и (evaporative) system, the technical characteristics, the предложения» был представлен ведущим purpose and the capabilities of the nitrogen systems инженером-конструктором предприятия manufactured by the company. Д.В. Полубинским. Докладчик подробно остановился Mr. S.A. Sergiyenia, head of the Management Control на характеристиках каждой составляющей полного Department, reported on New equipment offered флота ГРП, который выпускает предприятие. Особое by NOV FIDMASH: A300 designed for operating as внимание было уделено новым решениям. По part of the hydraulic fracturing fleet; FM236 injector блендеру: проведена модернизация полуприцепа, with a maximum pull capacity of 36,200 kg and a установлены два раздвижных шнека, что обеспечивает maximum pushing force of 18,100 kg designed for

26 № 2 (048) Май / May 2014 возможность подъезда не менее двух установок для operations with 38.1, 44,45 and 50,8 mm coiled tubing транспортировки расклинивающего наполнителя and the coiled tubing unit MK30T-30 mounted on the и беспрепятственной подачи ими проппанта, при chassis manufactured by MZKT or by MAN. необходимости бункера шнеки можно объединить в The report on Equipment for hydraulic один, установлен смесительный бак объемом 0,6 м3. fracturing manufactured by NOV FIDMASH. P rospects В гидратационной установке установлена кабина New solutions and offers was given by the оператора телескопического типа с подъемной company’s leading design engineer Mr. D.V. Polubinski. верхней частью. Установлено переднее стекло типа The reporter gave a detailed description of the «триплекс» на всю ширину кабины, с водостоком, characteristics of each components of the complete электрическим стеклоочистителем, с обдувом стекла hydraulic fracturing fleet manufactured by the от вентилятора. Внутри установлен автономный company. New solutions received particular attention. (работающий на дизельном топливе) воздушный As far as the frac blender is concerned, the semi-trailer отопитель. was upgraded, two expandable augers were installed В новой СКУ управление на пульте построено на which allows for the access of at least two proppant сенсорных дисплеях с максимальной эргономикой и transporters and smooth supply of the proppant; if комфортом. В СКУ также заменены пульты управления necessary, auger tanks can be combined into one; насосными установками и системой сбора данных на a 0.6 m3 blending tank was installed. A telescopic электронную компьютерную систему с мониторами, operator’s cabin with a retrievable top was installed in чем обеспечивается большая информативность the hydration unit. A triplex windshield was installed отображения процесса и дополнительно across the whole length of the cabin along with a освобождается рабочее пространство; световая drainage system, electric wipers and a demisting fan. мачта оснащена прожекторами светодиодного An autonomous (diesel type) air heater was installed исполнения, что позволяет экономить 3,5 кВт inside. электроэнергии, а при питании электроэнергии от The new control system has ergonomic and easy- дизель-генератора возрастает продолжительность to-use touch-screen displays. The system has also new работы на одной заправке топлива; введена система pump control panels and a data collecting computer поддержки необходимой температуры внутри system with displays which ensures informative рабочего пространства фургона в холодное время, visualization of the process and frees workspace; the что позволяет стабилизировать работу электронных light pole is equipped with diode spotlights which систем; увеличена емкость аккумуляторных батарей, saves 3.5 kW of electrical energy and when the power что обеспечит большую продолжительность работы is supplied by the diesel generator one-filling fuel компьютерного оборудования в случае прекращения capacity increases; a system for maintaining the энергоснабжения; мебель теперь выполняется из required temperature within the workspace of the материалов, включающих алюминий и пластик, что wagon in cold weather which stabilizes the operation увеличивает ее надежность и прочность; в новом of the electronic systems; the battery capacity has been варианте также появилась дверь-купе между основным increased which ensures longer computer operating отсеком и химлабораторией, обеспечивающая time in case of power supply failure; the furniture is больший комфорт рабочего пространства. manufactured from such materials as aluminum and От себя добавим, что большая часть доработок, связанных с удобством Приведены типовые примеры состояния оборудования работы операторов оборудования, первых лет выпуска, а также примеры модернизации появляется в результате общения узлов и агрегатов установок с красноречивыми производственников с пользователями фотографиями «до» и «после». и творческого воплощения обратной связи, получаемой в процессе The reporter gave typical examples of the equipment потребительских конференций. condition during the first years since its manufacture as «Эффективность и опыт well as the examples of unit and system upgrading by using проведения капитальных eloquent before and after-pictures. ремонтов колтюбинговых установок. Система сервисного обслужи- plastic which increases its reliability and durability; вания» – так назывался доклад А.М. Вериго, there is also a pocket door between the main коммерческого директора, и Д.В. Климовича, compartment and the chemical lab ensuring greater начальника отдела сервиса ООО «МашОйл». Это comfort of the workspace. предприятие было создано в 2011 году с целью On our part we would add that most of the предоставления полного спектра сервисных improvements aimed at increasing the ease услуг потребителям в Российской Федерации, of operation of equipment are the result of является официальным представителем по communication with consumers and creative сервисному обслуживанию и поставке запасных implementation of the feedback received during частей оборудования разработки и производства consumer conferences. СЗАО «ФИДМАШ», осуществляет гарантийное и CT workover efficiency and experience. послегарантийное обслуживание оборудования Maintenance service system was the title of the производства СЗАО «ФИДМАШ», проведение report by Mr. A.M. Verigo, commercial director, and by

№ 2 (048) Май / May 2014 27 пусконаладочных работ, обучение специалистов Заказчика правилам эксплуатации и устройства оборудования. Предприятие также проводит работы по капитальному ремонту оборудования прошлых лет выпуска и его модернизации, поставку оригинальных запчастей и импортных комплектующих, а также гибкой трубы «до перспективы дверей» Заказчика. Было подробно рассказано об эффективности и опыте проведения капитальных ремонтов и модернизаций колтюбинговых установок, путях конструктивного усовершенствования узлов и агрегатов колтюбингового оборудования, о формах работы с Заказчиками. Приведены типовые примеры состояния оборудования первых лет выпуска, а также примеры модернизации узлов и агрегатов установок с Mr. D.V. Klimovich, head of the Service Department, красноречивыми фотографиями «до» и «после». MashOil. The company was founded in 2011 to provide Ряд докладов был озвучен представителями других a full range of maintenance services to consumers in предприятий Группы ФИД. the Russian Federation and is an official representative Главный конструктор – первый заместитель in terms of maintenance services and supply of директора СЗАО «Новинка» С.А. Атрушкевич выступил spare parts for the equipment manufactured by NOV с докладом «Основные направления развития FIDMASH; the company provides guarantee and post- компоновок для направленного бурения и guarantee services for NOV FIDMASH equipment, and интенсификации притока. Практический performs start-up and commissioning and training опыт внедрения». Эта технология чрезвычайно of customer’s personnel in operational procedures перспективна в условиях интенсивного развития and equipment configuration. The company also рынка зарезки боковых стволов. Докладчик carries out workover of the previously manufactured рассказал о системах направленного бурения с equipment and its upgrading and makes door-to-door гидравлическим и электрическим каналами связи, delivery of original parts and imported components а также об оборудовании для гидромониторного и as well as coiled tubing. The reporter gave a detailed кислотоструйного бурения, радиального вскрытия account of the efficiency and experience of workover пласта и гидромониторного размыва, а также о and modernization of coiled tubing units, ways to предложениях для тех нефтесервисных компаний, improve the design of CT modules and systems and которые намерены развивать данные технологии. forms of cooperation with the customers. The reporter «Новейшие разработки по оборудованию gave typical examples of the equipment condition для повышения нефтеотдачи пластов» представил Н.В. Максимович. В центре доклада Осуществлять эти уникальные, технологически был комплекс насосный приготавливающий КНП1, предназначенный для осуществления сложные работы помогает надежный и технологии полимерного заводнения. высокотехнологичный флот ГРП производства А.Н. Здрок озвучил доклад «Система СЗАО «ФИДМАШ». управления процессами и автоматизация These unique and technologically complex современного нефтегазового operations are carried out using reliable and high- оборудования. Примеры применения». tech fraccing fleet manufactured by NOV FIDMASH. Пользователи оборудования Группы ФИД выступили со встречными докладами, раскрывающими возможности продукции during the first years since its manufacture as well as предприятия. Представители РУП «ПО «Белоруснефть» the examples of unit and system upgrading by using В.С. Семенков и П.В. Ревяков выступили с eloquent before and after-pictures. докладами «Опытно-промысловые испытания A number of reports were presented by the технологии создания глубокопроникающих representatives of other companies of NOV Group. каналов фильтрации в различных геолого- Mr. S.A. Atrushkevich, chief design engineer промысловых условиях месторождений РБ» и and first deputy director of CJSC Novinka, made «Опыт заправки гибкой трубы геофизическим a report on Main areas of the development of кабелем» соответственно. arrangements for directional drilling and Начальник ЦТР ООО «Татнефть-ЛениногорскРемСервис» well stimulation. Real-life implementation П.С. Демакин рассказал об «Актуальности experience. This technology is extremely применения пенных жидкостей разрыва promising in the context of intensive development для ГРП в условиях Ромашкинского of sidetracking market. The speaker reported on месторождения». Осуществлять эти уникальные, the systems of directional drilling with hydraulic технологически сложные работы помогает надежный and electrical communication channels and on и высокотехнологичный флот ГРП производства the equipment for water and acid jet drilling, radial СЗАО «ФИДМАШ». drilling and high-jetting cleanout as well as offers

28 № 2 (048) Май / May 2014 О том, как современные финансовые инструменты for those oilfield service companies who intend to помогают приобрести дорогостоящее оборудование develop such technologies. для нефтегазового сервиса и получить уверенность в The report on the pumping preparation system его сохранности, рассказал коммерческий директор KNP1 designed for the implementation of Recent ООО «Техностройлизинг» и советник генерального development of equipment for enhanced oil P rospects директора страхового акционерного общества recovery was given by Mr. N.V. Maksimovich. The «Гефест» Р.Я. Игилов в докладах «Инвестиционные report focused on the pumping preparation system проекты в нефтегазовом комплексе» и designed for the implementation of the polymer «Комплексное страхование предприятий water flooding technique. Mr. A.N. Zdrok reported нефтегазового сектора». on the Process control system and automation Проект «Время колтюбинга»: журнал, сайт, of modern gas and oil equipment. Examples of конференция» был представлен директором по application. стратегическому развитию А.А. Пирожковым. The consumers of NOV Group equipment made Завершилась конференция обсуждением за круглым reciprocal reports unveiling the capabilities of their столом, избранные реплики которого мы предлагаем companies’ equipment. Mr. V.S. Semenkov and Mr. вниманию читателей. P.V. Reviakov, representatives of Belorusneft, reported on Pilot testing of deep penetrating filtration Андрей Ершов, генеральный директор, channels under various field conditions in ООО «Урал-Дизайн-ПНП»: Belarus and Experience of running the logging – Для высокотехнологичного нефтегазового сервиса cable through coiled tubing accordingly. у нас уже есть три колтюбинговые установки. На днях Mr. P.S. Demakin, director of Tatneft- будем принимать еще одну – МК30Т производства LeninogorskRemServis, reported on the Applicability СЗАО «ФИДМАШ». Когда мы выбираем оборудование, of foam fluids for hydraulic fracturing in the то в первую очередь учитываем требования context of Romashkino Field. These unique and Заказчика, потому что им должны соответствовать technologically complex operations are carried out характеристики оборудования. Учитываем using reliable and high-tech fraccing fleet manufactured также отзывы потребителей. Следующий этап – by NOV FIDMASH. соотношение «цена – качество». Качество, конечно, Mr. R.Y. Igilov, commercial director of прежде всего, особенно, если цена одинакова. Technostroyleasing and adviser to the managing director of the insurance company Gefest, described Олег Черпит, мастер по ремонту скважин, how present-day financial instruments help purchase «Газпром ПХГ»: expensive equipment for gas and oilfield service and – У нашего предприятия много колтюбинговых gain confidence in its safeguarding in his reports установок. Первые установки появились у нас в 1999 году. С СЗАО «ФИДМАШ» мы начали работать в прошлом году. Побывав на производстве СЗАО «ФИДМАШ», мы Приобрели одну установку МК10Т. Прежде увидели, что качество продукции очень достойное, чем приобрести, консультировались с причем при более низкой цене, чем у заокеанских коллегами, которые на таких установках производителей. уже давно работают. Услышали только During our visit to NOV FIDMASH production facilities хорошие отзывы. Так что, надеюсь, и we saw products of recommendable quality at a lower наша установка будет работать успешно. В будущем планируем закупить еще price than the one offered by foreign manufacturers. МК20. Более мощная «тридцатка» нам не нужна, потому что мы проводим такие работы, как Investment projects in the oil and gas sector растепление гидратных пробок, промывка скважин, and Comprehensive insurance of gas and oil освоение, удаление шлама из забоя. companies. The project Coiled Tubing Times: magazine, Владимир Печенкин, заместитель начальника website, conference was presented by the director for Касимовского участка, «Газпром ПХГ»: strategic development Mr. A.A. Pirozhkov. – Наша организация имеет четыре установки, в том At the end of the conference round-table discussion числе одну МК10Т, которая показала себя прекрасно. was held; below our readers will find the selected quotes. Мы работаем на четырех подземных хранилищах. В последние два года с помощью установки МК10Т на Andrei Yershov, managing director, Касимовском участке успешно произведено Ural-Design-PNP: 65 скважино-ремонтов. For high-tech gas and oilfield service we have three coiled tubing units. One of these days we are receiving Игорь Ковалёв, начальник отдела геологии, one more unit – MK30T manufactured by NOV разработки месторождений и контроля за FIDMASH. When we select equipment we first of all строительством скважин, ООО «Газпром take into consideration the customer requirements добыча Кузнецк»: because the equipment characteristics have to meet – Наше предприятие занимается инновационным them. We also take into account the feedback from

№ 2 (048) Май / May 2014 29 проектом добычи метана из угольных пластов. В конце the consumers. The next stage is value for money with прошлого года мы пробурили две горизонтальные focus on value, especially when the money is the same. скважины с попаданием в вертикальный ствол ранее пробуренной скважины. В настоящее время скважины Oleg Cherpit, well puller, Gazprom UGS: находятся в процессе освоения. Естественно, нам Our company has many coiled tubing units. We понадобится колтюбинговая установка. Побывав на acquired the first ones in 1999. We started cooperating производстве СЗАО «ФИДМАШ», мы увидели, with NOV FIDMASH last year. We purchased one more перспективы что качество продукции очень достойное, причем unit MK10T. Before the purchase we consulted with при более низкой цене, чем у заокеанских our colleagues who had been operating such units for производителей. a long time then. They gave only good references So, hopefully, our unit will be operating successfully as Оримбек Нуржанов, начальник well. In future we plan to additionally purchase MK20. производственно-технического отдела ТОО We do not need a more powerful unit of series-30 «Управление технологического транспорта и because our operations include hydrate thawing, well обслуживания скважин», УТТиОС «КазМунайГаз»: cleanout, testing, and cuttings removal. – Мы на конференции впервые. Хотим закупить «двадцатку» и цементировочное оборудование для Vladimir Pechenkin, deputy director of тампонажных работ. Этот рынок в Казахстане у нас Kasimov Field, Gazprom UGS: открыт, хотим в него зайти. Для нас главное при Our organization has four CT units, including one выборе оборудования – качество и доступность MK10T which performed beautifully. We work in запасных частей. Рассмотрели варианты различных four underground storages. In the last two years we производителей, узнали, что подходящее для performed 65 workover jobs in Kasimov Field using нас оборудование производит СЗАО «ФИДМАШ». MK10T. Намерены его приобрести. Igor Kovalev, director of the Department Азамат Агумаров, генеральный директор, for Geology, Field Development and Well ТОО Equipment Services LTD: Construction Supervision, Gazprom Dobycha – У нас молодая частная сервисная компания. Kuznetsk: В Казахстане интенсивно развивается горизонтальное Our company implements an investment project on бурение. Такие скважины нуждаются в освоении, для methane recovery from coal beds. At the end of last которого предпочтителен колтюбинг. Мы намерены year we drilled two horizontal holes penetrating the производить подобные работы и приобрести для них vertical hole of the previously drilled well. At present колтюбинговую установку. Поэтому мы приехали сюда. the wells are in the development phase. Obviously, we’ll need a coiled tubing unit. During our visit to Денис Закружный, инженер первой категории, NOV FIDMASH production facilities we saw products РУП «ПО «Белоруснефть»: of recommendable quality at a lower price than the one – Мы вместе с Группой ФИД, нашим партнером, offered by foreign manufacturers. внедряем новые технологии на месторождениях Orimbek Nurzhanov, director of the Production Беларуси, которые находятся на третьей-четвертой and Technology Department, Office for Technological стадии разработки. Практически все технологии, Transport and Well maintenance, KazMunayGaz: о которых говорилось на конференции, были It is our first attendance to this conference. We опробованы у нас. Наша компания оказывает услуги would like to purchase a series-20 unit and cementing также в России. Все инновации Группы ФИД у нас equipment for plug operations. This market in есть, и все они работоспособны. Очень удобно в своей Kazakhstan is open and we would like to penetrate стране иметь производителя самой современной it. When selecting equipment what we value most is техники, особенно если он ведущий на всем quality and availability of spare parts. We considered постсоветском пространстве. Это не реклама, это на offers from various manufacturers and found out that самом деле так. the equipment that suited us most is produced by NOV FIDMASH. We intend to purchase it. Павел Ревяков, инженер-технолог, БелНИПИнефть: Azamat Agumarov, managing director, – С помощью техники Группы ФИД мы Equipment Services LTD: активно развиваем колтюбинговые технологии, We are a start-up private service company. Horizontal включая бурение на депрессии и создание drilling is actively developing in Kazakhstan. Such wells глубокопроникающих каналов фильтрации. need to be developed preferably using coiled tubing. В настоящее время у нас ведутся разработки в области We intend to carry out similar operations and for this проведения геофизических исследований скважин purpose to purchase a coiled tubing unit. That’s why we с помощью колтюбинга. Пытаемся также развивать came here. гидропескоструйную перфорацию. Denis Zakruzhny, category I engineer, Юрий Таркин, заместитель директора по Belorusneft: обеспечению производства, ООО «Уфимское Our company together with our partner, FID Group,

30 № 2 (048) Май / May 2014 управление подземного и капитального implements new technologies in Belarusian fields ремонта скважин»: which are at the third-fourth stage of development. – Спектр имеющегося у нас оборудования очень Practically all technologies mentioned during the широк. У нас работает более 90 бригад КРС-ТРС, conference were tested by us. Our company also шесть колтюбингов – «десятки» и «двадцатки». provides services in Russia. We have all FID Group P rospects Планируем к июню нарастить число бригад innovations and they are all functional. It is very КРС-ТРС до 200, а еще иметь дополнительно к convenient to have in one’s own country a manufacturer уже существующим 15 бригад колтюбинга до of cutting-edge machinery especially if this manufacture конца года. Поэтому мы очень заинтересованы is the leader in the whole post-Soviet area. I am not в новых разработках СЗАО «ФИДМАШ». Для нас advertising, this is how it really is. важно соотношение «цена – качество», а также лизинговые предложения, поскольку закупить Pavel Reviakov, process engineer, BelNIPIneft: такую массу оборудования сразу – довольно- Using FID Group machinery we are actively таки сложная задача. А с ростом объемов работ, developing coiled tubing technologies including который предвидится, наша потребность в underbalanced drilling and creation of deep колтюбинговых установках вырастет еще больше! penetrating filtration channels. At present we carry out developments in the area of well geophysical Производственники ждут от потребителей survey using coiled tubing. We also try to develop своей продукции надежной обратной связи. jet perforation. До следующей – одиннадцатой – очной встречи она Yuri Tarkin, deputy director of будет осуществляться посредством сайта компании Production Support, Ufa Department for www.fidmashnov.by. Wire Line Operations and Workover: Manufacturers are looking forward to the reliable Our range of available equipment is very wide. feedback from the consumers of their products. We have over 90 well service and workover Until the next – eleventh – live meeting it will be provided teams, six coiled tubing units – series 10 and through the company’s website . 20. By June we plan to increase the number www.fidmashnov.by of teams to 200 and to have 15 CT teams in addition to those already in place by the end of Руслан Игилов, коммерческий директор, the year. That’s why we are very interested in the new ООО «Техностройлизинг»; советник developments of NOV FIDMASH. Value for money is генерального директора, страховое very important to us, as are leasing offers because it is акционерное общество «Гефест»: very difficult to purchase so much equipment at once. – Наблюдается отчетливая положительная With the expected increase of the volume of work our динамика на рынке потребления колтюбинговых need in coiled tubing units will increase even more! установок и флотов ГРП. Ощущая большой интерес к продукции СЗАО «ФИДМАШ» со Ruslan Igilov, commercial director, стороны сервисных компаний различных Tekhnostroyleasing and adviser to the managing регионов России и СНГ, мы готовы обсуждать director of the insurance company Gefest: совместные проекты со всеми, кто заинтересован There is a distinct upward trend in the market for в приобретении оборудования. coiled tubing units and hydraulic fracturing fleet. Seeing А СЗАО «ФИДМАШ» я желаю новых успехов! great interest in NOV FIDMASH products shown by oilfield service companies from various regions in Russia Закончилась юбилейная 10-я Потребительская and CIS we are ready to discuss joint projects with all конференция СЗАО «ФИДМАШ». who are interested in purchasing equipment. And I wish Производственники ждут от потребителей further success to NOV FIDMASH! своей продукции надежной обратной связи. До следующей – одиннадцатой – очной встречи The anniversary 10th NOV FIDMASH Consumer она будет осуществляться посредством сайта Conference is now over. Manufacturers are looking компании: www.fidmashnov.by. forward to the reliable feedback from the consumers of Там же будут появляться актуальные their products. Until the next – eleventh – live meeting предложения предприятия и информация о it will be provided through the company’s website новых разработках. Надеемся, что они станут www.fidmashnov.by. такими же популярными и привычными, как There you will also find current offers and information колтюбинговые установки, которые потребители about the new developments. We hope that they will ласково называют «десятками», «двадцатками», become as popular and customary as coiled tubing units «тридцатками», подобно тому, как когда-то which were affectionately nicknamed by consumers as легендарные победоносные танки величали ‘10s’, ‘20s’ and ‘30s’ similarly to the way the legendary «тридцатьчетверками». victorious tanks T-34 were called ‘34s’.

Аналитическая группа журнала «Время колтюбинга» Analytical group, Coiled Tubing Times

№ 2 (048) Май / May 2014 31 Надежное партнерство. «Техностройлизинг» – NOV FIDMASH Reliable Partnership. Technostroilizing LLC – NOV FIDMASH

Специализированное проектно-произ- The specialized design and manufacturing водственное предприятие (завод-изготови- enterprise (production-facility) FIDMASH, тель) СЗАО «ФИДМАШ», входящее в NOV, cooperated with Technostroilizing LLC (Moscow, совместно с официальным финансово-ли- RF), the official financial and leasing partner of зинговым партнером NOV FIDMASH – ком- NOV Fidmash in organization of the 10th панией ООО«Технострой-лизинг» NOV FIDMASH’s Conference on Operation of CT (РФ, г. Москва) готовилось к юбилейной Equipment, Cementing, Pumping and Nitrogen 10-й Потребительской конференции Machinery and Hydraulic Fracturing Equipment, СЗАО «ФИДМАШ» по вопросам эксплу- which was held in the conference hall of атации колтюбингового оборудования, Yubileynaya Hotel on April 23–24, 2014. цементировочного, насосного, азотного Before the conference the Commercial Director оборудования и оборудования для ГРП, of Technostroilizing LLC Ruslan Y. Igilov paid a которая проходила с 23 по 24 апреля friendly visit to FIDMASH. It should be noted that 2014 года в конференц-зале гостиницы Ruslan Yakubovich came to FIDMASH not only as «Юбилейная» в Минске. an official delegate, but also as a reporter for the Накануне конференции СЗАО «ФИД- 10th Consumer Conference. He presented reports МАШ» с дружески-рабочим визитом on two relevant subjects. As a commercial director посетил коммерческий директор of Technostroilizing LLC he submitted a report ООО«Технострой-лизинг» Р.Я. Игилов. "Investment projects in the oil and gas sector" Надо отметить, что Руслан Якубович при- and as a councilor of the Director General of ехал в СЗАО «ФИДМАШ» не только как Gefest Joint-Stock Insurance Company he spoke давний участник потребительских конфе- about "Comprehensive insurance of gas and oil ренций и почетный делегат, но и как до- companies". кладчик на 10-й Потребительской конфе- During the event, the Commercial Director of ренции. Он озвучил две актуальные темы Technostroilizing LLC Ruslan Y. Igilov met the в качестве коммерческого директора Director General of FIDMASH A.B. Lapatsentava ООО «Техностройлизинг», выступив с до- and Deputy Director for Technology A.V. Linevich, кладом «Инвестиционные проекты в the Director of Sales and Promotion Y.V. Belugin, нефтегазовом комплексе», а в качестве со- the Director of the Service Department ветника генерального директора страхо- A.M. Volkov and other officers. He highly вого акционерного общества «Гефест» – assessed the 10th Consumer Conference and с докладом «Комплексное страхование the level of FIDMASH technical specialists and предприятий нефтегазового сектора». other experts. He was impressed by valuable and Во время мероприятия коммерческий comprehensive statements of the speakers at директор ООО «Техностройлизинг» Consumer Conference. Р.Я. Игилов встретился с Генеральным Technostroilizing LLC (Moscow, RF), the official директором СЗАО «ФИДМАШ» Е.Б. Лапо- financial and leasing partner of NOV FIDMASH тентовой, с заместителем Генерального директора по техническим вопросам – А.В. Линевичем, с начальником управления продаж Ю.В. Белугиным, с начальником отдела сервиса А.М. Волковым и многими другими, высоко оценив как саму 10-ю По- требительскую конференцию, так и уро- вень специалистов СЗАО «ФИДМАШ», в том числе и технических, а также содержатель- ные и емкие выступления докладчиков Потребительской конференции. Если говорить непосредственно об офи- циальном финансово-лизинговом партне- ре NOV FIDMASH – компании

32 № 2 (048) Май / May 2014 (the status of the official financial and leasing partner was granted to it in September 2012) is an independent non-bank leasing company. It is one of those few firms, which attained success in specialized investment projects in O&G complex (oil service), fuel and energy complex, big and small power engineering. It offers not only financial services, but also technical consultation and support in finding suppliers and manufacturing plants. Direct contacts of Technostroilizing with manufacturing plants allow curbing the customer's expenses and optimizing its processes, while minimizing the terms of equipment supply. These advantages ООО «Техностройлизинг» (РФ, г. Мо- became pillars of the company’s success, allowed сква, официальным финансово-лизин- it building partnership relations with major говым партнером является с сентября equipment producers. FIDMASH, which makes an 2012 года по настоящее время), то это integral part of NOV, is one of its strategic partners. независимая небанковская лизинговая Just before the Tenth Anniversary Consumer компания, одна из немногих, успешно Conference Technostroilizing LLC (Moscow, RF) действующих и специализирующаяся and NOV Fidmash (FIDMASH) implemented a на инвестиционных проектах в сфере joint project of loading and delivery of МК30Т нефтегазового комплекса (нефтесерви- CT unit (МК30Т-10) mounted on МЗКТ 65276 са), ТЭКа, малой и большой энергетики (10х10) for Packer Service LLC, having given one и предлагающая, помимо финансовых more proof of their reliable partnership. услуг, еще и технические консультации, а также поддержку с точки зрения под- The article courtesy of Technostroilizing LLC бора «Поставщика» – завода- изготовителя. Крометого, ООО«Техно- стройлизинг», взаимодействуя напря- мую с заводом-изготовителем, достигает возможности сделать экономику за- казчика более выгодной и оптимизи- рованной, а также минимизировать сроки поставки оборудования. Именно эти составляющие и стали одними из основных слагаемых фундамента успе- ха данной компании, позволившими ей наладить партнерские отношения с крупнейшими заводами-изготови- телями нефтегазового оборудования, в число которых в качестве основного и стратегического входит СЗАО «ФИД- МАШ» как неотъемлемая часть NOV. Незадолго до юбилейной 10-й Потре- бительской конференции ООО «Техно- стройлизинг» (РФ, г. Москва) и NOV FIDMASH (СЗАО «ФИДМАШ») реа- лизовали очередной совместный про- ект по отгрузке и поставке колтюбинго- вой установки МК30Т (МК30Т-10) на шасси МЗКТ 65276 (10х10) для ООО «Пакер Сервис», тем самым под- твердив надежное партнерство.

Материал предоставлен ООО «Техностройлизинг»

№ 2 (048) Май / May 2014 39 ООО «Пакер Сервис» предлагает комплексный подход к многостадийному заканчиванию горизонтальных скважин

Д.В. Чернышев, директор по ГРП и новым технологиям,

технологии ООО «Пакер Сервис»

прос на технологию многостадийного текущих и капитальных заканчивания (МГРП) в горизонтальных ремонтах. скважинах на территории Российской На этапе проведения Федерации в последние несколько лет ГРП основное внимание Ссущественно возрос. ООО «Пакер Сервис» наряду уделяется необходимой с ведущими сервисными компаниями участвует в геометрии трещин и проведении МГРП на территории Западной Сибири. корректной работе Добывающие компании – наши заказчики, компоновки скважинного тратят немало времени и средств на строительство, оборудования. Очистка подготовку, стимуляцию и очистку скважины до ее скважин часто сопряжена ввода в эксплуатацию. На этапе проектирования и с разбуриванием шаров и сдвижных седел строительства горизонтальных скважин одной из компоновок МГРП и нормализацией забоя и, как основных проблем является подбор оптимального правило, требует привлечения установок ГНКТ с профиля скважины и компоновки для проведения диаметром труб 44 мм. многостадийного ГРП, позволяющей создать Технологические возможности ООО «Пакер конструкцию скважины, которая имеет Сервис» позволяют подойти к решению оптимальную «доходимость» до забоя колонн всех вышеозначенных задач в комплексе, ГНКТ и технологических труб при ремонтах что потенциально избавляет заказчиков от скважин. Как следствие, позволяет увеличить необходимости привлекать для выполнения дебит, продлить жизненный цикл скважин, их различных этапов работ многочисленных ремонтопригодность, оптимально приспособить подрядчиков, одновременно предоставляя горизонтальную часть ствола скважины к ГРП, заказчику ряд ценовых и операционных учитывая все геолого-технологические параметры: преимуществ. диаметр открытого ствола, планируемое ООО «Пакер Сервис» может предложить количество ГРП, давление при проведении работ, нефтегазодобывающим компаниям компоновки горно-геологические условия и прочее. Участие из собственных источников или приобрести компании, предоставляющей комплексный сервис необходимое оборудование и техническую при МГРП, крайне положительно сказывается поддержку у сторонней компании, согласно на успешности проведения всех будущих работ спецификации заказчика. Наша компания может как при выводе скважины из бурения, так и при выполнить дизайн ГРП любого уровня сложности,

Рисунок 1 – Установка ГНКТ «Пакер Сервис»

40 № 2 (048) Май / May 2014 равно как и привлечь для оценки 1) Рекомендации по прокладке профиля скважины таких дизайнов зарубежных экспертов на этапе проектирования, высочайшего уровня (например, с использованием специального программного всемирно признанного лидера в обеспечения, позволяющего создании программного обеспечения для дизайнов в дальнейшем обеспечить беспрепятственные ГРП – компанию NSI Technologies Inc., США). работы с гибкими насосно-компрессорными Несмотря на то что ГРП мы занялись не трубами при промывках, фрезеровании технологии так давно, в нашем активе два новейших портов и проведении геофизических работ в высокотехнологичных флота ГРП, успешно горизонтальных скважинах. работающие в настоящий момент на территории 2) Предоставление и инженерное сопровождение Западно-Сибирского региона (один в ХМАО, внутрискважинного оборудования при второй в ЯНАО). Бригад ГНКТ, предоставляющих внедрении компоновок МГРП (подвески услуги под флагом ООО «Пакер Сервис», в хвостовиков, заколонные пакеры различной настоящий момент одиннадцать, и мы планируем конструкции, муфты МГРП (как одноразового, к запуску еще несколько комплексов ГНКТ и ГРП, так и многоразового использования), оснастка, чтобы максимально удовлетворить потребности стингеры и посадочный инструмент) в период нефтегазового рынка в высокотехнологичных сборки, спуска, посадки хвостовика в скважине услугах. ООО «Пакер Сервис» в настоящий и дальнейших работ по ГРП и ГНКТ. момент обладает наибольшим опытом работ по 3) Проведение многостадийного ГРП собственным фрезерованию шаров и посадочных седел МГРП флотом ГРП. в РФ среди колтюбинговых компаний, т.к. одним 4) Проведение работ по фрезерованию шаров из первых в России освоило данную технологию и посадочных седел МГРП с последующим и имеет одновременно в работе 7–8 бригад, освоением скважин с помощью установок ГНКТ. проводящих фрезерование для разных Заказчиков. 5) Проведение геофизических исследований на Предлагая комплексный подход к оказанию услуг горизонтальных скважинах после МГРП при строительстве скважин с целью получения достоверных параметров с многостадийным заканчиванием, работающих интервалов. ООО «Пакер Сервис» на сегодняшний день 6) Проведение работ по закрытию (открытию) является одной из немногих компаний на многоразовых сдвижных седел, с целью российском рынке сервисных услуг, которая оптимизации дебита скважин. может предложить данный сервис «под ключ», 7) Определение реальных дебитов скважин при гарантируя нефтегазодобывающим компаниям проведении работ с ГНКТ с использованием квалифицированный и качественный сервис и в процессе освоения внутрискважинных гарантированный результат. автономных приборов. Полный комплекс услуг при многостадийном заканчивании скважин, предоставляемых нашей ООО «Пакер Сервис» предлагает получить компанией, включает, но не ограничивается услуги МГРП «под ключ» с гарантиями следующим: качества и в кратчайшие сроки.

Рисунок 2 – Флот ГРП «Пакер Сервис»

№ 2 (048) Май / May 2014 41 Внимание! Суперновинка! Attention! Supernovelty!

технологии Управляемый с поверхности скважины гидравлический разрыв пласта с помощью колтюбинга Coiled tubing-assisted surface-controlled hydraulic fracturing

Технология Technology

Предлагаемая технология ГРП позволит The proposed hydraulic fracturing technique повысить доходность нефтегазовых компаний, will allow increasing the earning capacity of oil как отечественных, так и зарубежных, и покрыть and gas producing companies, both domestic денежные расходы, связанные с использованием and foreign, and covering the costs associated данного дорогостоящего способа интенсификации with the use of such an expensive method of well скважин и пластов. stimulation. Технология носит отраслевой характер The technique is industry-based and will render и позволяет в значительной степени it possible to considerably improve the method усовершенствовать излюбленный специалистами of increasing the productive capacity of oil and способ повышения производительности нефтяных gas wells favored by specialists and therefore to и газовых скважин и тем самым увеличить нефте- и increase the oil and gas recovery on the whole. газоотдачу пластовой системы в целом. The technique was developed in Yug-Neftegaz Технология разработана в ООО «Юг-Нефтегаз». Private Limited by prof. Yu.A. Balakirov, Авторы: заместитель директора по науке и Deputy Director for Science and Technologies, технике, доктор технических наук, профессор Doctor of Engineering; P.I. Tobolchenko, chief Ю.А. Балакиров, главный инженер-технолог process engineer; and V.N. Brovchuk, oil and gas П.И. Тобольченко, супервайзер нефтегазовых process supervisor. процессов В.Н. Бровчук. Process algorithm for Алгоритм проведения surface-controlled hydraulic процессов при управляемом с fracturing поверхности гидравлическом разрыве пласта 1. The wells are selected by carefully analyzing the operation of the active oil and gas wells 1. Выбор скважин производится путем with the focus on wells with low oil and gas тщательного анализа работы действующих production rates with account for water-cut, нефтяных и газовых скважин с tendency towards transformation and other акцентированием малодебитных по нефти и adverse impacts. газу скважин, принимая при этом во внимание 2. The selected wells should be located at a обводненность продукции скважин, тенденции distance over 500–800 m from OWC to GOC к преобразованию и другие негативные to avoid water cut and gas contamination последствия. caused by potential breakthrough into the 2. Выбранные скважины должны быть oil-water contact zone and a gas cap in the расположены от ВНК до ГНК на расстоянии formation system. более 500–800 м для избежания обводненности 3. The selected wells should be certified with IPR и загазованности из-за возможного прорыва в curves and PBU curves to determine the well зону водонефтяного контакта и газовой шапки deliverability (with obligatory identification of пластовой системы. the skin factor) in case of steady and unsteady 3. Выбранные скважины должны быть inаlux of fluids. сертифицированы индикаторными 4. The production strings of the selected wells диаграммами и кривыми восстановления should be airtight and, if necessary, withhold

36 № 2 (048) Май / May 2014 давления для определения продуктивности proof-test pressure as well as be equipped with скважин (с обязательным определением blow-out preventers. technologies скин-фактора) в случае стационарного и 5. Before hydraulic fracturing it is recommended нестационарного притоков флюидов из пласта в to perform gamma-neutron logging to make скважину. sure the perforation interval is accurate and 4. Эксплуатационные колонны выбранных functional. скважин должны быть герметичными и 6. Hydraulic fracturing is then carried out выдерживать при необходимости опресовочное according to standard practice using a давление, а также должны быть оборудованы propping agent. противовыбросовыми превенторами. 7. Instead of the existing proppant, silica graded 5. Желательно до начала гидравлического разрыва sand with a grain size from 0.5 mm to 1.0 mm провести гамма-нейтронный каротаж, чтобы along with iron grains of the same diameter is быть уверенными в исправности интервала used as a propping agent. It is better to use the перфорации и в его работоспособности. ready-made reagent for well drilling –

6. Проводится гидравлический разрыв пласта hematite – a reagent with iron oxide (Fe2O3). по стандартной технологии с закрепителем Substitution of the proppant with silica sand трещины. will ensure better placement of propping sand 7. В качестве закрепителя используется взамен grains in the fracture without going beyond существующего проппанта кварцевый its ‘folds’ and therefore creating the necessary отсортированный песок с размерами частичек conditions for accumulation and piling of the песка от 0,5 мм до 1,0 мм, с частичками железа propping agent at the bottom hole. такого же диаметра. Лучше использовать We should note that the current size of the готовый реагент для бурения скважин – proppant which consists of alumina (aluminum

гематит – реагент с оксидом железа (Fe2O3). oxide) is found to be too large compared to the Замена проппанта кварцевым песком позволит size of the fracture (0.5 to1.5 mm) often resulting более благополучно расположить частички песка- in the necessity of the post-frac flushing of the закрепителя в объеме трещины без выхода за well to bring up to the surface the compacted пределы ее створок, создавая тем самым условия для propping grains that ‘fell’ to the bottom hole. накопления и складирования закрепителя на забое The suggested propping agent based on the скважины. mixture of silica sand grains of various size and Отметим, что существующие размеры magnetic substances will make it possible – under проппанта, который состоит из глинозема (оксида pressure and the effect of the magnetic field алюминия), оказываются слишком большими по created using the magnetic generator and coiled сравнению с размерами образованной трещины tubing – to successfully place and secure the sand (0,5 до1,5 мм), вследствие чего нередко после ГРП and magnetic substance grains in the ‘fold’ of приходится промывать скважину, чтобы вынести the fracture controlling the size of the post-frac на поверхности «упавшие» на забой скважины fracture from the surface. уплотненные шарики закрепителя. 8. The magnetic generator [1] with a capacity of В предлагаемом случае закрепитель на базе 110 to 120 thousand A/m is then lowered using смеси кварцевых песчинок различного диаметра coiled tubing. с магнитоактивными веществами позволит By varying the depth of the magnetic generator под действием давления и магнитного поля, lowered into the well you can change the size of создаваемого с помощью магнитного генератора и the fracture and ‘galvanize’ the silica sand and колтюбинга, благополучно расположить и укрепить magnetic substances compacting the within the частички песка и магнитоактивных веществ в folds of the fracture. створке трещины, варьируя размеры образованной Thus, the folds of the fracture will start после ГРП трещины с поверхности. ‘breathing’ and like a sea sponge will expand or 8. На гибкой трубе спускается магнитный contract its size. генератор [1] мощностью 110–120 тысяч А/м. Варьируя глубину спущенного в скважину магнитного генератора, можно изменять размеры трещины и «оживлять» кварцевый песок и Литература / References магнитоактивные вещества, уплотняя их внутри створок трещины. 1. Балакиров Ю.А., Светлицкий В.М. Технико- Таким образом, створки образовавшейся трещины технологические основы магнитоизоляционных начнут «дышать», словно морская губка, и расширять работ в скважинах. – Киев, 1989. или суживать ее размеры.

№ 2 (048) Май / May 2014 37 Проведение многостадийного ГРП с применением колтюбинга и системы жидкости ГРП TriFrac-C™ технологии Multi-stage hydraulic fracturing using coiled tubing and TriFrac-C™ fluid system

С.А. Заграничный, технический директор Trican Well Service Stanislav Zagranichny, technical director, Trican Well Service

а последние несколько лет прогресс в сфере услуг or the last few years progress in the area of проведения ГРП в горизонтальных участках hydraulic fracturing in horizontal sections of Зскважин резко шагнул вперед, и компания Trican Fthe well has dramatically stepped forward and Well Service внесла свой весомый вклад в развитие и Trican Well Service contributed significantly to the совершенствование данных технологий. Особого development and improvement of these technologies. внимания заслуживают технологии многостадийного Special attention should be paid to multi-stage and и селективного ГРП, которые позволяют проводить selective fraccing techniques which allow performing обработку в протяженных горизонтальных участках treatment in extended horizontal sections of the well. скважин. Trican Well Service applies disciplined scientific Trican Well Service применяет упорядоченный и approach to research, development, innovative научный подход к исследованиям, разработкам, products and technological processes and takes due инновационным продуктам и технологическим account of safety measures, quality and minimization процессам, при этом обязательно учитываются of adverse environmental impact of its products. The аспекты техники безопасности, качества и снижения company’s customers are supplied with techniques and негативного воздействия деятельности компании на processes aimed not only at efficiency, effectiveness окружающую среду. Заказчики компании получают and considerable saving but first of all at labor технологии и процессы, нацеленные не только на protection, safety measures and environmental результативность, эффективность и значительную protection. Trican Well Service’s mission is to deliver экономию, но, в первую очередь, на охрану труда, a integrated technical solution for well completion, технику безопасности и охрану окружающей среды. cementing, hydraulic fracturing to coiled tubing. Миссия компании Trican Well Service заключается в In the beginning of the last year the range of предоставлении законченного технического решения – well completion systems was expanded due to the от заканчивания, цементирования, гидроразрыва и acquisition of a Norwegian company specializing in до использования колтюбинга (гибких НКТ). completion equipment and downhole interventions В начале прошлого года ассортимент систем and to date Trican managed to create a comprehensive заканчивания был расширен, благодаря приобретению package of field-tested completion systems. норвежской компании, специализирующейся на At present, being one of the largest providers of производстве оборудования для заканчивания downhole interventions Trican offers a wide range of и проведении внутрискважинных операций, и к techniques for multi-stage completion of horizontal настоящему времени компании Trican удалось создать holes using hydraulic fracturing. The completion всеобъемлющий комплекс систем заканчивания, service is composed of highly qualified and проверенных в полевых условиях. На сегодняшний experienced specialists working on most advanced день, являясь одним из крупнейших поставщиков developments which makes it possible, unlike the внутрискважинных операций, Trican предлагает competitors who offer universal techniques, to supply широкий спектр технологий многостадийного customized technical solutions meeting specific заканчивания горизонтальных скважин с customer’s requirements. Completion techniques are использованием гидроразрыва пласта (МГРП). Служба implemented using multi-stage fraccing systems which заканчивания состоит из высококвалифицированных are mounted both in open and cemented holes and are и опытных специалистов, работающих над самыми ball-activated – each system allows completing around передовыми разработками, что позволяет, в отличие 40 stages. Moreover, the company has systems with от конкурентов, предлагающих универсальные limited breakthrough which ensures even distribution технологии, предоставлять индивидуальные of the fluid flow among all interval logs and allows технологические решения, отвечающие activating up to 20 sleeves by dropping just one ball. требованиям конкретного заказчика. Технологии Besides ball-activated system, the company offers BPS заканчивания реализуются посредством систем (Burst Port System®), designed to implement multi-

38 № 2 (048) Май / May 2014 МГРП, устанавливаемых как в открытых, так и в stage fraccing system assemblies both in open and цементируемых стволах скважин, и активируемых cemented holes. This equipment is used along with при помощи шаров – каждая система позволяет Trican’s selective fracturing cup tool (C2C) lowered закончить порядка 40 стадий. Также компания into the hole using coiled tubing to perform hydraulic располагает системами с ограниченным подходом, fracturing for an unlimited number of intervals. Burst обеспечивающим равномерное распределение Port System® can also be lowered into the well as a потока жидкости по всем интервалам обработки и hydraulic sleeve to initiate fraccing for the lowest log technologies позволяющим активировать до 20 муфт посредством interval as part of ball-activated cementing systems сброса всего лишь одного шара. Помимо систем, and to perform “plug-and-perf” treatment. активируемых шарами, Trican предлагает The i-Can technology uses mechanically activated оборудование с разрывными портами BPS (Burst Port multi open/close sleeves designed specifically for System)®, предназначенное для установки в составе multi-stage fraccing in horizontal holes. i-Can is used систем МГРП как в открытых, так и цементированных in combination with the hydraulic pusher i-Shift стволах. Данное оборудование используется вместе lowered into the hole using coiled tubing for selective с двучашечным пакером С2C производства Trican, opening, treatment and closing of the sleeves. The спускаемым на колтюбинге для проведения ГРП в i-Can technology ensures unobstructed and multiple неограниченном количестве интервалов. Система с opening and closing of the sleeves at a pressure of разрывными портами BPS® также может спускаться up to 10 000 psi. This system will allow subsequently в скважину в качестве гидромуфты для инициации performing repeated hydraulic fracturing or shutting ГРП в самом нижнем интервале обработки в составе off individual intervals in case of water intrusion. i-Can цементируемых систем, активируемых шарами, а also ensures additional flexibility during multi-stage также для проведения обработки по технологии «plug- fraccing using coiled tubing with or without a packer. and-perf». Fracture treatment is perfomed through coiled tubing Технология i-Can предполагает использование or annulus. механически активируемых муфт с функцией Apart from its conventional fracturing technologies многократного открытия/закрытия, Trican Well Service continues developing and offers сконструированных специально для операций МГРП в its customers a whole range of systems for extracting горизонтальных участках скважин. i-Can используется difficult resources including those related to the в комбинации с гидравлическим толкателем i-Shift, technological process to comply with the industry спускаемым на колтюбинге для селективного requirements. Due to increased horizontal drilling открытия, обработки и закрытия муфт. Технология and completion the company finds it promising i-Can позволяет беспрепятственно и многократно and necessary to use a comprehensive approach to открывать и закрывать муфты в условиях давления delivering its solutions for various fraccing processes до 700 атм. Даная система позволит впоследствии under difficult conditions. проводить повторные операции ГРП или перекрывать In February 2014 Trican Well Service implemented отдельный интервал в случае обводнения. i-Can 27 stages of fraccing at a well with a mounted 114-mm также обеспечивает дополнительную гибкость при completion system with sliding multiple-use sleeves проведении операций МГРП посредством колтюбинга i-Can, activated through coiled tubing, for an operator с использованием пакера или без него. Обработка ГРП in North America. All stages were completed within проводится по ГНКТ или затрубному пространству. 24 hours. Помимо своих, уже ставших традиционными, For interventions a 2 3/8” 4000-m long coiled tubing технологий гидроразрыва, компания Trican Well was used (GT-100, WT of 0.175” to 0.224”, SMARTaper). Service продолжает разработку и предлагает своим The bottom hole assembly consisted of an i-Shift заказчикам целый ряд решений трудноизвлекаемых pusher, a retrievable bridge plug and a hydraulic jet ресурсов, в том числе в отношении технологических perforator in case of impossibility to open one of the процессов для соответствия требованиям отрасли. sliding sleeves. The i-Shift tool is a selective hydraulic С ростом объемов горизонтального бурения и pusher for opening and closing sliding sleeves. The заканчивания скважин компания видит перспективы pusher is actuated by the flow at the required depth for и необходимость комплексного подхода в multiple opening and closing of the sleeves during one предоставлении своих решений по различным round-trip of coiled tubing. i-Shift can be completed процессам гидроразрыва в сложных условиях. with inserts for operations with sliding sleeves of В феврале 2014 года компания Trican Well Service various sizes and can be used as a tool for low, upper or провела операцию 27-стадийного ГРП на скважине с double action depending on the configuration of the установленной системой заканчивания типоразмером completion system. 114 мм со сдвижными многоразовыми муфтами Technologically opening of sliding sleeves was i-Can, активируемыми при помощи колтюбинга, для performed according to the following procedure. компании – оператора в Северной Америке. After the coiled tubing reached the predetermined Все стадии были завершены в течение 24 часов. depth and the i-Shift profile was connected to the Для проведения операций была применена труба connecter of the sliding sleeve, the hole was bridged колтюбинга типоразмером 2 3/8” (марка GT-100, isolating the lower part of the wellbore. Under the толщина стенки от 0.175” до 0.224”, тип SMARTaper) weight of the coiled tubing and the applied pressure и длиной 4000 м. КНБК состояла из инструмента- the sleeve activated into the open position. Fraccing

№ 2 (048) Май / May 2014 39 Рисунок 1 – Проведение ГРП при помощи толкателя i-Shift, мостовой пробки колтюбинга в Северной Америке многократного использования и Figure 1 – C–T-assisted hydraulic fracturing гидропескоструйного перфоратора in North America на случай невозможности открытия одной из сдвижных муфт. Инструмент i-Shift представляет технологии собой селективный гидравлический толкатель для операций по открытию и закрытию сдвижных муфт. Толкатель активируется потоком на необходимой глубине для многократного открытия и закрытия муфт в течение одного спуско-подъема колтюбинга. i-Shift может комплектоваться вставками для операций со сдвижными муфтами различных типоразмеров, а также может использоваться как инструмент для нижнего, верхнего или двойного was performed through the annular space of the coiled действия в зависимости от конфигурации системы tubing and after the treatment was done tensioning заканчивания. of the coiled tubing caused the equalizing valve of Технологически операция по открытию the bottom hole assembly to open returning the сдвижных муфт проводилась следующим образом. bridge plug into the run-in position. The bottom hole Когда колтюбинг достиг заданной глубины и assembly was then moved to the level of the next профиль толкателя i-Shift был присоединен к sleeve and the operation was repeated. стыковочному разъему сдвижной муфты, внутри The company has recently developed TriFrac-C to муфты устанавливалась мостовая пробка, тем самым be used as a fluid system for hydraulic fracturing. At изолируя нижнюю часть ствола скважины. Под present guar-based fraccing fluids are most common действием веса колтюбинга и приложенного давления in the industry. However, under the geological муфта активировалась в открытое положение. ГРП conditions of tight reservoirs difficulties arise related проводился по затрубному пространству колтюбинга, to the failure to observe the operational characteristics а после обработки, посредством натяжения of the productive formation as a result of injection колтюбинга,открывался уравнительный клапан КНК, of guar/borate-based fraccing fluids. It was that возвращая в транспортное положение мостовую exact situation that the operator found itself in when пробку. КНБК перемещалась на уровень следующей hydraulic fracturing did not produce the expected flow муфты, и операция проводилась повторно. rates. Trican’s engineers studied the reasons behind the В качестве системы жидкости ГРП использовалась problem and came up with a solution – an alternative новая разработка компании под маркой TriFrac-C. fraccing fluid system to preserve the operational В настоящее время применение жидкостей ГРП на characteristics of the formation. Trican offered основе гуара является наиболее распространенным в TriFrac-C system consisting of a zirconate crosslinker отрасли. Однако в геологических условиях плотных and carboxymethyl cellulose-based gelifier. коллекторов возникают осложнения, связанные TriFrac-С system has improved chemical с нарушением эксплуатационных характеристик characteristics and leaves practically no insoluble продуктивного пласта вследствие закачки систем ГРП sediments in the fracture minimizing the damage на основе гуаровых/боратных жидкостей. Именно to the productive formation. The size of solid с такой ситуацией столкнулась компания-оператор, particles resulting from the degradation of TriFrac-C когда в результате проводимых ГРП не достигались system is at least 10 times smaller than the particles планируемые дебиты по скважинам. resulting from the degradation of guar-based fluids. Инженеры Trican провели исследование причин This system is also effective within a wide range of возникшей проблемы и предложили решение с temperatures (from 30 °С to 120 °С). TriFrac-C system альтернативной системой ГРП для сохранения employs a unique combination of instant and delayed эксплуатационных характеристик пласта. Trican crosslinkers the concentration and proportion of была предложена система жидкости ГРП TriFrac-C, which can be changed according to the customer’s состоящая из циркониевого (zirconate) сшивателя и requirements and the existing formation conditions by загеливателя на основе карбоксиметилцеллюлозы selecting viscosity factor separately for each operation. (СМС). Before starting fraccing operations TriFrac-C system Система TriFrac-С имеет улучшенные химические was demonstrated to the customer at Trican Well свойства, практически не оставляет нерастворимого Service’s research center located in Houston to agree осадка в трещине, тем самым минимально повреждая on the fluid stability factor and its impact on the продуктивный пласт. Размер твердых частиц, retained conductivity. The outcome fully satisfied образующихся в результате распада системы and even surpassed the customer’s requirements and TriFrac-C, минимум в 10 раз меньше размера частиц, expectations.

40 № 2 (048) Май / May 2014 образующихся после распада жидкостей, основанных на гуаре. Также данная система эффективна в широком диапазоне температур (от 30 °С до 120 °С). В системе жидкости TriFrac-C задействована уникальная комбинация сшивателей мгновенного и замедленного действия, концентрацию и соотношение которых можно изменять согласно требованиям technologies Заказчика и имеющимся пластовым условиям, Рисунок 2 – Сшитая жидкость на основе подбирая показатели вязкости индивидуально для гуара каждой работы. До начала операций ГРП система Figure 2 – Guar-based TriFrac-C была представлена компании-заказчику в cross-linked fluid научно-исследовательском центре Trican Well Service, расположенном в Хьюстоне, для согласования The fraccing fluid was injected thorough the coiled показателей стабильности жидкости и ее влияния на tubing annulus using an assembly of sliding sleeves остаточную проводимость трещины ГРП. Результаты which opened with the bottom-hole tool of the coiled полностью удовлетворили и даже превзошли tubing following the above algorithm. The initial требования и ожидания заказчика. design foresaw the injection of 18 tons of size-100 sand Закачка жидкости ГРП проводилась по затрубу and 40/70 proppant at 480 kg/m3 per stage. колтюбинга, через компоновку подвижных муфт, As the treatment stages were completed the которые открывались при помощи забойного representatives of the customer’s engineering group инструмента колтюбинга согласно алгоритму, continuously optimized the design based on the описанному выше. Изначальный дизайн операции performance of the injected fluid and porosity предполагал закачку 18 тонн песка фракции 100 и and permeability. During injection, changes were проппанта размером 40/70 с загрузкой 480 кг/м3 на introduced during hydraulic fracturing itself based on стадию. По мере заканчивания стадий обработки представители инженерной группы Заказчика постоянно оптимизировали дизайн, основываясь на показателях эффективности закачиваемой жидкости и ФЕС пласта. В процессе закачки изменения проводились непосредственно в процессе ГРП на основании показателей давления на забое скважины на начальных, промежуточных и последних стадиях обработки. Где-то в середине горизонтального участка 3 Рисунок 3 – Сшитая на стадии загрузки 770 кг/м Trican получили СТОП; жидкость ГРП TriFrac-C однако, поскольку труба колтюбинга находилась в Figure 3 – Cross-linked скважине, промывка забоя скважины от жидкости fraccing fluid TriFrac-C и проппанта была проведена без потерь времени, и следующая муфта была открыта без каких-либо the pressure indicators in the bottom-hole at the initial, проблем. intermediate and final treatment stages. Somewhere Компания Trican Well Service продемонстрировала in the middle of the horizontal section at 770 kg/m3 в данном случае способность предлагать Trican received STOP; however, since the coiled tubing инновационные решения для индивидуальных was in the hole, bottom-hole flushing of the fluid and специфических потребностей заказчика, proppant was performed without time losses and the применяя комплексный подход к технологическим next sleeve was opened without any problems. процессам, а также оперативно работать совместно In this case Trican Well Service demonstrated с Заказчиком для достижения оптимальных its capability to offer innovative solutions to meet результатов и показателей эффективности. Таким customer’s individual specific needs by using a образом, Trican Well Service позиционирует себя не comprehensive approach to the technological только как поставщика оборудования и готовых processes and to work in a timely manner together продуктов, а также как компанию, предлагающую with the customer to achieve best results and высокотехнологичные комплексные решения. performance. Therefore, Trican Well Service positions Мы также считаем, что наш индивидуальный itself not only as a supplier of equipment and ready подход к Заказчикам, устойчивый уровень products but also as a company which offers high-tech инвестиций в научно-исследовательские и опытно- integrated solutions. конструкторские разработки, опыт работы по всему We also believe that our continuous focus on миру, знания и умения позволят нам предоставлять meeting our customers’ needs, our consistent investing адаптированные технические решения для in research and development, world-wide working российских проектов разработки сложных experience, and our expertise will allow us to supply месторождений, а также оказывать услуги самого customized technical solutions to Russian difficult высокого качества. development projects by providing high-quality services.

№ 2 (048) Май / May 2014 41 48 № 2 (048) Май / May 2014 № 2 (048) Май / May 2014 49 IPTC 16742 Первые в России шаги ГРП с созданием каналов дают

технологии начало новым направлениям в стимуляции скважин нефтяных месторождений* First Steps of Channel Fracturing in Russia Set New Directions for Production Increase of the Oil Fields*

Copyright 2013, International Petroleum Technology Conference

Алексей ЮДИН, Филипп ЭНКАБАБИАН, Константин ЛЯПУНОВ, Константин БУРДИН, «Шлюмберже»; Алексей НИКИТИН, Сулейман СИТДИКОВ, Светлана СЕРДЮК и Александр СЕРДЮК, «Роснефть»

Alexey YUDIN, Philippe ENKABABIAN, Konstantin LYAPUNOV, Konstantin BURDIN, Schlumberger and Alexey NIKITIN, Suleyman SITDIKOV, Svetlana SERDYUK and Alexander SERDYUK, Rosneft

Аннотация Abstract Технология создания каналов в трещине ГРП с Channel fracturing technique changes the concept течением углеводорода по каналу вместо привычной of proppant fracture conductivity generation фильтрации через пористую набивку изменяет by enabling hydrocarbons to flow through open устоявшееся представление о роли проводимости channels instead of the proppant pack. The new проппантной пачки. В основе новой технологии лежат technique is based on four main components: четыре основных компонента: proppant pulsing at surface with fracturing 1) подача проппанта для замеса на поверхности equipment and software, a special perforation порционно, что было реализовано благодаря strategy, fibrous material to deliver stable channels, модифицированию технологического оборудования and a set of models to optimize channels geometry. и программного обеспечения; Channel fracturing in Russia’s oil fields began in 2) особый подход в проектировании и выполнении 2008 as field testing operations in tight collaboration перфорации; with the development team. Full-suite logs provided 3) использование волоконных модификаторов geomechanical models and ensured fracture реологии жидкости для обеспечения временной channels optimization. An important result of those и пространственной стабильности каналов; first treatments was long-term channels stability. The 4) расчетная модель для оптимизации геометрии treated wells continue to show stable productivity каналов. over a four-year period. As of today, more than 90 Гидроразрыв с созданием каналов начал channel fracturing treatments have been pumped in применяться в России в 2008 году в рамках полевых Russia with no screen-outs. A very low screenout risk испытаний в тесном сотрудничестве между has become one of the most important advantages коллективами производственников и разработчиков. of the technology; the fibers make fluid more stable Для построения надежной геомеханической модели while the presence of clean pulses around proppant и оптимизации геометрии проппантных структур structures ensure bridging-free flow. As the channel’s был проведен необходимый комплекс работ по геофизическому исследованию скважин-кандидатов. Важным результатом первых испытаний является *This paper was prepared for presentation at the International Petroleum Technology Conference held in Beijing, China, сохранение созданной канальной структуры в 26–28 March 2013. долгосрочной перспективе. Обработанные скважины This paper was selected for presentation by an IPTC Programme демонстрируют стабильные дебиты уже в течение Committee following review of information contained in an четырех лет. На сегодняшний день в России выполнено abstract submitted by the author(s). Contents of the paper, более 90 ГРП с созданием каналов при полном as presented, have not been reviewed by the International Petroleum Technology Conference and are subject to correction отсутствии преждевременной остановки работы by the author(s). The material, as presented, does not necessarily («стопов»). Крайне низкий риск «стопа» стал одним из reflect any position of the International Petroleum Technology самых важных преимуществ этого метода: с одной Conference, its officers, or members. Papers presented at IPTC are subject to publication review by Sponsor Society Committees стороны, волоконные добавки существенно улучшают of IPTC. Electronic reproduction, distribution, or storage of any транспортные свойства жидкости гидроразрыва part of this paper for commercial purposes without the written consent of the International Petroleum Technology Conference при переносе проппанта, а, с другой стороны, наличие is prohibited. Permission to reproduce in print is restricted to an abstract of not more than 300 words; illustrations may not be copied. The abstract must contain conspicuous acknowledgment *Данный доклад был представлен на Международной нефтегазовой of where and by whom the paper was presented. Write Librarian, технологической конференции (International Petroleum Technology IPTC, P.O. Box 833836, Richardson, TX 75083-3836, U.S.A., Conference), в Пекине (Китай), 26–28 марта 2013 г. fax +1-972-952-9435

44 № 2 (048) Май / May 2014 порций жидкости без проппанта способствует conductivity does not depend on proppant size to прекращению увеличения размера проппантных hold channels open, treatments can be performed пробок и их дальнейшему разрушению. Поскольку with smaller proppants (20/40 or 16/20 mesh) проводимость канальной структуры практически instead of larger proppants (12/18 mesh) that have не зависит от размера зерна расклинивающего an increased risk of screenout. агента, фиксирующего каналы в открытом In combination with abrasive jetting perforations,

состоянии, обработки можно выполнять, используя channel fracturing has proven to be an efficient technologies мелкозернистые проппанты с размером зерна 20/40 stimulation solution for Russia’s multi-layered или 16/20 вместо 12/18, что также снижает риск reservoirs. This completion technique ensures proper возникновения «стопа». flow distribution into perforation clusters according ГРП с созданием каналов в комбинации с абразивной to the channel’s specific requirements. пескоструйной перфорацией продемонстрировал свою It also allows reliable proppant admittance through эффективность для многопластовых месторождений. jetted caverns. Такая техника заканчивания гарантирует Channel fracturing increases the effective half- необходимое распределение приемистости между length with increased treatment size. A considerable перфорационными группами для образования number of channel fracturing jobs with proppant заданной геометрии каналов, а также обеспечивает mass equal to standard fracturing designs беспрепятственное прохождение проппанта через have been performed – significantly increasing перфорационные отверстия. channeled length and providing better production Технология ГРП с созданием каналов является in low permeability (1 to 3 mD) oil reservoirs. действенным способом увеличить полудлину Based on production analysis of stimulated wells трещины при увеличении общего объема работы. in five different areas, a correlation between Было выполнено значительное количество таких incremental channel fracturing productivity over работ с массой проппанта, равной массе проппанта the conventional stimulation technique and kH в обычной работе. В результате созданы каналы value of the formation can be made: the higher the большей длины и достигнуты большие дебиты в kH the more significant the advantage of the channel нефтяных пластах низкой проницаемости (1–3 мД). fracturing is in oil wells. Анализируя добычу простимулированных скважин в пяти различных регионах, были найдены корреляции Introduction между приростом дебита по сравнению с обычным Hydraulic fracturing in western Siberia is by ГРП и значением кН продуктивного нефтяного far most effective method of oil production пласта: чем выше кН, тем более значительно преимущество канального ГРП. enhancement. Majority of the Neocomian formations have low permeability (1–3 mD) and high lamination in the fields around Nefteyugansk Введение City. Priobskoe Field, one of the world’s largest Гидроразрыв пласта в Западной Сибири, безусловно, conventional oil fields is a representative sample является наиболее эффективным методом for the area. This giant field produces from увеличения добычи нефти. Большая часть неокомских three formations – AS12, AS11 and AS10, whose залежей в районе Нефтеюганска обладают низкой properties are shown in the Table 1. Many wells проницаемостью (1–3 мД) и высокой слоистой have simultaneous production from several неоднородностью. Приобское месторождение, одно intervals in which massive hydraulic fracturing из самых больших нефтяных месторождений в treatments were placed since 2002 to maximize мире, можно рассматривать в качестве типичного production. A history of the propped fracturing примера для этого района. Добыча на этом гигантском designs evolution was written by Timonov et al. месторождении ведется из трех продуктивных 2006 and Nikitin et al. 2007. Priobskoe was always пластов – AС12, AС11 и AС10, их свойства приведены в a primary target for new stimulation technologies, табл. 1. Во многих случаях скважины эксплуатируют since it is relatively well-studied; full-suite logs, сразу несколько пластов. Широкомасштабное core analysis, geomechanics studies and fracture использование гидроразрыва для интенсификации geometry measurements are available for dozens притока началось с 2002 года. История адаптации of wells. Another feature of the formations is low дизайна ГРП описана Тимоновым с коллегами water contents. Since this significantly lowers the (2006 год) и Никитиным с коллегами (2007 год). risk of the fracture growing into a water zone, Приобское месторождение всегда было основным the optimum fracture design can be modeled полигоном для апробации новых технологий по without restrictions on the treatment size and причине хорошей изученности: полнообъемный proppant concentration. Several iterations in the комплекс ГИС, отбор керна, исследования optimization process were made with various new геомеханических свойств и измерения геометрии technologies that deliver longer fractures, cleaner трещин были выполнены в десятках скважин. proppant packs and better fluids. Отличительной особенностью вышеуказанных As a next step in the evolution of the optimization пластов (неокома) является низкая обводненность, process, channel fracturing was field tested in поэтому увеличение высоты трещины ГРП, как 2008 with the goal of testing its applicability правило, не приводит к повышению содержания воды and to further improve on its delivery. Channel в добываемой пластовой жидкости. Таким образом, fracturing is based on the concept that allows

№ 2 (048) Май / May 2014 45 максимальный объем работы и максимальная hydrocarbon flow inside the fracture through концентрация не являются ограничивающими open channels between propping pillars. Open факторами для достижения оптимального дизайна channels are obtained by pulsing proppant on при проектировании работы. Было совершено surface in conjunction with specialized equipment технологии несколько шагов для оптимизации результатов and fibers which creates heterogeneous proppant гидроразрыва путем использования ряда новых placement. Fibers are necessary to prevent proppant технологий для создания более длинной трещины, settling during placement and closure. As a result, дающих лучшую очистку проппантной пачки и unpropped, interconnected spaces remain thatare более высокое качество жидкости гидроразрыва. stable and open for flow. Conductivity of the

Таблица 1 – Осредненные свойства пластов Приобского месторождения Table 1 – Average Properties of the Priobskoe Field

Пласты / Reservoir Layers Пластовые характеристики / Reservoir characteristics АС10 / АS10 АС11 / АS11 АС12 / АS12

Вертикальная отметка / Average TVD, m 2410 2450 2560

Тип коллектора / Type of collector Терригенный/Terrigenous

НН мощность, м / Average net pay, m 10 12 25

Пористость / Porosity 0.19 0.19 0.18

Нефтенасыщенность / Oil saturation 0.68 0.70 0.66

Проницаемость, мД / Permeability, md 1–3 1–5 1–2

Содержание глин / Shaliness 0.7 0.6 0.75

Коэфф-т расчлененности / Scattering coefficient 4 5 10

Температура, °С / Temperature, °С 88 89 93

Начальное давление, атм / Initial Reservoir pressure, atm 240 248 250

Вязкость нефти, сП / Oil viscosity ( in-situ conditions), cp 1.52 1.36 1.36

Плотность нефти в пл. условиях / In-situ density of oil 0.796 0.775 0.788

Плотность нефти в пов-ых усл-ях / Surface density of oil 0.868 0.866 0.863

Коэфф-т сжимаемости / Volume compressibility 1.196 1.229 1.202

Содержание серы и парафинов в нефти, % / Sulfur, wax - content in oil, % 1.18 / 2.47 1.25 / 2.48 1.18 / 2.52

Давление насыщения, атм / Bubble point pressure, atm 83 100 100

Газовый фактор, м3/м3 / Gas saturation, m3/m3 51 55 49

Следующим шагом с целью оптимизации ГРП в channels is significantly increased compared to 2008 году было проведение полевых испытаний a homogenous proppant pack. нового метода ГРП с созданием каналов внутри Figure 1 provides a visualization of the pillars трещины, находившегося в то время на стадии distribution, fracture walls bending between НИОКР. Цель пилотной кампании состояла в them (left side) and resulting flow channels проверке применимости и в дальнейшем улучшении (right side). процедуры выполнения. Гидроразрыв с созданием Fundamentals and mechanisms of channel каналов представляет принципиально новый подход fracturing can be found in the first publication by создания проводимости трещины. Он предполагает Gillard et al., 2010 and more recent one by Medvedev создание каналов в проппантной пачке в трещине et al., 2013. Case studies from western Siberia can ГРП. При этом во время добычи имеет место be found in publications by Kayumov et al., 2012 свободное течение углеводорода по каналу вместо and Sadykov et al., 2012. This paper will detail a фильтрации через проппантную пачку. Создание comprehensive and long-term report on channel открытых каналов достигается гетерогенным fracturing treatments performed within a four- размещением расклинивающего агента: проппант year period, starting with its very first steps in field в жидкость гидроразрыва подается на поверхность testing followed by long-term channels stability не непрерывно, а порциями, с использованием study. Finally, the paper will summarize applications специального оборудования и волоконных добавок. developed locally in Priobskoe, Prirazlonoe and Волокна предотвращают оседание проппированных Malobalykskoe fields.

46 № 2 (048) Май / May 2014 областей в жидкости под действием гравитационного First Steps of Channel поля во время закачки и закрытия трещины. В Fracturing результате такой обработки в проппантной пачке Research of the formation’s mechanical properties образуются не заполненные проппантом, соединенные was conducted with advanced well logging prior to между собой области, которые остаются открытыми и the start of field testing of channel fracturing using the technologies служат каналами для текущей жидкости. Проводимость correlations between static and dynamic properties этих каналов существенно выше проводимости obtained by core analysis. The geomechanics of однородной проппантной набивки. На рис. 1 Priobskoe field and its importance to fracture представлены результаты численного моделирования geometry optimization was described by Nadeev et (слева) прогиба стенок трещины ГРП между двумя al., 2012. The most important parameter required to заполненными проппантом областями, а также течение recognize field trial candidates was the dimensionless углеводорода по каналам (справа). ratio between Young’s modulus and in-situ stress. A Основы и механизм нового метода ГРП, а также cut-off requirement of greater than 275 for this ratio свежие результаты применения опубликованы в was used due to the concept of channel stability in статьях Гилларда с коллегами (2010 год) и Медведева с коллегами (2013 год). Обе публикации очень детальные, уделяют большое внимание технической стороне нового метода, а также знакомят с результатами численного моделирования, лабораторных и полевых испытаний. Последние результаты применения в Западной Сибири представлены в работах Каюмова с коллегами (2012 год) и Садыкова с коллегами (2012 год). Рисунок 1 – Проппантные структуры, удерживающие стенки В данной статье будет представлена трещины от полного смыкания (слева) и поток углеводородов через сформированные каналы (справа) всесторонняя информация о работах, выполненных по Figure 1 – Proppant pillars and fracture walls bending between them (left) and oil flow through the remained channels (right) технологии ГРП с созданием каналов в течение четырех лет, начиная со стадии полевых which the walls of the fracture must be stiff enough испытаний, результатов исследования долговременной to withstand closure stresses. Modeling software was стабильности каналов и заканчивая передовыми used to optimize the placement of proppant and a приложениями, разработанными на местном уровне numerical simulator was used to obtain a conductivity на Приобском, Приразломном и Малобалыкском estimate of the treatment based on incorporated месторождениях. mechanical and hydrodynamic models. Figure 2 shows a combination of a lithology model together with ГРП с созданием каналов – geomechanics tracks in the middle which provides первые шаги values for the Poisson’s ratio and Young’s modulus of Механические свойства пластовых пород были Well A that was among the first channel fracturing получены до начала полевых испытаний в результате candidates worldwide. интерпретации комплекса ГИС, с использованием A fracturing treatment was successfully placed корреляции по керну между статическими и with 50 tons of 20/40 resin coated proppant (RCP) динамическими свойствами. Геомеханика Приобского transported with a sufficient amount of cross-linked месторождения и ее важность для оптимизации fluid. Figure 3 shows the interpretation of fracture геометрии трещины ГРП раскрыты Надеевым с height based on sonic anisotropy (left) and provides коллегами (2010 год). Наиболее важным параметром при отборе скважин-кандидатов под ГРП с созданием каналов является безразмерное отношение модуля Юнга к горному давлению. Этот параметр должен быть >275 в соответствии с концепцией устойчивости каналов, согласно которой стенки трещины Рисунок 2 – должны обладать достаточной жесткостью, чтобы Литологические и противостоять горному давлению. Специальное геомеханические свойства скв. программное обеспечение со встроенными А пласт АС11 механическими и гидродинамическими моделями Figure 2 – Lithology применялось для оптимизации размещения проппанта model and в трещине, а также оценки проводимости структуры geomechanical properties of AS11 каналов. На рис. 2 приведен фрагмент каротажной formation of the Well A

№ 2 (048) Май / May 2014 47 visualization of fracture width profile and geometry (right). It was shown by the independent fracture height measurements that a significant amount of height growth occurred outside of the net pay технологии interval. Coupled with precise pressure history match using a bottom-hole memory gauge, it was possible to calculate fracture width and half- length with relatively high accuracy. This fracture modeling method which is based on cross-dipole sonic was detailed in case studies for Priobskoe wells was described by Nikitin et al. 2006 and for Kinyaminskoe wells - by Nikitin et al., 2009 and is Рисунок 3 – Геометрия ГРП с созданием common for the area. This calculated geometry was каналов, скв. А used in a numerical simulator which confirmed Figure 3 – Channel fracturing in Well A, geometry the stability and high conductivity of the channels. Based on the measurements and modeling results, диаграммы с литологией и геомеханическими it was decided to increase the aggressiveness of параметрами, которые использовались для расчета the design and reduce the pumping rate when коэффициента Пуассона и модуля Юнга Скв. А – одного possible to minimize fracture height growth. As из первых кандидатов на стимулирование методом ГРП it was shown with several cases afterwards, both с созданием каналов. adjustments lowered the risk of entrance issues and В ходе стимуляции скважины в пласте достаточным further optimized the fracture geometry in the case объемом сшитой жидкости было успешно размещено of channels fracturing. 50 тонн проппанта размером 20/40 с резиновым During the first treatments, resin-coated покрытием (RCP). На рис. 3 показаны высота proppant was throughout to minimize the risk of трещины (слева), полученная интерпретацией pillars erosion and settling at the expense of higher данных акустической анизотропии, а также профиль treatment costs. The smallest available proppant трещины и ее геометрия (справа). Независимые was used, 20/40 mesh, to reduce proppant измерения высоты трещины показали, что имел место settling while pumping. All the following channel значительный рост высоты за пределы продуктивного fracturing treatments in Russia and the world интервала. Используя их совместно с данными incorporated RCP only at the last stage (if at all) and забойного датчика давления, можно по анализу кривой it was proven that presence of degradable fibers давления относительно точно вычислить ширину is sufficient to hold proppant particles together и полудлину. Этот метод моделирования трещины, during placement and fracture closure period. использующий кросс-дипольные акустические данные In addition, closure stress prevents proppant детально описан Никитиным с коллегами (2006 год) pillars from settling and eroding after fibers have и Никитиным с коллегами (2009 год) в истории degraded. применения на скважинах Приобского месторождения Since proppant is placed heterogeneously, и Киняминского месторождения соответственно. it requires 55–60% of the proppant material Рассчитанная геометрия использовалась для compared to a conventional treatment. Since fluid выполнения численного моделирования, которое volume stays the same, the fractures have relatively подтвердило стабильность и высокую проводимость the same geometry. The reduced proppant volume каналов. Основываясь на измерениях и результатах is replaced by void spaces inside fracture, what моделирования, было принято решение сделать are originally filled with cross-linked fluid and расписание закачки более агрессивным по fibers, and replaced by hydrocarbons during the концентрации проппанта и уменьшить, когда это production phase. Channels affect the fracture возможно, скорость закачки жидкости ГРП, чтобы properties by increasing the conductivity by orders уменьшить рост трещины в высоту. Как было показано of magnitude. The fracture also cleans out in a more позднее в нескольких примерах, оба внесенных efficient way through open channels from fluid изменения понизили риск роста давления при закачке and polymers, which provide a higher effective проппанта и позволили оптимизировать геометрию half-length which is extremely important in low трещины в случае канального ГРП. permeability formations. Во время первых обработок для уменьшения риска Figure 4 represents a dimensionless productivity эрозии и осаждения проппированных областей (Jd) comparison between channel fracturing использовался проппант с резиновым покрытием во (blue) and conventional treatments (orange). Jd is время всей работы. Чтобы уменьшить риск оседания useful tool to compare oil wells producing from the проппанта во время закачки, размер проппанта layers of different permeability and net pay under был выбран наименьший из того, что предлагалось different drawdown values, which was the case производителями, – проппант средней прочности for a majority of wells in the studied areas due to размера 20/40. В последующих работах с применением heterogeneity of the formations and artificial lift as

48 № 2 (048) Май / May 2014 нового метода ГРП в России и в мире RCP если и production-enabling mechanism. The formula used использовался, то лишь на последней стадии, и for the Jd calculation was (Eq. 1): было показано, что волоконный материал является 18 .4× q × µ × b достаточным инструментом для поддержания = целостности проппантных структур. Помимо J d , (Eq. 1) × × − vfwf technologies этого, горное давление препятствует осаждению k h (P P ) проппированных областей под действием гравитации Where q is liquid rate, μ is fluid viscosity, B is и их эрозии после растворения волоконной добавки. formation volume factor, k is permeability, h is net – Поскольку проппант размещается гетерогенно, height, P is average reservoir pressure, and Pwf is его требуется 55–60% от объема проппанта для bottomhole flowing pressure. The coefficient of обычного ГРП. Поскольку полный объем жидкости 18.4 is used in case of calculations in the metric ГРП остается неизменным, трещина имеет примерно system. ту же геометрию. Объем, свободный от проппанта As it can be concluded from Figure 4, which и изначально замещенный сшитой жидкостью и was previously shown by Medvedev et al., 2010, волоконными добавками, во время режима добычи channel fracturing has led to stable production of заполнен углеводородом. Влияние каналов на свойства the wells over a period of two years. The production трещины отражается в многократном увеличении ее trend was very similar to the one of closest offset проводимости. Помимо этого, очистка трещины от wells. This production result was seen to confirm жидкости ГРП и полимеров через открытые каналы the presence of channels, as uniform proppant протекает более интенсивно, что обеспечивает distribution would have been expected to produce большую эффективную полудлину, которая крайне a significant if not total production loss. The важна в низкопроницаемых коллекторах. offset wells were treated with 12/18 proppant of Сравнение индексов безразмерной продуктивности nearly twice the mass when compared to channel (Jd) скважин, интенсифицированных новым методом fracturing. ГРП (синим цветом) с результатами обычного ГРП After 5 years and as of 2013, the first wells (оранжевым цветом), показано на рис. 4. Использование continue to produce at stable rates due to channel Jd является полезным, когда требуется сравнить stability and maintained formation pressure which продуктивность нефтяных скважин из пластов, is well-established in Priobskoe. Geology in the имеющих разную проницаемость, мощность и vicinity of candidates was extremely heterogeneous давление, что было характерно для большинства which created high uncertainty in the permeability скважин в этом исследовании из-за неоднородности measurements of the wells. This clouded the ability месторождения, а также применения насосно- to make a normalized production comparison. компрессорного метода добычи. Использовалась However, taking into account the smaller proppant следующая формула для расчета Jd (Ф. 1): size and the greatly reduced proppant mass used for the first treatments, it was confirmed the 18 . 4 × q × µ × b existence of channels along with their stability over J d = , (Ф. 1) time. New ideas and further optimization of the × × − vfwf k h (P P ) technique were then deemed necessary as the later где q – расход жидкости, μ – вязкость жидкости, B – sections will describe. коэффициент пластового объема, k – проницаемость, – h – высота продуктивного интервала, P – среднее Increasing the Size of Channel

пластовое давление, Pwf – давление на забое Fracturing Treatments скважины. Коэффициент 18.4 используется в случае Trial campaigns of channels fracturing in 2010 использования метрической системы размерных were performed in edge wells in the complex единиц. geology areas of Priobskoe field and in the Из рис. 4 можно сделать вывод, озвученный ранее over-pressured areas of Prirazlomnoe field. The Медведевым с коллегами (2010 год), что скважины, conclusion of the trails led to many lessons learned стимулированные с помощью ГРП с созданием каналов, демонстрировали стабильную добычу в течение двух лет. Как видно, результаты добычи подтверждают наличие каналов, так как в результате однородного распределения проппанта дебит был бы существенно ниже или отсутствовал бы вообще. Скважины, взятые для сравнения, были стимулированы обычным способом с использованием проппанта 12/18, при этом масса проппанта было почти в два раза больше. Рисунок 4 – Сравнение продуктивности между По прошествии 5 лет, на начало 2013 года, эти четырьмя скважинами, стимулированными новым методом, и ближайшими соседками первые скважины продолжают выдавать стабильный дебит благодаря устойчивости каналов и системе Figure 4 – Productivity comparison between first four channel fracturing treatments and closest offset wells

№ 2 (048) Май / May 2014 49 поддержания пластового давления, которая хорошо and gave further information for optimization of организована на Приобском месторождении. the channel fracturing in subsequent campaigns. Геологическое строение в окрестности скважин- Edge wells of Priobskoe have formations with low кандидатов было крайне неоднородным, что стало net pay (12 mD.m on average). The wells also have технологии причиной больших расхождений в измерениях high heterogeneity which consists of thick shale проницаемости в этих скважинах. Это осложняло streaks in between productive intervals with a very возможность показательного сравнения low stress contrast. As a result, hydraulic width less нормализованных дебитов. Однако, принимая во than desired and modeling showed the channels внимание меньший размер и меньшую суммарную were barely opened at such conditions. While all массу проппанта, использованного для этих первых the wells met their production targets, there was обработок, было подтверждено существование no visible productivity gain when compared to каналов и их долговременная устойчивость. Была offsets treated with conventional fracturing. One создана основа для развития новых идей и дальнейшей of the lessons learned that was later successfully оптимизации этой технологии, что будет описано в implemented by Kayumov et al., 2012 for the tight следующих разделах. oil formation of Talinskoe field, was to design a higher maximum proppant concentration, create Увеличение размера работ по ГРП an aggressive proppant ramp, and use a low с созданием каналов percentage of pad to create a wider fracture. Полевые испытания ГРП с созданием каналов Channel fracturing offered superior reliability в 2010 году выполнялись на периферийных and flexibility in the job design with a zero скважинах в областях сложной геологии Приобского screenout rate versus conventional fracturing месторождения и на участках Приразломного which had a screen out ratio of ~10% due to месторождения с аномально высоким пластовым complicated geology. Reliable proppant admittance давлением (АВПД). Выводы из проведенных работ was seem with channel fracturing due to the стали частью накопленного опыта и подсказали pumping of clean pulses and fibers which support дальнейшее направление в оптимизации нового метода proppant slug flow inside the fracture. For Siberia ГРП для промышленного внедрения. applications, where large mesh proppant is used to Краевые скважины Приобского месторождения increase conductivity of the pack, but represents вскрывают продуктивные пласты малой мощности significant risk of screen-out, channel fracturing и проницаемости (в среднем 12 мД.м). Эти пласты offered an advantage of using a smaller mesh обладают также большой неоднородностью, которая proppant due to the removal of the link between представлена мощными фрагментами сланцев между proppant mesh size and fracture conductivity. продуктивными интервалами при очень низком Since the proppant clusters do not significantly контрасте напряжений пласта и барьеров. В результате contribute to the hydrocarbons flow through the гидравлическая ширина оказалась меньше, чем fracture, proppant size is more flexible. Due to this требовалось, а результаты численного моделирования fact, all subsequent channel fracturing campaigns показали, что при таких условиях каналы едва ли were performed with 16/20 proppant. оставались открытыми. Хотя все скважины достигли In the Prirazlomnoe area, production is from the запланированных дебитов, отсутствовал видимый BS4-5 sandstone formation of the Neocomian age, выигрыш в добыче, в сравнении со скважинами, which is very laminated with a permeability in the интенсифицированными методом обычного ГРП. range of 2–3 mD. Some areas, like the one where Один из усвоенных уроков, впоследствии успешно channel fracturing was implemented, has very внедренный Каюмовым с коллегами (2012 год) для high pore pressure gradients which makes wells низкопроницаемых нефтяных пластов Талинского flow naturally but tends fracture to grow outside месторождения, состоял в том, чтобы проектировать of the zone. Due to this, the hydraulic width of the расписание ГРП с большей максимальной fracture is often insufficient and does not allow концентрацией проппанта, быстрее увеличивать for reliable proppant admittance of conventional концентрацию и использовать буферную стадию fracturing treatments (even though a smaller mesh меньшего объема для создания трещины большей size proppant was not used, screen-out ratios ширины. were 10–15% in the area). Channel fracturing ГРП с созданием каналов предложил превосходную eliminated this risk as all the treatments were надежность и гибкость при проектировании placed according to design. In order to increase the расписания при полном отсутствии «стопов» из-за fracture width, it was decided to increase the size of сложных геологических условий в сравнении с the treatment. In Prirazlomnoe operations, channel обычным ГРП, имевшем 10% «стопов». Надежный fracturing proppant mass was about 75–80% транспорт проппанта во время канального ГРП compare to conventional fracturing treatments наблюдается из-за чередования порций чистой in the offset wells. Also total slurry used for the жидкости без проппанта и жидкости с проппантом, job was increased which resulted in an increased а также волоконных добавок, которые способствуют channeled length and width of the channels. движению проппированных областей вдоль Overall production gain was an additional 18%

50 № 2 (048) Май / May 2014 трещины. Для применения в Сибири, где для увеличения проводимости трещины используется проппант большого размера, увеличивая при этом Рисунок 5 – Концепция значительно риск «стопа», новый метод ГРП предлагает технологии К-100: увеличение преимущества использования проппанта маленького полудлины при массе проппанта technologies размера из-за ликвидации связи между размером проппанта и проводимостью трещины. Так как при ГРП Figure 5 – Concept of CH-100: increase of channel length with с созданием каналов углеводороды в трещине не текут proppant mass equal to the one через проппированные области, отсутствуют жесткие of conventional treatment ограничения на выбор проппанта. Благодаря этому факту все последующие кампании по использованию канального ГРП проводились с использованием проппанта размером 16/20. Приразломное месторождение эксплуатируется из пласта БС 4-5, представляющего собой песчаник неокомского периода, обладающий сильной расчлененностью и имеющий проницаемость порядка 2–3 мД. Некоторые районы месторождения, включая тот, где были закачаны работы по ГРП с созданием каналов, являются зонами АВПД, это повышает тенденцию вертикального роста трещины. Как следствие, гидравлическая ширина трещины не всегда достаточна для размещения крупного проппанта и Рисунок 6 – Зависимость полудлины трещины и ее ширины от увеличения размера работы ГРП стандартные работы ГРП имеют повышенный процент Figure 6 – Dependence of fracture length and width on «стопов» (даже при выборе проппанта 16/20 в качестве increasing treatment size основной фракции процент «стопов» составлял 10–15% по таким объектам). ГРП с созданием каналов снизил over the average results of conventional fracturing риски «стопов», и все работы были закачаны согласно treatments. дизайну. В целях повышения ширины трещины размер Based on the results of the treatments described работ был увеличен. По работам на Приразломном above, it was decided to further increase the size месторождении масса проппанта при ГРП с созданием of the job so the amount of proppant pumped каналов составляла порядка 75–80% от массы matched those of the conventional fracturing проппанта стандартных ГРП, закачанных на соседних treatments. Due to the characteristics of channel скважинах. Также общее количество смеси, закачанной fracturing design, the increase of proppant used на работах по новой технологии, было увеличено, results in a further increase of the fluid needed for что выразилось в большей полудлине трещины и the treatment. This increase in fluid significantly ширине каналов. В целом прирост продуктивности increased the overall fracture geometry. This скважин составил 18% по сравнению со стандартной paper will refer to this type of design for channel технологией ГРП. fracturing as CH-100. Its concept is illustrated in the Основываясь на результатах вышеописанных работ, Figure 5, where conventional fracturing geometry было принято решение о дальнейшем увеличении of the 60-tons treatment (top) is transformed to a размера работ, масса проппанта при ГРП с созданием much longer fracture with open channels created каналов была доведена до массы работ по стандартной with the same 60 ton proppant amount with a технологии. Из-за специфики новой технологии channel fracturing design (bottom). равная масса проппанта означает значительно Figure 6 represents the modeling results of the больший объем закачиваемой смеси в случае ГРП с conventional fracture simulations in a typical созданием каналов. Увеличение объема смеси приводит well and formation. Twenty models of different к увеличению параметров геометрии трещины. Для proppant mass were created assuming same краткости в данной статье такие работы с увеличенной geomechanics and lithology of the formation and массой будут названы К-100. Их концепция изображена barriers; fracturing design was proportionally на рис. 5, где трещина стандартного ГРП размером changed to give adequate geometries of the fracture 60 тонн (сверху) трансформируется в более длинную in relation to the slurry and proppant volume трещину с наличием каналов при закачке ГРП по increase. As seen in the cart there is still sufficient технологии К-100 размером все тех же 60 тонн (снизу). increase of propped half-length and fracture width Рисунок 6 демонстрирует моделирование геометрии as the size of the treatment increases. трещины для стандартных ГРП различного размера, There were two important contributing factors но при фиксированных параметрах пласта и for designing the channel fracturing treatments скважины. Двадцать моделей были последовательно with an increased treatment size (as the size of созданы при одинаковых входных данных по the conventional treatment was determine to be геомеханическим и литологическим свойствам optimized):

№ 2 (048) Май / May 2014 51 пород. Дизайн ГРП пропорционально изменялся для • Channels lead to better fracture cleanout from обеспечения адекватного роста геометрии трещины polymers and increasing treatment size results от увеличения массы проппанта. Как видно из графика, in an increase of the effective fracture length. An при дальнейшем увеличении размера работ можно increase in the size of conventional treatments технологии наблюдать существенное увеличение полудлины causes a reduction of cleanout effectiveness трещины, равно как и ее ширины. and the additional propped length does not Отмечаются два фактора, отличающих новую contribute effectively to the production since технологию от стандартного ГРП и позволяющих significant damage remained in the farther говорить о целесообразности дальнейшего увеличения sections of the proppant pack объема работ с созданием каналов (несмотря на то, что • Channel fracturing is proven to have very low размер стандартного ГРП уже был оптимизирован): risk of screen-outs as demonstrated during • Каналы обеспечивают лучшую очистку трещины the field campaign. As the size of conventional от полимеров, таким образом, увеличение размера treatments increase over a certain optimum работы ведет к увеличению и эффективной value, the risk of screen-outs increase along with полудлины. Увеличение объема работы в the remedial work that comes along with it. случае стандартного ГРП сопряжено с потерей Since 2011, it was made a decision to pump эффективности очистки трещины и может не all the channel fracturing treatments with an привести к желаемому повышению продуктивности increased proppant mass since the formations of из-за значительного загрязнения проппантной Nefteyugansk do not impose any water risks even пачки вдали от скважины. though fracture height growth is significant. Later • ГРП с созданием каналов подтвердил надежность sections will describe the following trial campaigns в размещении проппанта и минимальный риск in the area where additional oil production of the «стопов» по результатам пробных работ. При wells after implementation of CH-100 version of увеличении размера работ стандартного ГРП риск a new technique which paid out the incremental «стопов» также будет возрастать вместе с затратами costs of the treatments associated with pumping на устранение последствий «стопов». more fluid. Начиная с 2011 года было принято решение о закачке ГРП по новой технологии именно с повышением массы Case study of CH-100 проппанта. Пласты без рисков обводнения после ГРП, Implemented in Well B, даже несмотря на тенденцию к вертикальному росту Malobalykskoe Oilfield трещины, которые преобладают в регионе, позволили The Achimov formation consists of high внедрить такую стратегию в производство. Пример heterogeneity, low permeability (0.5–5 mD) rock. применения технологии К-100, которая окупает It is often subdivided into several hydraulically сопряженные с ней дополнительные затраты за счет isolated layers with massive shale strikes in значительного увеличения продуктивности скважин, between. Due to this, is not possible to stimulate будет приведен в следующем разделе. the whole Achimov interval even with increasing the size and rate of a fracturing treatment. Achimov Пример применения технологии formation above Bazhenov which is the source К-100 на Малобалыкском rock for the upper reservoirs including Achimov. месторождении Due to the large areas, these formations can be Ачимовская пачка представлена породой с высокой found in most places in western Siberia. Bazhenov неоднородностью и низкой проницаемостью shale, being a source rock, is always saturated with (0.5–5 мД). Пласт зачастую разделен мощными hydrocarbons, but Achimov formation can be барьерами на несколько пропластков без water saturated or a mixed oil and water saturated. гидродинамической связи друг с другом. Как следствие, Well B did not contain significant water sections. даже большеобъемный гидроразрыв пласта не This was later confirmed by the low water cut at ведет к повсеместному покрытию всего интервала the production stage of this well and most of the трещиной. Ачимовская толща залегает над известной offset wells. As it can be seen from the Figure 7, баженовской породой, которая является материнской stimulation treatments with CH-100 technique для верхнележащих коллекторов. Благодаря своим were performed in two stages; a large treatment of гигантским размерам, ачимовская и баженовская толщи 120 tons of proppant placed into lower Ach-2 layer представлены почти по всей территории западной and followed by a smaller treatment in upper Ach-1 Сибири. Баженовская свита, являясь материнской formation with 60 tons of proppant. породой, всегда нефтенасыщенная, тогда как Since Well B has two layers, it was decided to ачимовская толща может содержать как нефть, так и воду, combine fracturing, perforation and cleanout или пласты со смешанным насыщением. Скважина B stages in one integrated process with use of a coiled не вскрывала пластов со значительным содержанием tubing fleet. Many multi-layered wells of Priobskoe воды. Это было подтверждено позже результатами and Malobalykskoe fields are completed with обводненности продукции после ГРП на данной abrasive perforating and stimulation technology скважине и в окружении. Как можно видеть на рис. 7, which was recently described in details by Yudin

52 № 2 (048) Май / May 2014 работы по гидроразрыву с применением технологии et al., 2012. The main advantage of such integrated К-100 были выполнены в две стадии – начиная с completion approach is in a reduction of over 50% массивного ГРП размером 120 тонн на пласт Ач-2 и in the total completion period for multi-layered заканчивая гидроразрывом пласта Ач-1 wells. Coiled tubing perforating use a special с закачкой 60 тонн проппанта. bottom hole assembly, an abrasive gun which technologies Поскольку скв. В имела два пласта, было принято pumps sand through nozzles and generates a high решение о привлечении флота ГНКТ для ускорения velocity flow which creating a connection to the цикла заканчивания скважины. Такой подход был formation through the casing and cement bond. широко опробован на многопластовых скважинах It was shown in the study that large proppant Приобского и Малобалыкского месторождений, где fracturing treatments can be pumped at high флоты ГНКТ обеспечивали гидропескоструйную rates through a small number of abrasive caverns перфорацию (ГПП) скважин и в целом их подготовку и (10–12 being typical number) which is a significant контроль в процессе многостадийного гидроразрыва, reduction in cumulative perforations which can как описано Юдиным и коллегами (2012 год). Основным be several hundred shots per fracturing stage. This преимуществом такого комплексного подхода advantage of abrasive caverns is their large surface является сокращение более чем на 50% полного area near the wellbore zone over conventional цикла заканчивания скважин. ГПП проводится с perforating which has narrow channel with помощью специальной компоновки низа колонны compressed and damaged formation everywhere ГНКТ, с форсунками для создания струи высокой around it. Fracture initiation pressure were also скорости. Абразивный материал подается для shown to be significantly lower with abrasive обеспечения отверстий в обсадной колонне. При caverns compared to cumulative perforation in the этом в цементном кольце и приствольной области middle and channels geometry on the right породы образуется каверна. В исследованиях было Channel fracturing uses cluster perforation показано, что нескольких каверн (10–12) достаточно for better division of relatively large proppant для закачки больших работ ГРП на высоких slugs coming to the formation from surface into расходах, в то время как при кумулятивном методе smaller proppant pillars. All channel fracturing перфорации для этого используется несколько jobs done worldwide used cumulative perforations сотен отверстий. Преимущество технологии ГПП until abrasive perforating were used with this заключается в этих кавернах, чья площадь контакта fracturing technology for the first time in history in в призабойной зоне значительно превосходит Nefteyugansk area. площадь узкого перфорационного канала. Последний Over the course of treating 5 wells and 12 к тому же становится окружен деформированной и channel fracturing stages (Well B being one of спрессованной породой в результате взрыва. Давление them) that use of abrasive perforating via coiled гидроразрыва также снижается при использовании tubing to supplement in channel fracturing ГПП в сравнении с кумулятивной перфорацией, как operations is not only possible, but contains было показано ранее. advantages: • In case of abrasive jetting, there are only limited number of stations produced, but it allows for both flow distribution due to limited holes area and reliable proppant admittance due to abrasive caverns in near wellbore area at the same time; • Number of abrasive stations and distance

Рисунок 7 – Каротажные материалы скв. B (слева), Рисунок 8 – График закачки ГРП с созданием каверны абразивной резки (красным в центре) и каналов геометрия каналов (справа) Figure 8 – Сhannel fracturing treatment plot Figure 7 – Well B log data on the left, abrasive perforation intervals (in red)

№ 2 (048) Май / May 2014 53 ГРП с созданием каналов предполагает наличие between them, similarly to cumulative clusters кластерной перфорации, когда перфорированные design, is made with use of fracture modeling интервалы чередуются цельными участками simulator. Design is based upon geomechanical колонны. Такой кластерный способ перфорации and geological formation properties, fracture технологии позволяет разделять относительно крупные пачки width, pumping rate and pulses duration. Thus, смеси жидкости и проппанта на более мелкие optimization of the whole process is achieved. проппантные структуры. Все проведенные работы It is important to note, that despite of high по ГРП с созданием каналов до сих пор были сделаны concentration of the fibers inside fracturing через кумулятивные перфорационных отверстия. fluid, no problems occurred while coiled tubing Опыт использования ГПП для новой технологии operations in the wells. Firstly, fibers pumped гидроразрыва в Нефтеюганском регионе стал первым. inside fracture only and treatment is designed По работам ГРП в пяти скважинах и 12 пластах specifically to prevent fibers occurrence in the (скв. В одна из них) можно заключить, что well after placement. Secondly, even in case of использование абразивной резки является не только accidental fibers occurrence inside the wellbore, возможным в сочетании с ГРП с созданием каналов, но their mechanical stability is greatly reduced with и имеет преимущества: temperature and time, resulting in no risk for • В случае абразивной резки интервала производится cleanout operations with coiled tubing. лишь несколько отверстий в колонне, однако это One of the fracturing stages performed in Well позволяет одновременно и разделять поток за счет B is represented by Figure 8 with main execution малого числа отверстий, и обеспечивать надежную parameters – pressure, rate and proppant закачку проппанта благодаря свойствам каверны в concentrations. One can note the high frequency призабойной зоне. of the pulses of proppant so on the plot it visually • Количество и расположение каверн ГПП по seems to be filled entirely when in reality intervals аналогии с дизайном кластеров кумулятивной of clean fluid between the proppant pulses are перфорации проектируется с помощью equally long. The schedule assumes a gradual программного обеспечения. Моделирование increase of proppant concentrations with several основывается на геомеханических и геологических pulses of proppant. Fibers are added continuously характеристиках пород, ширине трещины, to both clean fluid and dirty pulses to ensure скорости закачки и частоте пульсаций. Таким maximum proppant transport capabilities until образом, достигается оптимизация каналов в целом. the last stage which is pumped without pulses. Важно отметить, что, несмотря на высокую This last stage was consistently done with 12/18 концентрацию волокон в жидкости ГРП, проблем с RCP material in all the described campaigns. работой ГНКТ в скважинах не наблюдалось. Во-первых, Interestingly, many channel fracturing treatments волокна используются лишь внутри трещины ГРП и in the area, including CH-100 jobs were pumped работы проектируются таким образом, чтобы волокна with significantly reduced slurry rates to move не оставались в скважине. Во-вторых, даже в случае proppant pillars closer to each other when попадания волокон в скважину их прочность резко hydraulic width of the fracture is limited and теряется под действием температуры и времени, closure stresses are high. In Well B, the pumping выражаясь в отсутствии рисков аварийности при rate was only 2.6 m3/min, while conventional операциях ГНКТ по промывке скважин. treatments were pumped with slurry rate of Одна из работ по ГРП, проведенных в скважине B, 3.5 m3/min or higher. The main reason for is due представлена на рис. 8 основными параметрами to the increased risk of screen-out in conventional обработки, – изображены давление, расход и treatments as the rate is lowered. Since channel концентрации проппанта. Можно видеть, насколько fracturing greatly reduces this risk, lower pumping часто пульсирует концентрация проппанта, так rates are advantageous: minimizes fracture vertical что график кажется полностью закрашенным. На growth, provides wider fracture according to самом деле длина чистого и грязного пульсов равны the models, and reduces the friction pressure между собой. Подача проппанта предполагает significantly. The ability to reduce the friction равномерный рост концентрации по аналогии со pressure is particularly important for stimulation in стандартным ГРП. На каждой стадии осуществляется deep wells since it allows for significant reduction несколько пульсов подачи проппанта. Волокна of surface pressure. For instance, Figure 8 shows добавляются как в чистые, так и в грязные пульсы that surface treating pressure during proppant на всех стадиях, кроме последней, где пульсация stages was about 300 bars while conventional проппанта отсутствует. Последняя стадия на всех treatments have a range of работах закачивалась с проппантом 12/18 RCP. 400–500 bars. While pumping rate reduction Примечательно, что подавляющее большинство reduced surface pressure, there is another работ по новой технологии, включая К-100, были contributor which is the presence of fibers inside выполнены со значительным снижением расхода fracturing fluid. Since the interest in friction закачки относительно работ по стандартному pressure reduction is recently high worldwide, гидроразрыву. Такая оптимизация была проведена separate analysis for effect of fibers on friction

54 № 2 (048) Май / May 2014 из-за необходимости расположить проппантные pressure gradient were conducted based on a структуры как можно ближе друг к другу, чтобы representative number of treatments in the area обеспечить стабильность каналов в условиях where fiber-laden fracturing fluid was used at the ограниченной гидравлической ширины трещины, same pumping rate as conventional treatments высоких пластовых напряжений и значительного which is discussed in the following section. technologies роста трещины по вертикали. Так, в скважину B To summarize achievement of CH-100 проппант был закачан с расходом смеси лишь treatments in Well B, Figure 9 provides a result 2,6 м3/мин, когда на соседних скважинах для of dimensionless productivity comparison стандартного гидроразрыва пластов использовались between channel fracturing and conventional расходы от 3,5 м3/мин и выше. Основная необходимость treatments in the offset wells. The six offset well в высоком расходе ГРП связана с возрастающим with conventional treatments are shown in green риском «стопов» при снижении расходов стандартного (Figure 9 (left)) versus the channel fracturing wells shown in blue. Significant benefits from channel fracturing technology can be obtained as a result of proper candidate selection, use of integrated completion approach with coiled tubing (abrasive perforating and timely well clean out) and treatment size enhancement (CH-100). Thus, within one year of production period, Well B had 51% higher dimensionless productivity when compared to the average of the offset wells Рисунок 9 – Расположение скв. В относительно соседок (слева) и сравнение по продуктивности stimulated conventionally. (справа) Friction Pressure Reduction by Fibers in Figure 9 – Well B and offset wells locations (left) and X-linked Fracturing Fluid with High Proppant productivity comparison (right) Concentrations гидроразрыва. Поскольку новый метод ГРП There are two contributing factors identified значительно снижает риски «стопов», низкий расход for lowered surface pressure: reduced pumping при ГРП обеспечивает следующие преимущества: rates compare to conventional fracturing and the уменьшается вертикальный рост трещины, presence of fibrous material in channel fracturing увеличивается ширина (согласно результатам fluids. Since majority of channel fracturing моделирования) и достигается снижение потерь treatments in the area were pumped with на трение жидкости в НКТ. Возможность снижения reduced treatment rate compare to conventional потерь на трение особенно привлекательна для treatments, it is suggested to divide the combined глубоких пластов, поскольку снижает поверхностное effect into two parts. This section will describe давление. Так, рис. 8 показывает, что поверхностное the mechanism of friction pressure reduction трение составляло лишь порядка 300 атм на with fibers, and for that purpose fiber-laden протяжении проппантных стадий при ГРП новым fracturing treatments were analyzed with similar методом, тогда как стандартные ГРП на соседних pumping rates as the conventional fluids. Fiber- скважинах приводили к давлениям в диапазоне 400– laden fracturing was widely performed in the area 500 атм. Хотя снижение расхода приводит к меньшим in 2008–2010, Sitdikov et al., 2009 gave detailed давлениям на поверхности, есть еще один фактор, description of the technology and first attempt влияющий на трение жидкости: наличие волокон to estimate friction reduction was made, perhaps в жидкости приводит к значительному снижению not considering hydrostatic of the proppant. потерь на трение. Поскольку интерес к снижению The analysis shown below is updated with more потерь на трение высок в целом по индустрии, wells in the comparison from both Priobskoe and следующий раздел данной статьи посвящен анализу Malobalykskoe fracturing operations. снижения трения на основе представительной The fiber laden fluid described above used выборки скважин, стимулированных жидкостями ГРП similar fibrous materials under the same с наличием волоконного материала на одинаковых concentrations as channel fracturing, but the first расходах закачки со стандартными ГРП в соседних technique incorporates a homogeneous proppant скважинах. addition similar to a conventional schedule. Table 2 Подводя итоги операции К-100 в скважине В, provides a calculated results of friction gradients рис. 9 представляет сравнение безразмерной (total friction loss divided by the frac string length) продуктивности скважин между ГРП с созданием representing fiber-laden treatments on top and каналов и стандартным гидроразрывом на соседних conventional stimulation operations at the bottom. скважинах. Шесть скважин со стандартным For a more representative comparison, proppant ГРП показаны зеленым цветом (рис. 9, слева) и concentration between 400 and 800 KgPA were сопоставлены со скважиной, стимулированной новым selected which used the same proppant методом (синим). Значительное преимущество в (12/18 ISP). 10 wells in each of the groups were продуктивности гидроразрыва с созданием каналов analyzed for this study. It is shown that rate

№ 2 (048) Май / May 2014 55 Таблица 2 – Сопоставление градиента потерь на трение между жидкостями на волоконной основе и стандартными жидкостями ГРП Table 2 – Comparison of friction gradients between fiber-laden and conventional fracturing fluids технологии код скважины/ well ID F1 F2 F3 F4 F5 F6 F7 F8 F9 F10 средн. по конц. расход смеси, м3/мин average by conc. 3.5 4 4.2 pump rate, m3/min 3 400 68 68 72 72 72 70 78 70 76 69 72

500 71 65 72 73 76 74 81 75 73 84 74

600 70 70 81 79 71 69 85 79 74 83 76

fiber-laden fluid fiber-laden 700 71 74 83 81 86 84 79 80 82 86 81 волоконная ж-ть prop. conc., KgPA 800 75 75 73 86 85 83 85 87 88 91 83 град. трения, бар/км friction grad., bar/km конц. проппанта, кг/м average by rate 71 78 80 средн. по расходу

код скважины / well ID C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7 C8 C9 C10 средн. по конц. pump rate, m3/min average by conc. 3.5 4 4.2 расход смеси, м3/мин 3 400 83 80 71 99 95 82 79 85 89 95 86

500 91 89 79 107 106 90 84 92 99 99 94

600 99 98 88 113 112 95 93 103 109 107 102

700 106 107 97 120 120 100 101 113 119 116 110 conventionalfluid стандартная ж-ть prop. conc., KgPA 800 111 114 111 126 127 105 107 118 126 118 116 град. трения, бар/км friction grad., bar/km конц. проппанта, кг/м средн. по расходу 95 100 106 average by rate

на данной скважине обеспечено за счет качественного distribution between the treatments was equal подбора кандидата, использования комплексного between the groups along with the polymer подхода к заканчиванию скважины с помощью loading (3.6 kg/m3). ГНКТ (проведение ГПП и своевременная промывка An important note on the wells selection was a скважин) и увеличению размера работы по ГРП (К-100). frac string of 3” ID was consistently used for both Таким образом, на протяжении года эксплуатации groups of wells. Friction losses below the frac string скважина В продемонстрировала на 51% большую were considered as insignificant (fluid was flowing продуктивность в сравнении с соседними скважинами, through 5” ID casing for 40 meters consistently стимулированными обычным методом. between the wells). Figure 10 represents one of the outcome from Снижение потерь на трение Table 2, when averaged values of friction gradients с помощью волокон (F.G.) at each proppant concentration steps were в жидкостях ГРП compared – by absolute values (in bar/km) or in Два фактора, влияющих на снижение поверхностного relation to each other (% of F.G. reduction with давления при ГРП, – меньшие расходы закачки fibers). It can be concluded from both Figure 10 в сравнении со стандартными технологиями and Table 2 that fibers reduce friction pressure гидроразрыва и наличие волоконного материала в losses significantly under similar treatment and жидкости ГРП с созданием каналов – уже обсуждались wells characteristics. Also, the reduction in friction выше. Поскольку большинство работ по новому is increased from 17% to 29% as the proppant методу гидроразрыва в Нефтеюганском регионе concentration increases from 400 KgPA to 800 KgPA, были выполнены со снижением расхода закачки, respectively. For example, when at Priobskoe предлагается разделить общий эффект на две conditions at relatively high rates составляющие. Этот раздел посвящен снижению потерь (4.5 m3/min and above) fibers can reduce the на трение за счет волокон, и с этой целью волоконные friction by 100 bars or more. This is absolutely жидкости ГРП были сопоставлены со стандартными, critical when dealing with deep and laminated закачанными на тех же расходах. Жидкости на formations where the maximum surface pressure is волоконной основе были широко применены в регионе a significant limiting factor. в 2008–2010 годах. Ситдиков с коллегами детально описали данную технологию ГРП (2009 год) и сделали Conclusions первую попытку оценки влияния волокон на снижение Based on the five years of channel fracturing трения, хотя в тех результатах не учитывалась development and implementation in Priobskoe,

56 № 2 (048) Май / May 2014 гидростатика проппантной смеси. Результаты анализа, Prirazlomnoe and Malobalykskoe oil field, twenty приведенные ниже, основаны на доработанной two treatments were divided into five groups for статистике с большим количеством скважин как на comparison. Following results can be given in a Приобском, так и на Малобалыкском месторождениях. summary: Волоконные жидкости, описанные выше, • Zero screen outs occurred during the whole technologies включали сходный волоконный материал и при implementation period proving a unique тех же концентрациях, что используются в случае reliability of the new technique in proppant гидроразрыва с созданием каналов, но в отличие от placement последних закачивались без пульсации проппанта. • New directions in channel fracturing were Таблица 2 представляет рассчитанные значения invented and successfully implemented to градиентов потерь на трение (суммарная потеря Achimov and Neocomian sandstone reservoirs: давления на трение, отнесенная к длине НКТ). Расчеты · Combination of channel fracturing with для волоконных жидкостей приведены в верхней abrasive perforating половине таблицы, стандартные жидкости ГРП · CH-100 version of the channel fracturing описаны в нижней половине соответственно. Для более to maximize channels length and width by показательных выводов в анализе использовались placing an equal proppant amount as the концентрации проппанта от 400 до 800 кг/м3, conventional design поскольку на данных стадиях последовательно между • Impact of channel fracturing скважинами закачивался одинаковый тип проппанта · Depends on the size of the job and the (12/18 ISP). По десять скважин в каждой из групп были formation kH. Production differential versus проанализированы в ходе сравнительного анализа. conventional techniques increased with В таблице отражены значения расходов на работах, increasing these parameters. Production increase of up to 51% was realized with this technique.

Acknowledgements The authors would like to thank Rosneft and Schlumberger for their support and permission to publish this paper. Special acknowledgments go to the team of the Novosibirsk Technology Center of Рисунок 10 – Сравнение потерь на трение между Schlumberger for channel fracturing development: сшитой жидкостью и сшитой жидкостью с particularly to Oleg Medvedev, project manager волоконными добавками and to Andrey Bogdan for his work on channels Figure 10 – Friction gradient comparison between standard visualization. The authors are grateful to Andrey X-linked fluid and with fibers Geroevich Pasynkov, former Chief Geologist of the можно убедиться, что они соответствовали между Yuganskneftegaz for the overall contribution to двумя группами. Кроме того, загрузка полимеров была field testing of the new technology. одинаковой между всеми работами (3.6 кг/м3). Важно также, что тип НКТ был одинаковым между всеми Nomenclature 3 3 работами – 88.9 мм. Потери на трение ниже НКТ были B oil volumetric factor, m /m BHST bottomhole static temperature, °C (°F) пренебрежимо малы (жидкость преодолевала порядка BHP bottomhole pressure, bar (atm) 40 м в колонне 146 мм между НКТ и перфорационным GOR gas/oil ratio, m3/m3 интервалом во всех скважинах). h effective reservoir thickness, m Рисунок 10 представляет один из возможных выводов Jd dimensionless productivity из табл. 2, когда осредненные градиенты потерь на ISP intermediate strength proppant k permeability of porous media, m2 or mD трение (F.G.) по каждой из концентраций проппанта KgPA kilograms of proppant added, kg/m3 были сравнены – по абсолютным значениям (атм/км) – P r average reservoir pressure, atm

и по относительным изменениям (% снижения F.G. Pwf bottomhole flowing pressure, atm (bar) при добавлении волокон). Из графика 10 и табл. 2 q fluid production, m3/day можно сделать вывод о значительном снижении RCP resin-coated proppant TOPD tons of oil per day, t/day потерь на трение при добавлении в жидкость ГРП TSO tip screenout волокон, основываясь на одинаковых пластовых TVD true vertical depth, m характеристиках и заканчивании скважин. Также μ fluid viscosity, Pa*s сокращение потерь на трение становится более CH-100 channel fracturing with 100% mass выраженным по мере увеличения концентрации equivalent проппанта (возрастает от 17% до 29% при увеличении SI Metric Conversion Factors 3 концентрации от 400 до 800 кг/м соответственно). atm ×1.013 250* E+05 = Pa Для примера: на работах по ГРП на Приобском bar ×1.0* E+05 = Pa месторождении с достаточно высокими расходами bbl × 1.589 873 E−01 = m3 закачки (4.5 м3/мин и выше) волокна снижают потери cp × 1.0* E−03 = Pa•s

№ 2 (048) Май / May 2014 57 ft × 3.048* E−01 = m на трение на 100 атм и более. Это особенно важно, когда ft2 × 9.290 304* E−02 = m2 объектом обработки является глубокий и разобщенный ft3 × 2.831 685 E−02 = m3 пласт и ограничение поверхностного давления ºF (°F−32)/1.8 = ºC gal × 3.785 412 E−03 = m3 является решающим компонентом в дизайне ГРП. lbm × 4.535 924 E−01 = kg psi × 6.894 757 E+00 = kPa Выводы технологии Основываясь на пятилетнем опыте внедрения *Conversion factor is exact. технологии ГРП с созданием каналов на Приобском, Приразломном и Малобалыкском месторождениях, двадцать две проведенные работы были поделены Литература / References на пять групп для сравнения. В качестве итоговых приведены следующие результаты: Gillard, M., Medvedev O., Peña, A., et al. 2010. A New Approach to Generating Fracture Conductivity. Paper SPE 135034 • Ни одной преждевременной остановки работы presented at the 2010 SPE Annual Technical Conference and («стопа») при ГРП не произошло, что подтверждает Exhibition, Florence, Italy, 20–22 September. http:// dx.doi. уникальную надежность новой технологии в org/10.2118/135034-MS. размещении проппанта. Kayumov, R., Klyubin, A., Yudin, A., et al. 2012. First Channel Fracturing Applied in Mature Wells Increases Production from • Новые перспективные направления в Talinskoe Oilfield in Western Siberia. Paper SPE 159347 presented использовании гидроразрыва с созданием каналов at SPE Russian Oil & Gas Exploration & Production Technical были разработаны и внедрены в ачимовских и Conference and Exhibition, Moscow, Russia, 16–18 October. неокомских песчаниках: Medvedev, O., Bogdan, A., Titkov, A., et al. 2010. Channel Fracturing - New Technique for Generating Conductivity: · Комбинирование ГРП с созданием каналов и Experience and Applicability in Russia. Slides (not published) технологии абразивной перфорации с помощью presented at the 2010 SPE Applied Technology Workshop ГНКТ. on Hydraulic Fracturing in Russia: Current Experience and Perspectives, Nizhnevartovsk, Russia, 28 September. · Опция технологии К-100 введена в производство Medvedev, A., Yudina, K., Panga, M., et al. 2013. On the для максимального увеличения длины и ширины Mechanisms of Channel Fracturing. Paper SPE 163836 presented каналов за счет размещения равной массы at the 2013 SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference held проппанта в сравнении со стандартным ГРП. in The Woodlands, Texas, USA, 4-6 February. • Эффект от ГРП с созданием каналов Nadeev, A., Yudin, A., Sudeev, I., et al. 2012. Improved Hydraulic Fracture Modeling Based on Geomechanical Correlation · Зависит от размера работы и параметра kH Functions Optimizes Development of Priobskoe Oilfield. стимулируемого интервала. При росте данных Paper SPE 160694 presented at the 2012 SPE Russian Oil & Gas параметров возрастает дополнительный эффект от Exploration & Production Technical Conference and Exhibition, Russia, Moscow, 16-18 October. новой технологии. Увеличение продуктивности до Nikitin, A., Pasynkov, A., Makarytchev, G., et al. 2006. Differential 51% было зафиксировано в ходе исследований. Cased Hole Sonic Anisotropy for Evaluation of Propped Fracture Geometry in Western Siberia, Russia. Paper SPE 102405 presented at the 2006 SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Благодарность Exhibition, Moscow, Russia, 3-6 October. Авторы выражают благодарность компаниям Nikitin, A., Shirnen, A., and Maniere, J. 2007. Complex Fracture «Роснефть» и «Шлюмберже» за поддержку и Geometry Investigations Conducted on Western-Siberian разрешение опубликовать данные материалы. Oilfields at Rosneft Company. SPE 109909 presented at the 2007 Отдельную признательность хотелось бы выразить SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim, California, USA, 11-14 November Новосибирскому технологическому центру компании Nikitin, A., Yudin, A., Latypov, I., et al. 2009. Hydraulic Fracture «Шлюмберже» за разработку новой технологии Geometry Investigation for Successful Optimization of Fracture и персонально поблагодарить Олега Медведева, Modeling and Overall Development of Jurassic Formation in руководителя проекта, и Андрея Богдана за его работу Western Siberia. Paper SPE 121888 presented at 2009 SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference & Exhibition, Jakarta, Indonesia, по визуализации моделей каналов. Авторы крайне 4-6 August. благодарны Андрею Героевичу Пасынкову, бывшему Sadykov, A., Yudin, A., Oparin M., et al. 2012. Channel Fracturing главному геологу компании «Юганскнефтегаз» за in the Remote Taylakovskoe Oil Field: Reliable Stimulation Treatments for Significant Production Increase. Paper SPE 160767 всецелую поддержку в разработке технологии на presented at the 2012 SPE Russian Oil & Gas Exploration & стадии полевого тестирования. Production Technical Conference and Exhibition held in Moscow, Russia, 16-18 October. Sitdikov S., Serdyuk, A., Nikitin, A., et al. 2009. Fiber-Laden Fluid – SI метрические переводные коэффициенты Applied Solution for Addressing Multiple Challenges of Hydraulic atm × 1.013 250* E+05 = Pa Fracturing in Western Siberia. Paper SPE 119825 presented at the bar × 1.0* E+05 = Pa 2009 SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference held in The bbl × 1.589 873 E−01 = m3 Woodlands, Texas, USA, 19–21 January. cp × 1.0* E−03 = Pa•s Timonov, A.V., Zagurenko, A.G., Hasanov, M.M., et al. 2006. ft × 3.048* E−01 = m System Approach to Hydraulic Fracturing Optimization in Rosneft ft2 × 9.290 304* E−02 = m2 Oilfields. Paper SPE 104355 presented at the 2006 SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition, Moscow, Russia, ft3 × 2.831 685 E−02 = m3 3-6 October. ºF (°F−32)/1.8 = ºC gal × 3.785 412 E−03 = m3 Yudin, A., Burdin, K., Yanchuk, D., et al. 2012. Coiled Tubing Reduces Stimulation Cycle Time by More Than 50% in Multilayer lbm × 4.535 924 E−01 = kg Wells in Russia. Paper SPE 154386 presented at the 2012 SPE/ psi × 6.894 757 E+00 = kPa ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition held in The Woodlands, Texas, USA, 27-28 March. * Коэффициент точный

58 № 2 (048) Май / May 2014 технологии

№ 2 (048) Май / May 2014 65 ФРЕЗЕРОВАНИЕ ПОСАДОЧНЫХ СЕДЕЛ МГРП НА ГЕОФИЗИЧЕСКОМ КАБЕЛЕ – впервые в СНГ технологии MULTISTAGE FRAC PORTS MILLING SOLUTIONS ON WIRELINE. The first in the CIS

радиционные технологии разбуривания onventional multistage frac port seat drill out посадочных седел муфт многостадийного ГРП technologies require large amounts of fluid to Ттребуют закачивания в скважину большого Cbe pumped into the wellbore for downhole объема жидкости для приведения в действие забойного motor activation in case if tubing or coiled tubing is двигателя при использовании НКТ или ГНКТ. used. In wellbores drilled in low pressure formations В скважинах, пробуренных в пласты с низким the fluid pumped into wells may be pumped directly давлением резервуара, закачиваемая жидкость может into the formation, which results in lost circulation, поглощаться пластом, что часто приводит к потере damages the reservoir, makes impact on the general циркуляции, негативно сказывается на коллекторе, production level. и, как следствие, на уровне добычи в целом. An operator developing a field in the Northern Компания-оператор, разрабатывающая одно из Kazakhstan uses multifrac stinger for fracturing месторождений на севере Казахстана, использует operations. At one of the well development stages it подземную компоновку для многостадийного was required to mill the ID of multifrac port seats to гидроразрыва пласта. На одной из стадий эксплуатации allow access for logging, well intervention and well потребовалось расфрезеровать внутренний диаметр stimulation tools into the wellbore. Tubing with WS посадочных седел муфт МГРП для организации or WO rigs and CT-units were used for such operations доступа в скважину каротажного инструмента, а until recently, which used to be quite costly and often также средств интенсификации добычи. Ранее для affected the production level. Extensive scope of таких операций использовались НКТ со станками CT-units or WS rigs preparation for mobilization and текущего и капитального ремонта скважин, а также rig up also contributes to the overall complexity of установки ГНКТ, что являлось достаточно затратным planning and activity performance. мероприятием, зачастую негативно сказывалось на Switching to wireline for this activity allowed for уровне добычи. Большой объем подготовительных the use of minimized scope of required equipment, работ для мобилизации и расстановки флота ГНКТ либо personnel of the mobile wireline unit and tools and станка текущего ремонта, также являлся фактором, the crew comprising a few people. Moreover the осложняющим планирование и выполнение данной time required for system arrangement and rig up was операции. shortened to several hours. Переход к выполнению этой операции на каротажном Taking the above mentioned conditions into кабеле сокращал перечень необходимого оборудования consideration a Welltec Well Miller 318 with a 3.65" OD и персонала мобильного каротажного подъемника, mill bit was selected as an alternative solution to avoid комплекта приборов и бригады из нескольких человек. fluid loss in the formation. The mill was run to the Время на расстановку и монтаж при этом сокращается horizontal wellbore section by Well Tractor 318 unit, до нескольких часов. which also applied axial load on the mill. Учитывая вышеперечисленные условия, скважинный The preparation required mobilization of special фрезер компании Welltec – Well Miller 318, оснащенный equipment, such as the wireline and wellhead pressure фрезой внешним диаметром 3,65 дюйма, был выбран control system. All elements and components of the в качестве альтернативного решения, позволяющего assembly were selected to be suitable for high H2S level избежать поглощения жидкости пластом. Для доставки in the wellbore. A significant factor, which ensures the компоновки в горизонтальную секцию скважины и success of this complicated activity, is the individual создания осевой нагрузки на фрезу использовался approach to the design of the mill bit. A design concept скважинный трактор Well Tractor 318. was developed jointly with the Customer and the Подготовка к работе потребовала мобилизации bit was manufactured in accordance with custom специального оборудования, такого как кабель, drawings. устьевое оборудование. Все устройства и компоненты During the operation the first seat was drilled out сборки были выбраны с учетом высокого содержания in 3 minutes at low mill RPM. Mill pass was repeated сероводорода в скважине. Существенным фактором, to guarantee that the seat ID had been increased. гарантирующим успех этой сложной операции, являлся It took two minutes to mil the seat No 2. An drop ball индивидуальный подход и к дизайну долота фрезера. had been left at ball seat No 3 and No 4. The mill was

60 № 2 (048) Май / May 2014 Совместно с заказчиком было разработано инженерное решение, долото произведено по индивидуальным technologies чертежам. В процессе выполнения работы первое посадочное седло было расфрезеровано за 3 минуты на малой скорости вращения фрезы. Для того чтобы убедиться в увеличении диаметра седла, проход фрезой был осуществлен повторно. Посадочное седло 2 было расфрезеровано за две минуты. На посадочном седле номер 3 и 4 находились неизвлеченные изолирующие шары. Для их фрезерования скважинный фрезер был переключен в режим высоких оборотов. Шар и посадочное седло были расфрезерованы за15 минут. За следующие 3 минуты на малых оборотах фрезера была разбурена половинка шара, и за 27 минут – switched to high RPM to allow for ball drilling out. четвертое седло. Само седло под номером 5 фрезеровать The ball and the seat No 3 were milled out in 15 min. не потребовалось, так как оно перекрывало забой During the next 3 minutes a half of the ball was milled скважины, доступ к которому не требовался. out at low RPM and it took 27 minutes to mil out the Из практики известно, что при фрезеровании ball of the forth seat. Seat No 5 itself did not have to изолирующих шаров половина шара зачастую остается be milled as it isolated the bottomhole, which was not целой и двигается вместе с фрезой в направлении needed for access. следующего посадочного седла. Нередко это является The experience shows that when isolating balls are препятствием для успешного продолжения работы, milled out, a half of a ball often remains intact and поскольку оставшаяся часть шара может заклинить moves together with the mill to the next seat. Often трубу. Серьезным преимуществом технологии it becomes a problem for further operations as the Скважинного Фрезера компании Welltec является remaining part of the ball may get stuck in the string. наличие датчиков натяжения на поверхности Tension sensors, which are installed at the surface (натяжение кабеля) и на верхней точке скважинной (for wireline tension) and at the top of the downhole компоновки (натяжение на каротажной голове). tool ( fortension on the wireline head), give significant Эти два сигнала дают возможность контролировать benefits to Welltec Well Miller. These two signals allow прохождение препятствий и разгрузку фрезера на for monitoring the passage of obstructions and mill фрезеруемое седло. slack off onto the seat to be milled out.

Обновление новостной рубрики – ежедневно Рассылки ДЛЯ подписчикОВ сайта – еженедельно Обзоры инноваций нефтесервиса – ежемесячно Новый номер журнала – ежеквартально

News Column Uptade – Daily Newsletters – Weekly Oilfield Services InNovations Reviews – Monthly www.cttimes.org New Journal Issue – Quaterly

№ 2 (048) Май / May 2014 67 68 № 2 (048) Май / May 2014 № 2 (048) Май / May 2014 69 Перспективы развития технологий грп и кгрп на месторождениях

технологии республики беларусь THE AVENUES OF DEVELOPING HYDRAULIC FRACTURING AND ACID HYDRAULIC FRACTURING ON THE FIELDS OF THE REPUBLIC OF BELARUS Д.В. ТКАЧЕВ, А.В. ДРАБКИН, К.В. МИРОНЕНКО, Т.Д. ГИЛЯЗИТДИНОВ, БелНИПИнефть D.V. TKACHEV, K.V. MIRONENKO, T.D. GILIAZITDINOV, BelNIPIneft

а период с 2011 по 2016 год в РУП UE Belorusneft Production Association adopted «Производственное объединение a modernization strategy for 2011–2016 aimed Н«Белоруснефть» взят курс на улучшение и Rat improving current technological approaches модернизацию как существующих технологических to hydraulic fracturing and acid hydraulic fracturing подходов к планированию и сопровождению operations planning and support, introduction операций ГРП/КГРП, так и на внедрение и and further wider application of new technical последующее широкое применение новых технико- and technological solutions at the carbonate and технологических решений проблемных задач terrigenous reservoirs of the fields of the Republic на карбонатных и терригенных коллекторах of Belarus. месторождений Республики Беларусь. One the principal thrusts in this field is nitrogen Одним из основных направлений в этой области and foam fracturing aimed at reduction of residual стала технология азотно-пенного ГРП, направленная contamination of the formation with polymers, на снижение остаточного загрязнения пласта reduction of breakdown agent filtration coefficient полимерами, уменьшение коэффициента фильтрации across the reservoir and limitation of the prevailing жидкости разрыва по коллектору и ограничение crack growth height. These advantages of nitrogen and доминирующего роста трещины по высоте. Данные foam fracturing as compared to classical fracturing преимущества азотно-пенного разрыва перед including water gel, seem to be quite relevant for the классическим ГРП с применением водного геля весьма carbonate and terrigenous deposits of the Republic of актуальны для карбонатных и терригенных залежей Belarus. Республики Беларусь. Two such operations were performed in 2012–2013 За период 2012–2013 годов были выполнены period: at 86 Daydovsky Well (January, 2012) and 133 две скважино-операции по данному виду работ – Vishansky Well (January, 2013). The application of 86 Давыдовского (январь 2012 года) и 133 Вишанского nitrogen and foam fracturing at 86 Daydovsky Well did месторождений (январь 2013 года). Применение not bring any substantial results, as compared to the технологии пенно-азотного ГРП на скважине traditional technology, except for obvious reduction 86 Давыдовского месторождения не дало ощутимых in residual contamination of the formation with преимуществ по сравнению с традиционной polymers. As far as 133 Vishansky Well is concerned, технологией проведения работ, если не считать the nitrogen and foam fracturing was meant to безусловного снижения остаточного загрязнения constrain the vertical crack growth and minimize the пласта полимерами. На скважине 133 Вишанского possibility of watercut products. After well completion месторождения технология пенно-азотного ГРП in 2003 the well operated with 10% watercut rate. главным образом планировалась для ограничения After the operation, the daily debit rate increased by роста трещины в высоту и минимизации вероятности 3.5 times. The watercut rate ranged 0–10%. Meanwhile получения обводненной продукции (расстояние the neighboring wells, where fracturing was made от НДП до ВНК составляет 14 м). Скважина после according to the classic technology, demonstrated освоения из бурения в 2003 году работала с weaker performance. обводненностью продукции 10%. После проведения The amount of fracturing operations performed операции среднесуточный дебит нефти увеличился under this technological scheme is planned to в 3,5 раза, обводненность продукции варьируется be raised as well as the degree of foam gassing in в пределах 0–10%. При этом соседние скважины, bottomhole condition (of foam quality) via more на которых проводился ГРП по «классической» powerful and modernized nitrogen units. . технологии, работают с меньшими показателями. In the course of time the stock of wells that arte В перспективе планируется увеличение объемов candidates for fracturing is deteriorating. At the выполнения ГРП по данной технологической схеме, moment the specialists of RUE Belorusneft Production

64 № 2 (048) Май / May 2014 а также увеличение степени газирования Association have to increasingly apply fracturing for пены в забойных условиях (качества пены) deep deposits (3500–5500 m), which is accompanied за счет применения более мощных и by high well-head pressure (over 70 MPa) during модернизированных азотных установок. the operations. Such a situation is prompted by high С течением времени фонд скважин-кандидатов для gradient of formation rupturing and substantial losses ГРП ухудшается, в настоящее время специалисты РУП of pressure due to friction in the production string, technologies «ПО «Белоруснефть» вынуждены все чаще прибегать especially with the diameters of 73 and 60 mm. Big к гидроразрыву пласта на глубокопогруженных depth of such formations is generally accompanied залежах (3500–5500 м), что сопровождается by increased formation temperatures (>110 °С), which высокими устьевыми давлениями (выше 70 МПа) causes special requirement to the fracturing fluent. при производстве работ. Вызвано это как высоким Fracturing and acid fracturing technologies are градиентом разрыва пород, так и значительными developed for deep wells with abnormally high потерями давления на трение в НКТ, особенно temperatures (over 175 °С). Such sites occur quite диаметром 73 и 60 мм. Высокие глубины залегания seldom on the territory of the Republic of Belarus, таких пластов, как правило, сопровождаются yet these wells requiring proppant or acid fracturing повышенными пластовыми температурами (>110 °С), for completion or intensification, are frequently что диктует особые требования к стабильности applied in international projects. At the moment we жидкости разрыва. have both fracturing fluids and etching fluids (acid Разрабатываются технологии ГРП и КГРП для compositions), capable to performing their function глубокозалегающих скважин с аномально высокими under the temperature of 200 °С. The success and температурами (более 175 °С). На территории efficiency of proppant fracturing largely depends on Республики Беларусь такие объекты встречаются the quality and reliability of the fracturing liquid. крайне редко, однако подобные скважины, требующие A water gel was selected on the basis of carboxymethyl в качестве освоения или интенсификации проведения and hydroxypropil guar compounds and zirconia проппантного или кислотного гидроразрыва, crosslinkers. The following etching fluids are applied довольно часто встречаются в международных in fracturing: versenates, diacid mixtures as well as проектах. На сегодняшний день мы располагаем как GLDA-acid technologies. жидкостями разрыва, так и жидкостями травления One of the priority thrusts in fracturing technologies (кислотными составами), способными выполнять is acid-proppant technology. During the analysis of свои функции при температурах до 200 °С. Для acid fracturing performed at carbonate collectors of проппантного ГРП, успешность и эффективность Pripyat depression a certain pattern was indentified – которого в значительной мере зависит от качества и надежности жидкости разрыва, подобран водный гель на основе карбоксиметил-гидроксипропил гуаров и циркониевых сшивателей. В качестве жидкостей травления при кислотном ГРП применяются этилендиаминтетрауксусные кислоты, смеси дикарбоновых кислот, а также технологии с применением GLDA-кислот. Основным и приоритетным направлением развития технологии ГРП является технология кислотно-проппантного разрыва. В процессе анализа выполненных КГРП на карбонатных коллекторах Припятского прогиба выявлена определенная закономерность – при отношении пластового Время / Time давления к гидростатическому давлению меньше 1 эффективность проведения КГРП (с применением Давление устьевое НКТ [атм], давление в затрубе [атм] раствора соляной кислоты различных концентраций) Well-head tubing presure (atm). The annulus pressure либо мала, либо непродолжительна (эффективность Объем закачки [м3] прослеживается менее 3 месяцев). Особенно The injected amount (m3) данное обстоятельство проявляется на скважинах, Масса проппанта [кг] x 1000 продуктивный интервал которых сложен мягкими Proppant mass (kg) x 1000 породами (известняками). Это объясняется Расход смеси [м3/мин] частичным закрытием («схлопыванием») созданных и Mixture consumption (m3/min) протравленных кислотой трещин. В условиях низких Концентрация проппанта [кг/м3] x 1000 пластовых давлений значительны эффективные Proppant concentration (kg/m3) x 1000 давления на участки контакта стенок трещины, что приводит к их разрушению и снижению Рисунок 1 – График проведения ГРП на скважине 133 раскрытости. Проведение проппантного ГРП в Вишанского месторождения 20.01.13 таких пластах с закачкой значительного объема Figure 1– Schedule of fracturing at well 133 проппантной набивки (более 35 т), обусловленного ofVishansky Field on 20.01.13

№ 2 (048) Май / May 2014 65 необходимостью создания высокопроводящего канала if the proportion of formation pressure to hydrostatic «скважина – удаленная зона», зачастую осложняется formation is below 1, the efficiency of acid fracturing рядом геологических и техногенно-геологических (with hydrochloride solution of various concentration) факторов (отсутствие перемычек для ограничения is either poor or short ( the efficiency is tracked form роста трещины по высоте, наличие промытых less than 3 months). This circumstance is especially каналов фильтрации, естественная и техногенная typical of the wells, where the productive interval is технологии трещиноватости коллектора). composed of soft rocks (limestone). This is explained Целью проведения кислотно-проппантного by partial closure ("collapse") of cracks created and разрыва является травление кислотной композицией etched by the acid. Under conditions of low formation каналов и червоточен в массиве коллектора с pressure, there is strong pressure on the contact последующим закреплением протравленных пустот sections of the crack walls, which brings about their расклинивающим агентом. Данная технология имеет destruction and makes then less open. Proppant две вариации: fracturing in such formations with substantial amount а) создание каналов фильтрации и их равномерное of pumped proppant filling (over 35 tons), prompted закрепление. Данное технологическое решение by the necessity to produce a highly-conductive "well- направлено к применению на более мягких remote area" channel, is explained by a number of породах (например, известняки); geologic and anthropogenic factors (lack of barriers б) создание высокопроводящих каналов с limiting the crack height growth, availability of закреплением в прискважинной зоне. washed filtration channels, natural and anthropogenic Направлено на проведение в глинистых reservoir fissility). и плотных карбонатных разностях. The acid fracturing is aimed at acid etching of the В настоящее время идет подбор и опробование channels and holes in the reservoir rock with further кислотных композиций, обладающих как fixing of the etched spaces by a proppant agent. замедленным свойством травления, так и свойствами This technology has two variations: жидкости-проппантоносителя. Приступить к опытно- a) creating filtration channels and their even fixing. промысловым испытаниям данной технологии This technology is applied in softer rocks (such as планируется в сентябре-октябре 2014 года. limestone); Параллельно с опробованием технологии b) creation of high-conducive channels fixed in кислотно-проппантного ГРП идет работа над nearfield. It is applied in clay and dense carbonated двумя перспективными направлениями в области varieties. улучшения технологических подходов к выполнению At the moment we select and treat the acid КГРП. Как показала практика проведения работ composition with longer etching effect and the по кислотному гидроразрыву на коллекторах property of fluid -, proppant bearer. The industrial РБ, сложенных известковыми породами, для testing of the technology will begin in September- эффективного травления удаленной зоны требуется October 2014. применение замедлителей реакции кислотных Alongside acid-proppant fracturing technology, we составов. С другой стороны, большинство крупнейших develop two promising thrusts for improving acid залежей с карбонатными коллекторами РБ находятся fracturing technological methods. The practice of acid на поздней стадии разработки и подвергались fracturing at the Belarusian reservoirs composed of многочисленным кислотным обработкам за время limestone rocks, for efficient etching of the remote эксплуатации. Это привело к крайне неравномерному area requires inhibitors of acid compounds. On the травлению породы как по разрезу, так и по объему other part, in most of large deposits with carbonaceous порово-трещинного пространства в латеральном reservoirs are on the last stage of their development направлении, т.е. каждое последующее кислотное and were subjected to numerous acid treatments at the воздействие еще больше разрушает уже созданные time of their exploitation. It brought uneven etching каверны, почти не затрагивая матрицу породы. Чтобы both in terms of section and the volume of porous- противодействовать этому явлению, в настоящее fissured space in lateral space. It means that every next время на предприятии идет подбор и лабораторное acid treatment produces farther destruction of the тестирование реагентов-отклонителей кислоты, cavities without touching the rock matrix. In order применение которых позволит достичь более to resist this phenomenon the company is currently равномерного травления пласта. searching and testing reagent, which can produce acid Все перечисленные исследования направлены на deviation. Their application provides for more even увеличение эффективности воздействия на пласт с formation etching. целью активизации выработки трудноизвлекаемых All the above-mentioned researches are aimed at запасов. Только постоянное совершенствование raising the efficiency of impact on the formation aimed технологии ГРП и доработка ее в соответствии с at higher production of hard-to-recover reserves. Only требованиями конкретных геолого-физических regular improvement of fracturing and its update in свойств пластов позволит получить желаемый compliance with the requirements of specific geologic результат. and physical properties will deliver the desired result.

66 № 2 (048) Май / May 2014 № 2 (048) Май / May 2014 73 УДК 622.279.7 Очистки забоев нефтяных скважин после гидроразрыва пласта от проппантовых пробок технологии с использованием гибких труб Post-fracture bottom hole cleaning from proppant plugs using coiled tubing

В.В. ДМИТРУК, С.Н. РАХИМОВ, ООО «Газпром подземремонт Уренгой»; Д.А. КУСТЫШЕВ, ООО «ТюменНИИгипрогаз»; В.Н. НИКИФОРОВ, ООО «МЕГА»

V.V. DMITRUK, S.N. RAKHIMOV, Gazprom Podzemremont Urengoy; D.A. KUSTYSHEV, TyumenNIIgiprogas; V.N. NIKiFOROV, MEGA

Уренгойское нефтегазоконденсатное Urengoy oil-gas condensate field is at the final месторождение находится на заключительной development stage characterized by reservoir depletion стадии разработки, характеризующейся and reservoir pressure decline [1, 2]. истощением продуктивных пластов и падением To stabilize the production of raw hydrocarbons пластовых давлений [1, 2]. at Urengoy field it is stimulated by using hydraulic Для стабилизации добычи углеводородного fracturing. Hydraulic fracturing is performed at gas, gas сырья на Уренгойском месторождении condensate and oil wells in Bolshoi Urengoy, where интенсификацию притока осуществляют upon the completion of works it becomes necessary to методом гидравлического разрыва пласта. ensure good bottom hole cleaning, i.e. to remove the Гидроразрыв пласта проводится на газовых, proppant plug from the well bore. In accordance with газоконденсатных и нефтяных скважинах the operating procedures adopted at Urengoy filed, Большого Уренгоя, в которых после завершения the hydraulic fracturing is carried out predominantly работ основной проблемой становится by underflashing the proppant into the formation; in необходимость качественной нормализации other words by leaving the proppant in the perforation забоя, то есть освобождения ствола скважины interval and above it [3]. Bottom hole cleaning in от проппантовой пробки. В соответствии с oil wells located at the margins of the field – at so- принятой на Уренгойском месторождении called oil rims – present special difficulties. There is технологией работ гидроразрыв проводится considerably less reservoir energy here than in the преимущественно с «недопродавкой» проппанта в central areas where gas and gas-condensate wells are пласт, иными словами, с оставлением проппанта в located. интервале перфорации скважины и выше него [3]. In such challenging geotechnical conditions the Особую сложность представляют собой работы choice of the bottom hole cleaning technique and по нормализации забоев в нефтяных скважинах, its efficient implementation greatly influence the находящихся на периферии месторождения, в outcome of the hydraulic fracturing. In addition to так называемых нефтяных оторочках. Пластовой that, good flushing of the oil well can have an impact энергии здесь значительно меньше, нежели в on timely (scheduled) or premature putting out of центральных областях, в которых размещаются operation of the downhole equipment, and centrifugal газовые и газоконденсатные скважины. pumps in particular. В таких непростых геолого-технических условиях от выбора технологии очистки забоя нефтяных скважин и качественного В соответствии с принятой на Уренгойском ее исполнения во многом зависит эффект месторождении технологией работ от проведенного гидроразрыва. Помимо гидроразрыв проводится преимущественно этого, от качественной промывки нефтяной с «недопродавкой» проппанта в пласт, иными скважины зависит своевременный (плановый) словами, с оставлением проппанта в интервале или преждевременный выход из строя перфорации скважины и выше него. внутрискважинного оборудования, в особенности электроцентробежных насосов. In accordance with the operating procedures На месторождении нормализация забоя adopted at Urengoy filed, the hydraulic fracturing нефтяных скважин осуществляется одним из is carried out predominantly by underflashing the четырех методов [4]: proppant into the formation; in other words by • нормализация забоя разбуриванием leaving the proppant in the perforation interval проппантовой пробки с помощью and above it.

68 № 2 (048) Май / May 2014 компоновок фрезерного инструмента; In the field, bottom hole cleaning can be carried out • вымывание проппантовой пробки using one of the following 4 methods [4]: циркуляцией жидкости глушения; • bottom hole cleaning by drilling out the proppant • нормализация забоя с помощью plug using milling tool arrays; компоновок гидровакуумных желонок; • washing-out of the proppant plug by circulating the • нормализация забоя с применением гибкой well killing fluid; трубы с колтюбинговых установок различной • bottom hole cleaning using hydrostatic bailer technologies грузоподъемности. arrays; Первые два метода применимы при достаточно • bottom hole cleaning using coiled tubing units with высоких пластовых давлениях (обеспечивающих various hoisting capacities. исключение явления поглощения в скважине), The first two methods are applied in case of fairly чаще всего в газовых или газоконденсатных high reservoir pressures (preventing lost circulation), скважинах. В связи с продолжающимся падением most often in gas or gas-condensate wells. Due to пластового давления, когда кольматация the continuous reservoir pressure decline when вновь созданной трещины разрыва в процессе clogging of the newly created fracture during milling фрезерования или циркуляции жидкости or circulation of the well killing fluid is not acceptable, глушения недопустима, так как это неизбежно because it inevitably leads to the reduction or total loss ведет к снижению либо полной потере эффекта of the hydraulic fracturing effect; the last two methods от гидравлического разрыва пласта, наибольшее of bottom hole cleaning from the proppant plug has become most widely spread. При проведении гидравлического разрыва пласта в Bottom hole cleaning using hydrostatic процессе задавливания в трещину разрыва последних bailer arrays is mainly performed at oil пачек проппантовой композиции используется wells [5], and coiled tubing-based arrays обрезиненный проппант с целью более качественного are used at gas-condensate fields [6]. Coiled tubing-based arrays are used due закрепления трещины разрыва в пласте и недопущения to hydraulic fracturing being performed в будущем разрушения ее структуры. in protector-type wells when the X-mass When the last proppant slugs are squeezed into the post- tree cavity is covered by the protector [7]. frac fracture a rubberized proppant is used to ensure better As a rule, at the final stage of fracture propping and to avoid its structural damage in future. hydraulic fracturing the proppant plug is compacted and a high-density cake is formed at the wellbore wall. In распространение получили два последних метода addition, when the last proppant slugs are squeezed очистки скважины от проппантовой пробки. into the post-frac fracture a rubberized proppant is Нормализация забоя с помощью компоновок с used to ensure better fracture propping and to avoid гидровакуумными желонками преимущественно its structural damage in future. Therefore, due to проводится на нефтяных скважинах [5], а на the proppant plug being in a compacted state and газоконденсатных – с помощью компоновок, at the same time containing rubberized materials спускаемых на гибкой трубе [6]. Применение the breaking of such plug and the subsequent компоновок на гибкой трубе связано, прежде transportation of the broken pieces to the daylight всего, с проведением гидроразрыва пласта в surface is associated with significant difficulties [8]. скважинах, оборудуемых по протекторной схеме, That’s why running the hydrostatic bailer array in когда внутренняя полость фонтанной арматуры and out of the hole after the hydraulic fracturing does перекрывается защитным протектором [7]. not always bring positive outcome – the bailer comes Как правило, на заключительной стадии out empty and there’s no visible descent of the tool. проведения гидравлического разрыва пласта To avoid no-load running of the tool during bottom происходит уплотнение проппантовой пробки, hole cleaning it is necessary to mill the proppant образование на стенке скважины «корки» cake beforehand with the subsequent removal of the повышенной плотности. Кроме того, при proppant with the hydrostatic bailer which increases проведении гидравлического разрыва пласта the duration and costs of the works [9, 10]. в процессе задавливания в трещину разрыва To eliminate failures of hydrostatic bailer arrays in последних пачек проппантовой композиции oil wells coiled tubing arrays are used. The use of such используется обрезиненный проппант с целью arrays despite their complexity and lower efficiency in более качественного закрепления трещины oil wells compared to hydrostatic bailer arrays ensures разрыва в пласте и недопущения в будущем nevertheless lower likelihood of tool jamming, allows разрушения ее структуры. Таким образом, using less process fluid, prevents loss of well-killing нахождение проппантовой пробки в уплотненном fluid circulation and ensures best preservation of состоянии при одновременном нахождении в residual permeability of the fracture. ее составе обрезиненного материала создает The bottom hole cleaning operation to remove значительные трудности для разрушения такой the proppant using a coiled tubing unit is usually пробки и последующей транспортировки performed in one round trip. But at the same time разрушенных частиц на дневную поверхность [8]. proppant flushing at gas and gas-condensate wells

№ 2 (048) Май / May 2014 69 Именно поэтому спуск-подъем Вымывание проппантовой пробки проводится закачиванием компоновки с гидровакуумной в гибкую трубу азотно-воздушной смеси с пенообразующей желонкой после завершения жидкостью с помощью одной компрессорной установки и гидроразрыва не всегда цементировочного агрегата. приносит положительный результат, желонка приходит Flushing of the proppant plug is carried out by injecting a mixture технологии пустой, видимого хода of nitrogen and air with foam-forming liquid into the coiled tubing инструмента вниз нет. Для using one compressor unit and a cementing unit. исключения в работах явления «холостого хода» differs from the technique used for similar purposes инструмента при очистке забоя приходится at oil wells. This difference is due to the capability предварительно разрыхлять корку проппанта of gas and gas-condensate wells to create additional фрезом с последующим извлечением проппанта carryover energy on account of bringing the well to гидровакуумной желонкой, а это ведет к independent production after drilling-in and well увеличению продолжительности и стоимости stimulation. That is why at those wells, flushing of the работ [9, 10]. proppant plug is carried out by injecting a mixture of Для устранения отказов компоновок с nitrogen and air with foam-forming liquid into the гидровакуумной желонкой в нефтяных coiled tubing using one SDA-20/251-type compressor скважинах была применена компоновка на unit and a cementing unit. гибкой трубе. Применение такой компоновки, At oil wells, coiled tubing-assisted bottom hole несмотря на ее сложность и более низкую cleaning is performed only after negative outcome of эффективность в нефтяных скважинах, нежели using conventional bottom hole cleaning techniques. у компоновки с гидровакуумной желонкой, The reason for its exclusive use lies in the impossibility обеспечивает тем не менее более низкую to create additional carryover energy at the oil well вероятность заклинивания инструмента, and to transport the proppant to the daylight surface. позволяет использовать меньшее количество Performance of the proppant flushing operation технологической жидкости, предотвращает requires a large pool of compressing machinery and поглощение жидкости глушения, обеспечивает its smooth running. Additionally, to ensure good максимальное сохранение остаточной carryover of the proppant an uninterrupted supply of проницаемости трещины после гидравлического the mixture of nitrogen and air into the annular space разрыва пласта. is necessary throughout the whole process. That is why Операция по очистке забоя от проппанта с the ascending velocity of the proppant particles in the помощью колтюбинговой установки, как правило, oil well is calculated based on a 1.5–2-fold excess ratio проводится за один спуско-подъем гибкой трубы. of the settling rate of the largest proppant particles Но при этом технология вымывания проппанта and not on an equal ratio as in the case of a gas or gas- на газовых и газоконденсатных скважинах condensate well. отличается от технологии, применяемой для For example, during bottom hole cleaning in the oil аналогичных целей на нефтяных скважинах. well No.6614 at Urengoy field to ensure better injection Данное отличие связано с возможностью rate two gas injection units were used at the same time газовых и газоконденсатных скважин создавать to supply gas into the annular space and two SDA- дополнительную энергию выноса за счет 20/251-type compressor units were used to supply the выхода скважины на самостоятельный режим nitrogen-air mix into the coiled tubing (see Figure 1).

работы после вскрытия продуктивного пласта Нормализация забоя нефтяных скважин с колтюбинговой установки и возбуждения скважины. Поэтому на этих Bottomhole cleaning using coiled tubing скважинах вымывание проппантовой пробки проводится закачиванием в гибкую трубу азотно- воздушной смеси с пенообразующей жидкостью Подача в затрубное пространство с помощью одной компрессорной установки типа Supply to the annular space СДА-20/251 и цементировочного агрегата. На нефтяных скважинах использование Подача азота, ПОЖ, вязких пачек раствора (после получения технологии очистки забоя с помощью стабильной работы пласта для колтюбинговых установок проводится только улучшения размыва пробки – только подача ПОЖ в БДТ) после получения отрицательного результата Энергия пласта Supply of nitrogen, foam-forming Reservoir energy от применения традиционных методов liquid, hi-vis slugs (after achieving stable operation to ensure better нормализации забоя. Причиной исключительного plug washout – only supply of FFL to the CT) применения является невозможность создания в нефтяной скважине дополнительной энергии Рисунок 1 – Технологическая схема очистки забоя выноса и транспортировки проппанта на дневную нефтяной скважины от проппанта с помощью поверхность. Для проведения операции по компоновки с гибкой трубой вымыванию проппанта требуется значительный Figure 1 – Process flow diagram of coiled tubing- assisted bottom hole cleaning to remove the proppant парк компрессорной техники и налаженная его from the well работа. В частности, дополнительным условием

70 № 2 (048) Май / May 2014 для качественного выноса проппанта Meanwhile a cementing unit is used to ensure является необходимость постоянной uninterrupted supply of foam-forming liquid with подачи в затрубное пространство periodic squeezing of hi-vis slugs. The whole process is азотно-воздушной смеси в течение accompanied by continuous reciprocating of the coiled всего технологического процесса. Поэтому tubing array in the well to prevent tool jamming and to расчет восходящей скорости частиц проппанта в increase the efficiency of bottom hole cleaning. нефтяной скважине проводится из соотношения It should also be noted that during coiled tubing- technologies полуторакратного-двукратного превышения assisted bottom hole cleaning operations additional скорости оседания наиболее крупных частиц time and resources are required for hookup, setting проппанта, а не в равном соотношении, как в up of a temporary flare line and banking. Taking into газовой или газоконденсатной скважине. consideration the mobilization of the coiled tubing Например, при восстановлении забоя на unit and the considerable resources of the compressing нефтяной скважине № 6614 Уренгойского machinery pool, this technique at present is more месторождения для создания большой costly than using a hydrostatic bailer array. производительности закачки одновременно были Conclusion. At the oil wells of Urengoy field only использованы две установки нагнетания газа two post-frac bottom-hole cleaning techniques has для подачи газа в затрубное пространство и две become widely spread – hydrostatic bailer arrays компрессорные установки типа СДА-20/251 для and arrays lowered in the hole using coiled tubing. подачи азотно-воздушной смеси в гибкую трубу Notably coiled tubing arrays are used after the negative (рис. 1). outcome of conventional bottom hole cleaning При этом с помощью цементировочного techniques. агрегата осуществлялась постоянная подача In future with the introduction of cryogenic systems пенообразующей жидкости с периодическим the use of the coiled tubing-assisted bottom hole прокачиванием вязких пачек раствора. Весь cleaning technique will become more and more widely процесс проведения работ сопровождался spread at the wells of Urengoy field and even more постоянным расхаживанием компоновки so if a solution is found to the issue of hanging the гибкой трубы в скважине для предупреждения hydrostatic bailer onto coiled tubing. заклинивания инструмента и повышения эффективности промывки забоя. Литература / References Также следует отметить, что при производстве 1. Вяхирев Р.И. Теория и опыт добычи газа / Р.И. Вяхирев работ по восстановлению забоя на нефтяных [и др.]. – М.: Недра, 1998. – 479 с. скважинах с помощью колтюбинговой 2. Тер-Сакисов Р.М. Разработка и добыча трудноизвлекаемых запасов углеводородов / Р.М. Тер- установки необходимы дополнительные Сакисов [и др.]. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. – затраты времени и ресурсов на обвязку 407 с. скважины, устройство временной факельной 3. Зинченко И.А. Применение гидроразрыва пласта линии и обваловки скважины. С учетом для интенсификации притока на газоконденсатных мобилизации колтюбингового звена для очистки скважинах Ямбургского месторождения и перспективы применения метода в процессе дальнейшего освоения забоя нефтяной скважины и привлечения залежей / И.А. Зинченко [и др.]. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», значительных ресурсов компрессорного парка 2007. – 118 с. проведение работ данным способом в настоящее 4. Дмитрук В.В. Особенности очистки забоев скважин время является более затратным, нежели с после гидроразрыва пласта от проппантовых пробок использованием компоновки с гидровакуумной / В.В Дмитрук [и др.]. // Наука и техника в газовой промышленности. – 2012. – № 3. – С. 47–52. желонкой. 5. Амиров А.Д. Капитальный ремонт нефтяных и газовых Вывод. На нефтяных скважинах Уренгойского скважин / А.Д. Амиров [и др.]. – М.: Недра, 1975. –344 с. месторождения широкое применение нашли 6. Гейхман М.Г. Проблемы и перспективы колтюбинговых только два способа проведения работ по технологий в газодобывающей отрасли / М.Г. Гейхман нормализации забоя после гидравлического [и др.] // Обз. информ. Сер.: Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: ИРЦ Газпром, разрыва пласта – с помощью компоновок, 2007. – 112 с. оборудованных гидровакуумными желонками, 7. Патент 2306412 РФ. Е 21 В 43/26. и компоновок, спускаемых на гибкой трубе с Способ гидравлического разрыва пласта газовой колтюбинговых установок. Причем компоновка скважины / А.В. Кустышев [и др.]. Патент России с гибкой трубой применяется при получении № 2005140129. Заяв. 21.12.05; Опубл. 20.09.07. Бюл. № 26. 8. Обиднов В.Б. Особенности удаления проппантовой отрицательного результата от проведения пробки после завершения гидравлического разрыва традиционных методов нормализации забоя. пласта в газоконденсатной скважине / В.Б. Обиднов В перспективе, с внедрением комплексов [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти криогенных установок, применение технологии и нефтепродуктов. – 2009. – № 2. – С. 48–51. восстановления забоя с помощью колтюбинговых 9. Кустышев А.В. Справочная книга по аварийно- установок будет находить все более широкое восстановительным работам в нефтяных и газовых скважинах / А.В. Кустышев [и др.] (под ред. Г.П. Зозули). – применение на скважинах Уренгойского Тюмень: Вектор Бук, 2011. – 464 с. месторождения, тем более, если удастся решить 10. Кустышев А.В. Сложные ремонты газовых скважин на вопрос о подвеске гидровакуумной желонки на месторождениях Западной Сибири. – М.: гибкой трубе колтюбинговой установки. ООО «Газпром экспо», 2010. – 255 с.

№ 2 (048) Май / May 2014 71 Микросейсмический мониторинг гидроразрыва технологии пласта: успехи и проблемы С.И. АЛЕКСАНДРОВ, В.А. МИШИН, Д.И. БУРОВ

Рост мирового спроса на энергоресурсы Сибири, а также в Казахстане на месторождении побуждает нефтегазодобывающие компании «Узень» АО НК «КазМунайГаз». В последние годы применять вторичные методы добычи с увеличением наибольшее распространение получили работы по нефтеотдачи пластов, в частности, интенсификацию технологии наземных наблюдений, выполняемые добычи методом гидроразрыва пласта (ГРП). в больших объемах ООО «Газмпром георесурс» Эффективность стимуляции напрямую зависит от и ООО «Викосейс» на нефтегазоконденсатных качества выполнения EOR-операций, от соответствия месторождениях Западной Сибири. фактической геометрии трещинной зоны и Микросейсмика позволяет определять геометрию достигнутого фильтрационного режима модельным гидроразрыва пласта на достаточно больших параметрам, запланированным по дизайну расстояниях от места наблюдения (в скважинах или ГРП. Поэтому не возникает сомнений, что такие на поверхности), а также получать диагностические «агрессивные» методы воздействия на коллектор, как 3D-изображения в процессе образования и операции ГРП, должны обязательно сопровождаться развития разрыва. Этим она существенно процедурами контроля – мониторингом. отличается от акустических методов, например, В соответствии с проблемами, с которыми наиболее кросс-дипольного каротажа, применяемых для часто сталкиваются нефтяники при проведении ГРП, оценки азимута разрыва вблизи ствола скважины следует отметить следующие актуальные задачи, ГРП. Микросейсмические технологии обладают стоящие перед мониторингом: определенными преимуществами, заключающимися в • обнаружение несоответствия дизайна ГРП более высокой надежности определения большинства фактической геометрии и размерам трещинной геометрических параметров. Поэтому работы по зоны, в том числе асимметрия разрыва; технологии микросейсмического мониторинга ГРП • прогноз негативных сценариев распространения являются актуальными. трещин за пределы целевого пласта (например, Суть микросейсмического мониторинга в область соседних водонасыщенных горизонтов); заключается в регистрации сейсмоэмиссионных • выявление причин преждевременных аварийных процессов, сопровождающих образование остановок закачки («стопов»); трещинной зоны ГРП. На рис. 1 приведена основная • контроль фильтрационных свойств трещины схема и результаты наблюдений по технологии in situ; скважинного мониторинга. Здесь показана скважина, • получение данных для оперативной коррекции в которой осуществляется ГРП, и соседняя скважина, дизайна последующих операций при в которой производятся непрерывные наблюдения многостадийном ГРП; при выполнении операции ГРП. Для наблюдений • возможность динамической 3D-визуализации применяются стандартные трехкомпонентные процессов образования и развития трещинной многоточечные цифровые зонды с управляемым зоны ГРП в реальном времени; прижимом или зонды с перманентным размещением • диагностика качества операции ГРП. в скважине (иногда применяется технология наблюдений непосредственно в скважине ГРП О микросейсмической технологии при помощи специального малоканального Из опыта нефтегазовых сервисных компаний, оборудования, однако в настоящее время она пока разрабатывающих технологии контроля качества не предоставляет достаточно полных результатов и ГРП, в настоящее время наиболее успешно эта здесь не рассматривается). На иллюстрации также задача решается с помощью микросейсмического показаны зарегистрированные при разрыве пласта мониторинга. В нефтегазовой индустрии она сейсмоэмиссионные источники и определенная успешно применяется более 20 лет, позволяя получать по ним плоскость разрыва, а также вызванное его данные для оперативной коррекции дизайна ГРП, образованием поле аномальных по интенсивности минимизировать риски и оптимизировать увеличение стрессов. отбора углеводородов при вовлечении в разработку На рис. 2 показан результат микросейсмического трудноизвлекаемых запасов. Первые успешные мониторинга ГРП при «стопе». В данном случае при работы в России на основе применения скважинного проведении основного ГРП на стадии продавки был пассивного сейсмического мониторинга были получен резкий рост устьевого давления, приведший выполнены ОАО «ЦГЭ» в 2006–2007 годах при ГРП к автоматической остановке насосов. Всего было ачимовских слоев на Малобалыкском и Омбинском продавлено 40% жидкости и около 60% проппанта месторождениях ОАО «Роснефть» в Западной из запланированных по программе объемов. Как

72 № 2 (048) Май / May 2014 технологии

Рисунок 2 – Результат микросейсмического Рисунок 1 – Схема наблюдений скважинного мониторинга ГРП при «стопе», демонстрирующий микросейсмического мониторинга ГРП. Показаны размещение проппанта вне продуктивной зоны нагнетательная и наблюдательная скважины, и неконтролируемый рост трещины по высоте зарегистрированные при разрыве пласта (на гранях куба отмечены нефтяные коллекторы и сейсмоэмиссионные источники и определенная подстилающий водонасыщенный пласт, в центре – плоскость разрыва, а также вызванные его скважина и интервал ее перфорации, а также образованием аномальные по интенсивности геометрия трещины по дизайну и фактическая стрессы (серым цветом) плоскость трещины)

видно, при мониторинге проявляется сразу несколько точках, в которых были зарегистрированы наиболее аномальных особенностей: сильный асимметричный интенсивные сейсмоэмиссионные события). «выброс» эмиссионной активности в районе кровли Определение параметров фильтрационного режима пласта при остановке общего роста трещины в in situ наряду с контролем качества выполненной длину, рост по высоте, а также проникновение в операции ГРП являются основными факторами нижележащий водонасыщенный слой. Основной привлекательности данной технологии для причиной преждевременной остановки закачки нефтяников. явился прорыв трещины ГРП в выше- и нижележащие пропластки с неконтролируемым ее ростом по высоте, что в свою очередь привело к резкому сужению гидравлической ширины трещины в прискважинной зоне пласта и невозможности дальнейшей транспортировки проппанта в трещину. Характер сейсмоэмиссионной активности указывает на то, что нижняя часть трещины оказалась преждевременно упакована («забита» проппантом), а верхняя – открыта, куда и устремился основной поток материалов. Очевидно, что размещение проппанта вне продуктивной зоны при росте трещины, а также его недозакачка из-за преждевременной остановки снижают продуктивность гидроразрыва. Одной из основных причин возникновения «стопов» является недостаточно качественное вторичное вскрытие продуктивного пласта, особенно распространенное Рисунок 3 – Реконструкция тензора проницаемости при «агрессивном» дизайне ГРП. Количество подобных трещины ГРП (слева показана шкала проницаемости осложнений при проведении ГРП составляет до в ед. Дарси; на гранях куба желтым цветом показаны газовые коллекторы) 12–15%. Кроме того, предварительно выполняемый мини-ГРП позволяет получить достоверную Технологические риски информацию лишь о небольшом участке пласта, скважинного мониторинга ГРП вскрытого трещиной, поэтому в водонефтяных зонах Следует отметить, что при выполнении риск возникновения гидравлической связи трещины микросейсмического мониторинга существуют с водонасыщенными горизонтами (в рассматриваемом многочисленные проблемы. На рис. 4 случае – подстилающими целевой пласт) остается проиллюстрирована одна из таких проблем, достаточно высоким, что при отсутствии должного возникшая при наблюдении в скважине из старого контроля при вскрытии большего интервала фонда. Она имела высокий газовый фактор, плохое «вслепую» может привести к росту обводненности качество цементирования, высокий уровень вибрации продукции. буровой колонны и, как следствие, плохие условия На рис. 3 приведены результаты реконструкции приема сейсмических колебаний. Кроме того, в тензора проницаемости трещины ГРП (для данной скважине ранее производилась серия ГРП наглядности реконструкция была выполнена в тех и в результате наблюдались заколонные перетоки и

№ 2 (048) Май / May 2014 73 «шумовой рой» ложных источников в окрестности зоны ГРП. При планировании работ по технологии скважинного микросейсмического мониторинга ГРП предварительно следует оценить следующие факторы: • Наличие больших дистанций между зоной технологии ГРП и интервалом регистрации в выделенных наблюдательных скважинах-кандидатах, а также малых дистанций между устьями скважин – наблюдательной и ГРП. • Высокий уровень вибрации обсадной колонны. Неблагоприятные условия приема приводят к возникновению резонансных явлений на горизонтальных сейсмоприемниках зонда (особенно на компоненте, поперечной по отношению к прижимному рычагу приемного модуля). Для слабых микросейсмических сигналов это приводит к существенному искажению Рисунок 4 – Источники шума, обусловленные выходом газа из пласта и заколонными перетоками, при азимутов эмиссионных событий и, как следствие, выполнении наблюдений в скважинах из старого к погрешностям в определении горизонтальных фонда размеров трещинной зоны (из-за «размазывания» роя зарегистрированных микросейсмических И если в случае больших удалений по источников). Иногда этот негативный пластопересечению между скважиной ГРП и фактор вынуждает использовать несколько наблюдательной скважиной часто удается достичь наблюдательных скважин вместо одиночной, что увеличения дистанции работоспособности метода, вызывает удорожание работ. например, располагая приборы на уровне пласта в • Использование в качестве наблюдательных окрестности слоев с пониженной скоростью (т.е. в скважин из старого фонда. Условия установки волноводах), то высокая вибрация обсадной колонны зонда и приема сейсмических колебаний в таких в интервале приема вынуждает искать другие скважинах обычно неблагоприятные. Кроме интервалы с более благоприятными условиями того, в случае наблюдений в эксплуатационных приема или принять решение о невозможности скважинах или в скважинах, где ранее проводился высокоточных наблюдений. К сожалению, ГРП, расстояние по сейсмическим лучам обычно окончательный ответ на этот вопрос можно существенно больше расстояния по пласту из-за получить только во время калибровки по выстрелам необходимости размещения зонда выше целевого перфоратора, когда производится пробная пристрелка пласта и может достигать более 1 км. В этом случае по источникам с известными координатами. для локализации глубинных микросейсмических источников необходимо применение специальных Выводы методов, обладающих достаточной разрешающей Технология скважинного микросейсмического способностью на больших дистанциях. мониторинга ГРП, несмотря на более высокую • Наличие работающих интервалов в стоимость работ по сравнению с наземной наблюдательной скважине. В этих случаях технологией, часто является единственным необходимо изолирование работающих инструментом для контроля ГРП, например, в интервалов в наблюдательной скважине при условиях глубокозалегающих целевых пластов и при помощи установки отсекающего пакера. приоритете задач контроля развития трещинной зоны • Шумы в соседних скважинах. Необходима ГРП по высоте с целью прогноза прорыва трещины приостановка бурения скважин и других шумных в соседние водонасыщенные горизонты. Однако работ в окрестности объекта ГРП. Ненадлежащее сдерживающим фактором здесь является наличие выполнение этого условия может привести к подходящих скважин-кандидатов для наблюдений. серьезному осложнению интерпретации данных Следует отметить, что, например, для пилотных ПСМ, так как изучаемая область может быть сильно проектов надежным решением является синхронное маскирована техногенными помехами, например, наблюдение в двух и более скважинах, как и в случае трубными волнами, вторичными шумовыми применения скважин из старого фонда или временно источниками, интенсивными гармоническими и выведенных из эксплуатации. другими помехами. Поэтому основные перспективы целесообразно • Влияние между устьями наблюдательной скважины связать с широким применением колтюбинговых и скважины ГРП. Для ослабления фона помех, технологий и соответствующим усовершенство- связанного с работой тяжелой техники на устье ванием оборудования для производства наблюдений нагнетательной скважины ГРП, необходимо в (слим-зонды). Это позволит существенно уменьшить качестве наблюдательной выбирать скважину, технологические риски, обеспечить надежное пробуренную из другого куста (если применяется выполнение запланированных задач контроля технология кустового бурения). качества ГРП и сэкономить существенные средства.

74 № 2 (048) Май / May 2014 № 2 (048) Май / May 2014 81 Управление рисками. Геоакустика и волновые технологии – пути технологии решения проблем межколонных давлений (МКД) Risk management. Geoacoustics and Wave technologies – solutions to intercasing pressure-related problems (ICP)

С.С. НОВИКОВ, генеральный директор ООО ПКФ «Недра-С» Geological conditions, Sergey NOVIKOV, Director General, Nedra-S technological errors and miscalculation, cracking in the Геологические условия, технологические cement stone of the annular space ошибки и просчеты, появление трещин в during well operation and a number цементном камне кольцевого пространства во of other factors cause intercasing время эксплуатации скважины и ряд других pressure (ICP). факторов приводят к появлению межколонных Modern technologies and давлений (МКД). materials allows to adequate Современные технологии и материалы eliminate ICP but by far not in all позволяют в достаточной мере ликвидировать wells and not always successfully. A large percentage МКД, но далеко не во всех скважинах и не of wells is abandoned due to the failure to eliminate всегда успешно. Большой процент скважин ICP at the well-head. Perforation of the intermediate подлежит ликвидации в связи с невозможностью casing and placing of a pressurized cement plug with ликвидировать МКД с устья скважины. subsequent drilling out is not always effective either. Перфорация обсадной колонны и установка It is no secret that oil and gas production at all stages цементного моста под давлением с последующим poses threats to the environment. A lot of attention разбуриванием моста также не всегда at present is given to the diagnostics of the technical эффективна. condition of the well and the well equipment. Не секрет, что нефтегазодобывающее Inadequate focus on diagnostics in future can lead производство на всех этапах связано с to prolonged elimination of identified flaws and опасностью для экологии окружающей среды. increased costs of operation or abandonment of the В настоящее время очень большое внимание well. уделяется диагностике технического состояния Temperature fluctuations, casing pressure testing, скважины и скважинного оборудования. round-trip operations and rotary drilling produce Недостаточное внимание к диагностике an impact on the casing which, though insignificant, приводит в дальнейшем к увеличению is still sufficient to initiate cracking in the cement сроков устранения выявленных дефектов и, sheath. Microflaws in the cement stone against соответственно, удорожанию работ или к the casing shoes start appearing as early as during ликвидации скважины. well construction. After analyzing the results of Температурные колебания, опрессовка колонн, three-component geoacoustic logging (TCGL) спуско-подъемные операции и роторное бурение to identify the source of intercasing pressure and воздействуют на колонну, пусть незначительно, cross flows, we’ve come to the conclusion that ICP но этого достаточно для начала процесса inevitably appears even in wells with good sonic and трещинообразования в цементном кольце. temperature values of cement bond logging. Появление микродефектов в цементном камне TCGL is based on registering geoacoustic против «башмаков» колонн происходит уже fluctuations in the 100–5000 Hz frequency range на этапе строительства скважины. Проведя using three orthogonally placed sensors which allows анализ результатов трехкомпонентного detecting seal failure in the casing (Figure 1), cross геоакустического каротажа (ТК ГАК) с целью flows between beds (Figure 2), between casings определения источника межколонных давлений (Figure 3) and intraformational cross flows (Figure 4) и межпластовых перетоков, мы пришли к выводу, without pulling the production tubing out of the cased что даже в скважинах с хорошими показателями borehole. акустического (АКЦ) и температурного (ОЦК) Detection of cross flows, identification of sources каротажа сцепления цементного камня с of intercasing pressure along with separation of fluid колонной неизбежно появляется МКД. by phase and percentage-wise separation of vertical

76 № 2 (048) Май / May 2014 Метод ТК ГАК основан на записи fluid flow by vector is our top priority. геоакустических колебаний в полосе The distinctive feature of the method is the coverage частот 100–5000 гц тремя ортогонально area of recording of readings from the borehole расположенными датчиками, что позволяет Таблица 1 – Технические характеристики приборов ТК ГАК technologies определять негерметичности колонн (рис. 1), межпластовые (рис. 2), межколонные Table 1 – Technical characteristics of TCGL tools

(рис. 3) и внутрипластовые перетоки (рис. 4) Габариты, Агрессивная Наименование Температура, Давление, диаметр/ без извлечения насосно-компрессорных среда H S прибора °С МПа длина, мм 2 Aggressive труб (НКТ) в обсаженном стволе скважины. Description Temperature, Pressure, Size medium Определение наличия перетоков, of the tool °С MPa diameter/ H2S источника межколонного давления length, mm ВИ 4006 с разделением флюида по фазам и с 125 70 48/1269 >28% VI 4006 разделением в процентном отношении ВИ4006А 32/700; 125 70 >28% вертикального движения флюида по VI 4006A 41/1269 векторам, является для нас приоритетной задачей. ВИ4006 с сосудом «Дюар» Отличительная особенность метода – 180 200 85/1950 >28% VI 4006 with это зона охвата регистрации показаний a Dewar flask от оси скважины (в теории 100 м, на практике не менее 10 м). Примером тому служит определение техногенного скопления axis (100 m in theory, but not less than 10 m in углеводородов в аварийном стволе скважины. practice). Detection of man-caused accumulation of Расстояние между аварийным и вновь hydrocarbons in the emergency well bore is one such пробуренным стволами – 10 м, что наглядно example. The distance between the emergency and подтверждает вышеуказанные параметры (рис. 5.) newly drilled holes is 10 m which confirms the above- Для сравнения, приборы с радиоактивным stated parameters (Figure 5) For reference, tools with a источником имеют радиус измерения 300 мм. radioactive source have a measuring radius of 300 mm.

Волновая технология Метод базируется на акустическом воздействии на продуктивные пласты волновой энергией, основанной на создании так называемой волны Рэлея устьевым генератором упругих волн. Передача волны Рэлея по непрерывному потоку жидкости при любых низких ее уровнях

Рисунок 1 – Негерметичность колонны Рисунок 2 – Межпластовый переток Figure 1 – Seal failure in the casing Figure 2 – Cross flow between beds

№ 2 (048) Май / May 2014 77 технологии

Условные обозначения: Legend: Характер насыщения отложений: Nature of saturation of sediments: - по данным геоакустического каротажа: нефть - according to the data of geoacoustic logging: oil - по данным ВСП: нефть - according to the data of vertical seismic profiling: oil - по данным ВСП: нефть с водой - according to the data of vertical seismic profiling: oil with water Рисунок 4 – Внутрипластовый переток Figure 4 – Intraformational cross flow

Рисунок 3 – Межколонный переток Figure 3 – Cross flow between casings

в скважине в продуктивный пласт позволяет раcкольматировать прискважинную зону пласта- коллектора и тем самым устранить препятствие выхода флюида из пласта. Генератор упругих волн, смонтированный на устье скважины, по волноводу, которым является НКТ (рис. 6), заполненная технологической жидкостью, посылает упругую волну на обрабатываемый участок продуктивной толщи. Генерируемая волна трансформируется на продольные, поперечные и поверхностные волны с энергией 5–1500 Дж и частотой 0.5–80 Гц, проходит по волноводу, разворачивается на отражателе и попадает в пласт. Хорошее акустическое согласование жидкостного волновода с породой Рисунок 5 – Техногенное скопление углеводородов способствует высокому коэффициенту полезного Figure 5 – Man-caused accumulation of hydrocarbons воздействия на обрабатываемые отложения. Под воздействием высокого импульсного Wave technology давления технологический раствор проникает The method relies on the acoustic influence on в естественные трещины, расширяет их, создает production formations with wave energy based on новые в соответствии с природой усталостного a so-called Rayleigh wave created by a wellhead трещинообразования (рис. 6). К преимуществам generator of elastic waves. The transmission of the метода воздействия силовыми волнами можно Rayleigh wave via a continuous flow of the fluid at отнести следующее: a however low level in the well into the productive • простоту оборудования; formation allows to colmatage the wellbore zone of • несложность монтажа из-за размещения the reservoir formation and by doing so to eliminate оборудования на устье скважины; the obstacle that prevents the fluid from coming out of • противофонтанную безопасность the formation. The generator of elastic waves mounted (оборудование можно монтировать на ПВО at the wellhead via a wave duct – the production

78 № 2 (048) Май / May 2014 или на перфорационную задвижку); tubing (Figure 6) filled with process fluid – sends the • увеличение приемистости и улучшение elastic wave to the treated section of the pay horizon. свойств коллекторов в несколько раз, что The generated wave transform into longitudinal, приводит к увеличению дебитов флюидов; transversal and surface waves with the energy of technologies • возможность ввода скважины в эксплуатацию 5–1500 J and the frequency of 0.5–80 Hz, passes сразу после обработки пласта, не извлекая through the wave duct, diverts in the flow-diverting отражатель; device and ends up in the formation. Adequate • равномерную обработку волнами всего acoustic matching of the fluidic wave duct with the коллектора, а при работах по интенсификации formation contributes to the efficient impact on the притока кислотами и т.д. – их проникновение deposit under treatment. Under the impact of high во все участки интервала перфорации impulsive pressure the process medium penetrates (в отличие от гидроразрыва); into natural fractures, extends them and creates new • очистку внутренней поверхности НКТ ones according to the nature of fatigue fracturing волнами Рэлея во время обработки; (Figure 6). The advantages of the method of force • как сопутствующий фактор, в результате этого waves can include: хорошее прохождение приборов ГИС для • simplicity of equipment; контроля за разработкой месторождений; • easy installation due to the mounting of the • отсутствие высоких давлений в скважине и equipment at the wellhead; нежелательных побочных явлений; • blowout safety (equipment can be mounted on the • возможность расширить контур питания blowout preventers or on the perforation ram); скважин за счет увеличения проницаемости • increase of the intake capacity and improvement коллектора и улучшить фильтрационную of the reservoir characteritics several-fold, which способность нефти; leads to increased production rate; • в результате вибровоздействия в работу • possibility to bring in the well immediately after включаются все пропластки, находящиеся formation treatment without recovering the в интервале перфорации. diverting device;

Таблица 2 – Изменение приемистости и суточной добычи нефти в скважинах, в которых проводились работы УГСВ- 3 Table 2 – Changes in the intake capacity and daily oil production rates in the wells where UGSV-3 operations (wellhead generator of force waves) were performed

Дебит Дебит Приеми- Дебит после после до прове стость до проведения проведе- дения проведения УГСВ-3 В том В том ния УГСВ-3 В том УГСВ-3 УГСВ-3/ и (декабрь Вода, числе Вода, числе ( май Вода, числе № скв. общий, м3 после м3/сут 2004 г.) м3 нефть % нефть, м3 нефть, % нефь, м3 2005г) м3 нефть % нефть, м3 Well No. Flow rate Intake Flow rate Water oil % Including Water oil, % Including Flow rate Water oil, % Including before capacity after UGSV-3 oil, m3 oil, m3 after oil, m3 UGSV -3 before and (December UGSV -3 total, m3 after UGSV-3, 2004), m3 (May 2005), m3/day m3 17 6.6 17/83 5.4 240/560 15. 4 61/39 6.0 48 73/21 10.0

Скважина не работала Данных нет, затоплена площадка 41 65/324 11 62/38 4.2 Well not in operation Data not available, flooded site

210 3.9 42/58 2.2 288/360 14.5 57/43 6.2 15 48/52 7. 8 720/пог- лощение 232 7.5 53/47 3.5 11 65/35 3.8 30 87/13 3.9 720/ absorption 20* 11 37/63 6.9 19 6/94 17.9 41 25/75 31

23.9 38.1 52.7

* Увеличение дебита на скважине № 20 в результате интерференции после проведения УГСВ-3 на скважине № 17 (расстояние между скажинами – 500 м). * Flow rate increased in the well No. 20 as a result of interference caused by USGV-3 operations in the well No. 17 (distance between the wells is 500 m)

• uniform wave treatment of all the reservoir and – Предупреждение и ликвидация in case of acid stimulation operations – межколонных давлений penetration of the waves into all sections of the Наиболее часто применяемый метод perforation interval (as opposed to hydraulic цементирования обсадных и эксплуатационных fracturing); колонн – подъем цемента за колонной до устья. • cleaning of the inner surface of the tubing using Но этот метод не дает стопроцентную гарантию Rayleigh waves during treatment;

№ 2 (048) Май / May 2014 79 защиты от МКД. В процессе эксплуатации 1. Корпус генератора; скважины под действием колебаний температуры Generator housing; и давления в цементной крепи начинают масло технологии lube oil 2. Гидромолот (пневмомолот); образовываться микротрещины, и этот Hydraulic hammer (pneumatic процесс имеет прогрессирующую тенденцию. hammer); Дополнительным фактором, ведущим к 3-4. Линии подачи – сброс масла, появлению межколонных давлений (МКД), воздуха со станции управления; является плохое сцепление на границах колонна – Feedlines – oil, air discharge from цемент и цемент – стенка скважины. control station; Предлагается метод предупреждения рабочий агент 5. Устье скважины; появления МКД. Данный метод включает в себя working agent Well head; следующее: 6. Подача рабочего агента • крепление скважины путем прямой от ЦА – 320; ЦН-10; циркуляции с доходом тампонажного Feeding of working agent from cementing unit CA-320; centrifugal раствора выше башмака колонны из расчета pump CN-10; Р < Р (ρ = до 2,5 г/см3) пл. ст. столб ж-ти кольц. простр. р-ра 7. Контейнер-отражатель; (рис. 7); Diverting container; • уплотнение тампонажного раствора с применением устьевого генератора силовых 8. Зона перфорации; Perforation zone; волн (УГСВ-3), который монтируется на цементировочной головке и запускается в 9. Волновод (НКТ). работу на 15–20 минут после достижения Wave duct (tubing). продавочной пробкой положения «стоп» (рис. 8). Упругие волны, созданные генератором, по волноводу (волноводом в данном случае является обсадная колонна и находящийся в ней продавочный раствор) распространяются на колонну, передаются тампонажному раствору (по типу вибратора, применяемого в строительстве для уплотнения бетона), при этом происходит усадка и уплотнение тампонажного раствора. Данная операция приводит к более качественному заполнению кольцевого пространства и сцеплению на границах колонна – тампонажный раствор и тампонажный раствор – стенка скважины; • сразу после окончания периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) и оборудования Рисунок 6 – Схема монтажа устья скважины производится заполнение генератора упругих волн кольцевого пространства, свободного от УГСВ-3 тампонажного раствора вязкопластичным Figure 6 – Mounting diagram for the generator of elastic агентом на основе углеводородов (ВСН) waves UGSV-3

методом замещения (ρбуф.р-ра < ρр-ра ВСН). Этот процесс проводится до достижения полного • as a contributing factor, good passage of geo- замещения буферного раствора на ВСН physical well logging tools for field management (рис. 9). purposes; Появление растрескивания в тампонажной • lack of high pressure in the well and undesirable крепи, а также возможные пропуски в резьбовых side effects; соединениях колонны в данном случае будут • possibility to expand the external boundary заполняться баритом и хризотиловым волокном, by increasing the reservoir permeability and to являющимися составной частью ВСНа (рис. 10). improve the filterability of oil; Контроль за размещением ВСН над цементным • as a result of the vibration effect all interlayers in камнем производится ТК ГАК (рис. 11), его запись the perforation interval are engaged. является также фоновой с целью дальнейшего контроля за состоянием геосреды в скважине Prevention and elimination и заколонных пространствах. В скважине с of intercasing pressure наличием МКД проводится комплекс ГИРС с Placement of cement behind the casing up to применением ТК ГАК и магнитоимпульсного the wellhead is most frequently used method of

80 № 2 (048) Май / May 2014 Гидромолот (пневмомолот) Hydraulic hammer (pneumatic hammer) Подача масла Lube oil feed УГСВ-3 Цементировочная головка / Cementing head Wellhead generator of force waves UGSV-3 Закачка цементного раствора / Cement slurry injection Подача рабочего агента Колонная головка / Casing head Working agent feed technologies

Цементировочная головка Cementing head Колонная головка Буровой раствор / Slurry Casing head

Буровой раствор Slurry

Цементный раствор до воздействия Cement slurry before impact

Цементный раствор после воздействия УГСВ-3 Cement slurry after impact of UGSV-3

Рисунок 7 – Состояние заколонного пространства до воздействия Рисунок 8 – Волновое воздействие на тампонажный раствор Figure 7 – Condition of the borehole annulus before the action Figure 8 – Wave action on cement slurry

дефектоскопа (МИД-НМ), позволяющий cementing intermediate casings and production определить техническое состояние колонн strings. But this method does not ensure complete и найти источник МКД. По результатам ГИРС protection against intercasing pressure. During the принимается решение о методе ликвидации operation of the well under temperature fluctuations МКД. На сегодняшний день существуют три and pressure in the cementing, microfissures are эффективных метода ликвидации МКД: formed and this process can progress. An additional • метод замещения с применением волновой factor causing intercasing pressure (ICP) is lack of технологии УГСВ -1 и ВСН, не имеющего bond at the boundaries between the casing and the в своем составе коррозионно-активных cement and between the cement and the wellbore компонентов, при условии достаточно wall. свободного от цементного камня интервала We propose the following method to prevent ICP в кольцевом пространстве; which includes: • метод закачки «в лоб» в межколонное • cementing by means of direct circulation with the пространство, при условии хорошей cement slurry yield above the casing shoe based on 3 приемистости, с давлениями, не Рform.< Рstat. fluid column ann. space (ρslurry = up to 2.5 g/cm ) превышающими предельно допустимые (Figure 7); • puddling of the cement slurry using the wellhead generator of force waves (UGSV-3) which is mounted on the cementing head and is put into operation for 15 to 20 minutes after the top cementing plug reaches the position ‘stop’ VSN (Figure 8). The elastic waves created by the generator via the wave duct – which in this case is the intermediate casing and the displacement mud inside it – spread into the casing and are transferred to the cement slurry (similar to a vibrator used in construction for compaction Буровой раствор of concrete); at the same time shrinkage Slurry and puddling of cement slurry occurs. This operation ensures better filling of the annular space and bonding at the boundaries between the casing and the cement slurry and between the cement slurry and the wellbore wall; • immediately after waiting on cement (WOC) Рисунок 9 – Замещение Рисунок 10 – Кольматация and wellhead equipment, the annular space буферного раствора на ВСН трещин free from the cement slurry is filled with a Figure 9 – Replacement of buffer Figure 10 – Clogging of cracks hydrocarbon-based viscoplastic agent (VSN) with VSN using a substitution method (ρbuffer < ρVSN solution).

№ 2 (048) Май / May 2014 81 технологии

Рисунок 11 – Контроль за доходом ВСН при помощи ТК ГАК Figure 11 – Control over VSN yield using TCGL

X1 – давление до начала работ по ликвидации МКД X2 – искусственное рабочее давление в процессе закачек А – Запись КВД (естественный рост давления) А (17 час) А (15 час) В – Запись КВД (ступенчатое стравливание) А (15 h) А (17 h) Давление, Мпа Первоначальное давление в скважине составило 2,2 МПа. Pressure, MPa X1 – pressure before starting the operations to eliminate ICP X2 – artificial working pressure during injection А – Logging of pressure build-up (natural pressure buildup) В – Logging of pressure build-up (stepped bleeding) Initial pressure in the well was 2.2 MPa.

Рисунок 12 – График изменения давления в процессе закачки спецсостава до волновой обработки УГСВ Figure 12 – Pressure curve during the injection of special solution before wave processing UGSV

This process is continued until VSN completely А (15 час) А (17 час) replaces the buffer (Figure 9). А (15 h) А (17 h) Cracks in the cement slurry and possible gaps in the Давление, Мпа threaded connections in this case will be filled with Pressure, MPa barite and chrysotile fibre that are part of VSN (Figure 10). Control over the placement of VSN on the cement stone is performed via TCGL (Figure 11) with background logging to ensure subsequent control over Рисунок 13 – График изменения давления после the condition of the geological environment in the применения волновой обработки УГСВ в процессе закачки спецсостава well and the bore-hole annulus. Wireline logging and Figure 13 –Pressure curve after wave processing UGSV operations using TCGL and a magnetic pulse detector during the injection of special solution (MID-NM) are carried out in the well with ICP which для каждой колонны, отверждающего allows determining the techincal condition of the вязкопластичного агента, не имеющего casing and finding the source of ICP. Based on the в своем составе коррозионно-активных results of the wireline logging and operations компонентов; in the well a method of ICP elimination decided on. • метод закачки «в лоб» в межколонное At present there are three efficient methods to пространство, при условии сверхнизкой eliminate ICP: приемистости (МКП < 0,1 м3/(час*МПа), • substitution method using the wave technology т.е. менее 2,4 м3 в сутки при 10 МПа или UGSV-1 and VSN which does not contain highly менее 0,24 м3 в сутки при 100 атм) с corrosive components provided that the interval давлениями, не превышающими предельно in the annular space is sufficiently free from

82 № 2 (048) Май / May 2014 допустимые для каждой колонны не cement stone; отверждающего вязкопластичного агента. • bullhead injection into the inter-string space subject При этом методе производится постоянная to good intake rate of the hardening agent which does поддержка противодавления в межколонном not contain corrosive components and with pressure technologies пространстве (МКП) оборудованием, not exceeding the maximum allowable values for которое будет связано с колонной головкой each string; и управляться дистанционно. Предлагаемая • bullhead injection into the inter-string space технология искусственно создает subject to ultra-low intake rate (inter-string space репрессию, поддерживает постоянное < 0.1 m3/(h*MPa), i.e. not less than 2.4 m3 per day давление в МКП, которое компенсирует at 10 MPa or less than 0.24 m3 per day at 100 atm.) недостаток гидростатики среды в of not-hardening viscoplastic agent and with межколонном пространстве. Одновременно pressure not exceeding the maximum allowable происходит доставка герметизирующего values for each string. This method entails ensuring вязкопластичного агента к дефектам constant backpressure in the inter-string space межколонной и заколонной крепи и к using equipment which will be head-connected to негерметичным участкам обсадных и the casing and controlled remotely. The suggested эксплуатационных колонн, постоянно technology creates artificial overbalance, keeps закупоривая и изолируя вновь и вновь constant pressure in the inter-string space which образующиеся микрозазоры в резьбовых compensates for lack of hydrostatics in the inter- соединениях колонн, поверхности которых string space environment. At the same time sealing находятся в постоянных микроподвижках, viscoplastic agent is delivered to the flawed places возникающих из-за термобарического и in the inter-string space and borehole annulus and вибрационного воздействия. to non-tight sections of intermediate casings and ООО «ПКФ «Недра-С» обладает штатом production string constantly plugging and isolating квалифицированных специалистов, имеющих the newly appearing microgaps in the threaded значительный опыт работы с новейшим connections of the casings whose surfaces are in высокотехнологичным оборудованием и perpetual micromotion caused by thermobaric and методиками в различных горно-геологических vibration action. условиях в том числе, на месторождениях The personnel of the company Nedra-S are highly- с высоким содержанием сероводорода и skilled specialists with extensive experience in cutting- месторождении им. Ю. Корчагина, расположен- edge high-tech equipment and techniques working ного в шельфовой части Каспийского моря. under different geological conditions including fields Таким образом, вышеприведенные решения with high contents of hydrogen sulfide and the field задач определения межпластовых перетоков, named after Y. Korchagin located in the Caspian shelf. определения источников МКД, и их ликвидация, The above solutions to the tasks of detecting cross на сегодняшний момент являются одними flows between beds, identifying sources of ICP and their из наиболее эффективных и практически не elimination at present are most effective and practically имеющих аналогов в нефтегазовой отрасли. have no counterparts in the oil and gas industry.

Наша справка / Our reference Производственно-коммерческая фирма «Недра-С» создана в 2000 году представителем династии буровиков «Гундюрин-Новиков» (летоисчисление ведется с 1905 года) для предоставления сервисных услуг нефтегазодобывающей отрасли. Основной деятельностью предприятия является проведение работ по диагностике технического состояния скважин, определение наличия заколонных и межколонных перетоков, увеличение дебита эксплуатационных скважин и ликвидация межколонных давлений, что и является управлением рисками в нефтегазовом секторе. Production and trading company Nedra-S was founded in 2000 by the member of the drilling family Gundyurin-Novikov (history records have been kept since 1905) to prove gas and oilfield services. The activities of the company focus on performing diagnostics of the technical condition of wells, detecting being-the-casing and inter-casing cross flows, increasing flow rates of production strings and elimination of intercasing pressure, i.e. risk management in the oil and gas sector.

№ 2 (048) Май / May 2014 83 IV научно-практическая конференция «Промышленная безопасность: утилизация ПНГ, нефтяного и бурового шлама, ликвидация нефтяных загрязнений»

24 сентября 2014 года г. Сургут При поддержке правительства ХМАО-Югры При участии ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ООО «Роснефть-Юганскнефтегаз», ОАО НК «РуссНефть», ОАО «Газпром нефть» и др.

Событие года для руководителей и специалистов по промышленной безопасности, а также поставщиков услуг в данном направлении. Органы власти Югры вместе с нефтяными компаниями, контролирующими органами и поставщиками услуг в области экологии проведут заинтересованный разговор о минимизации негативного воздействия на природу. Основные темы конференции: • Предупреждение, локализация и ликвидация разливов нефти и нефтепродуктов • Рекультивация шламовых амбаров • Утилизация ПНГ • Лучшие практики управления охраной окружающей среды и промышленной безопасности • Системы мониторинга по управлению и оценке рисков в области промышленной безопасности • Техника для рекультивации нефтезамазученных земель • Замена трубопроводов Организатор – Агентство нефтегазовой информации «Самотлор-экспресс»

Оргкомитет: тел./факс: (3452) 59-31-79 [email protected] www.angi.ru

90 № 2 (048) Май / May 2014 № 2 (048) Май / May 2014 91 Методы оценки качества

наука вскрытия пластов и освоения скважин по коэффициенту скин-эффекта Перечень и характеристика скин-эффекта

Ю.А. Балакиров, заместитель директора по науке, д. т. н., профессор, академик Международной академии наук Высшей школы; И.Б. Буркинский, председатель общества, кандидат экономических наук, магистр по разработке нефтяных и газовых месторождений, ООО « Юг-нефтегаз»

Исследования показывают, что общий скин-эффект является результатом действия ряда факторов, большинство из которых не может быть изменено. Эти составляющие общего скин- эффекта относятся к числу так называемых псевдоскин-эффектов, которые имеют механическую природу в отличие от скин-эффектов, связанных с загрязнением (кольматацией) пласта и ухудшением его проницаемости. В отличие от последних псевдоскин-эффекты не могут быть устранены с помощью стимулирующих и других обработок. Чтобы рассчитать истинный скин- эффект, необходимо уметь оценивать псевдоскин-эффекты и отделять их величины от общего (суммарного) скин-эффекта. Псевдоскин-эффекты, как правило, связаны с конфигурацией скважины или условиями добычи. Причинами псевдоскин-эффекта, связанными с конфигурацией скважины, являются: • ограничение входного потока из-за несовершенства скважины по степени и характеру вскрытия; • нецентрированность скважины; • малая плотность перфорации, неправильное фазирование перфорационных отверстий, неглубокая перфорация; • наклон скважины; • толщина и наклон (падение) пласта. Причинами псевдоскин-эффекта, связанного с условиями добычи, являются: • высокие дебиты (большие скорости потока), которые выносят из пластов частицы, забивающие перфорационные отверстия и отклоняющие условия движения потока от первоначального режима Дарси; • эксплуатация газоконденсатных скважин ниже точки росы приводит к появлению на забоях скважин жидкостей, ухудшающих характеристики потока. Другими причинами псевдоскин-эффекта являются: • смятие (сжатие) колонны труб; • разрушение перфорационных отверстий в пластах, в которых превышены пределы прочности.

Расчет общего (суммарного) скин-эффекта [1] Скин-эффект: • определяет величину падения установившегося давления; • отражает измененную проницаемость какой-либо зоны пласта. Как было сказано выше, скин-эффект является величиной безразмерной и определяется выражением, которое является искомым соотношением для вычисления скин-фактора: k r S = ( — –1)ln —c , (1) ky RK

где – проницаемость удаленной (неухудшенной зоны); проницаемость ухудшенной зоны; k k y – – rc радиус действия совершенной скважины; RK – радиус контура питания. Величина скин-эффекта может быть вычислена на основании данных гидродинамического исследования пласта известными методами. Для определения можно использовать кривые восстановления и падения давления. Для определения отношения под знаком логарифма можно воспользоваться формулами для определения времени восстановления или падения давления в залежи.

86 № 2 (048) Май / May 2014 Составляющие скин-эффекта Общий (суммарный) скин-эффект является суммой ряда факторов, большинство из которых обычно не может быть изменено. Общий скин-фактор может быть записан в

виде: наука

S = Sc+Ө + Sп + Sз + ΣSпс . (2) Первые три члена в уравнении (2) представляют собой обычно самые важные части скин- фактора. Первый член представляет собой скин-эффект, обусловленный несовершенством Sc+Ө скважины по степени вскрытия и наклоном. Второй член представляет скин-эффект, Sп обусловленный перфорацией. И наконец третий член относится к скин-эффекту от Sз загрязнения, единственному виду, который может быть устранен с помощью кислотной обработки. Последний член в правой части уравнения (2) представляет собой большой набор ΣSпс факторов псевдоскин-эффекта: псевдоскин-фактор от трещин; псевдоскин-фактор от жидко- или газонасыщенности Sт – Sнас – в окрестностях скважины; псевдоскин-фактор от наклона (падения пласта); псевдоскин- Sп – Sд – фактор из-за отклонения движения потока от закона Дарси. Скин-эффект, обусловленный гидродинамическим несовершенством скважины по степени вскрытия и наклоном скважины. Нет никакого сомнения, что крайне важно количественно оценить компоненты скин- эффекта и, таким образом, оценить эффект стимулирующих обработок. Ведь зачастую влияние «псевдоскин-эффектов» превосходит скин-эффект от загрязнения. Для оценки скин-эффекта, обусловленного гидродинамическим несовершенством скважины по степени вскрытия, предложен ряд методик. На рис. 1 показана схема, иллюстрирующая случай конфигурации вертикальной и наклонной скважин с неполным заканчиванием. В таблице 1 показаны зависимости псевдоскин-факторов от неполного вскрытия продуктивного пласта и наклона скважины, а также смещения интервала вскрытия от середины пласта.

а б

Рисунок 1 – а – вертикальная скважина, б – горизонтальная скважина

Если hп – интервал перфорации, zп – смещение интервала перфорации относительно центра

продуктивного пласта, h – толщина коллектора, а hп/h – отношение интервала перфорации к толщине пласта, то для расчетов коэффициентов скин-эффекта можно использовать следующие безразмерные параметры: – – h п = hп/rc (интервал перфорации); z п = zп/rc (смещение интервала перфорации относительно – –' – центра продуктивного пласта); h п = h/rc (толщина коллектора); h п = h п/h (отношение интервала перфорации к толщине пласта); r – радиус скважины. Для расчета скин-эффекта необходимы – c – следующие параметры: h , h , z /h , h cosƟ/ h . п п –п п п – В качестве примера примем h п = 100, zп/ hп = 0,5 (середина коллектора), и h cosƟ/ hп = 0,25 (Ɵ = 60, hп/h = 0,5) . Из таблицы 1 определим значение скин-фактора Sc+ө = +5,6 Если уменьшить коэффициент вскрытия до 0,1, то скин-фактор возрастает до значения +15,5.

Таблица 1 – – Ө° h п zп/hп h cosƟ/ hп Sc+ө Sc Sө

0 100 0,95 0,1 20,810 20,810 0

№ 2 (048) Май / May 2014 87 Продолжение таблицы 1

15 20,385 20,810 -0,425

30 18,048 20,810 1,861

45 16,510 20,810 -4,300 наука

60 12,662 20,810 8,147

75 6,735 20,810 -14,074

0 100 0,8 0,1 15, 809 15, 809 0

15 15, 4 4 8 15, 809 -0,360

30 14,185 15, 809 -1,623

45 12,127 15, 809 -3,682

60 8,944 15, 809 -6,864

75 4, 214 15, 809 -11, 804

0 100 0,6 0,1 15, 257 15, 257 0

15 14,898 15, 257 -0,359

30 13,636 15, 257 -1,621

45 11, 583 15, 257 -3, 674

60 8, 415 15, 257 -6,842

75 3,739 15, 257 -11, 517

0 100 0,5 0,1 15, 213 15, 213 0

15 14,854 15, 213 -0,359

30 13,592 15, 213 -1,620

45 11, 540 15, 213 -3, 673

60 8,372 15, 213 6,841

75 3,699 15, 213 -11, 514

0 100 0,875 0,25 8,641 8,641 0

15 8,359 8,641 -0,282

30 7, 487 8,641 -1,154

45 5,968 8,641 -2, 673

60 3,717 8,641 -4,924

75 0,464 8,641 -8,177

0 100 0,75 0,25 7,002 7,002 0

15 6,750 7,002 -0, 251

30 5,969 7,002 -1,032

45 4,613 7,002 -2,388

60 2,629 7,002 -4,372

75 -0,203 7,002 -7, 206

0 100 0,6 0,25 6,658 6,658 0

15 6,403 6,658 -0,249

30 5,633 6,658 -1,024

45 4,290 6,658 -2,447

60 2,337 6,658 -4,32

75 -0,418 6,658 -7,076

0 100 0,5 0,25 6, 611 6, 611 0

15 6,361 6, 611 -0,249

30 5,587 6, 611 -1,023

88 № 2 (048) Май / May 2014 Продолжение таблицы 1

45 4,245 6, 611 -2,365

60 2,295 6, 611 - 4 , 315

75 0, 451 6, 611 -7,062 наука

0 100 0,75 0,5 3, 067 3, 067 0

15 2,878 3, 067 -0,189

30 2,308 3, 067 -0,759

45 1,338 3, 067 -1,729

60 -0,082 3, 067 -3,150

75 -2,119 3, 067 -5,187

0 100 0,6 0,5 2,430 2,430 0

15 2,254 2,430 -0,176

30 1,730 2,430 -0,700

45 0,838 2,430 -1,592

60 -0,466 2,430 -2,897

75 -2,341 2,430 -4,772

0 100 0,5 0,5 2,369 2,369 0

15 2,149 2,369 -0,175

30 1, 672 2,369 -0,697

45 0,785 2,369 -1,584

60 -0,509 2,369 -2,879

75 4,738 2,369 2,368

0 100 0,625 0,75 0,924 0,924 0

15 0,776 0,924 -0,145

30 0,337 0,924 -0,587

45 - 0, 411 0,924 -1,338

60 -1,507 0,924 -2,432

75 -3,099 0,924 -4,024

0 100 05, 0,75 0,694 0,694 0

15 0,554 0,694 -0,139

30 0,134 0,694 -0,560

45 -0,581 0,694 -1,275

60 -1,632 0,694 -2,326

75 -3,170 0,694 -3,864

0 100 0,5 1,0 0 0 0

15 -1,128 0 -1,128

30 -0,517 0 -0,517

45 -1,178 0 -1,178

60 -2,149 0 -2,149

75 3,577 0 3,577

0 1000 0,95 0,1 41,521 41,521 0

15 40,343 41,521 -1,178

30 36,798 41,521 -4,722

45 30,844 41,521 -10, 677

60 22,334 41,521 -19,187

№ 2 (048) Май / May 2014 89 Продолжение таблицы 1

75 10,755 41,521 -30,766

0 1000 0,8 0,1 35,840 35,840 0

15 34,744 35,840 -1,095 наука

30 31, 457 35,840 -4,382

45 25,973 35,840 -9, 867

60 18,241 35,840 -17,599

75 8,003 35,840 -27, 837

0 1000 0,6 0,1 35,290 35,290 0

15 34,195 35,290 -1,095

30 30,910 35,290 -4,380

45 25,430 35,290 -9,860

60 17,710 35,290 -17,580

75 7,522 35,290 -27,768

0 1000 0,5 0,1 35,246 35,246 0

15 3 4 ,151 35,246 -1,095

30 30,866 35,246 -4,380

45 25,386 35,246 -9,860

60 17, 667 35,246 -17,579

75 7, 481 35,246 -27,765

0 1000 0,875 0,25 15,733 15,733 0

15 15,136 15,733 -0,597

30 13,344 15,733 -2,389

45 10,366 15,733 -5, 367

60 6,183 15,733 -9,550

75 0,632 15,733 -15,101

0 1000 0,75 0,25 14,040 14,040 0

15 13, 471 14,040 -0,569

30 11,770 14,040 -2,270

45 8,959 М -5,081

60 5,047 14,040 -8,993

75 -0,069 14,040 -14,109

0 1000 0,6 0,25 13,701 13,701 0

15 13,133 13,701 -0,568

30 11, 437 13,701 -2,264

45 8,638 13,701 -5,063

60 4,753 13,701 -8,948

75 -0,288 13,701 -13,989

0 1000 0.5 0,25 13,655 13,655 0

15 13,087 13,655 -0,58

30 11, 391 13,655 -2,264

45 8,593 13,655 -5,062

60 4 ,711 13,655 -8,944

75 -0, 321 13,655 -13,139

0 1000 0,75 0,5 5, 467 5, 467 0

90 № 2 (048) Май / May 2014 Окончание таблицы 1

15 5,119 5, 467 -0,348

30 4,080 5, 467 -1,387

45 2,363 5, 467 -3,104 наука

60 0,031 5, 467 -5,498

75 -3,203 5, 467 - 8, 670

0 1000 0,6 0,5 4,837 4,837 0

15 4,502 4,837 -0,335

30 3,503 4,837 -1,334

45 1,856 4,837 -2,979

60 -0,424 4,837 -5,261

75 -3,431 4,837 -8,268

0 1000 0,5 0,5 4,777 4,777 0

15 4,443 4,777 -0,334

30 3,446 4,777 -1,331

45 1,806 4,777 -2,971

60 - 0, 467 4,777 -5,244

75 -3,458 4,777 -8,235

0 1000 0,625 0,75 1,735 1,735 0

15 1,483 1,735 -0,252

30 0,731 1,735 -1,004

45 -0,512 1,735 -2,247

60 -2,253 1,735 -3,988

75 -4,595 1,735 -6,330

0 1000 0,5 0,75 1,508 1,508 0

15 1,262 1,508 -0,246

30 0,527 1,508 -0,960

45 -0,683 1,508 -2,191

60 -2,380 1,508 -3,888

75 -4,665 1,508 -6,173

0 1000 0,5 1,0 0 0 0

15 -0,206 0 -0,206

30 -0,824 0 -0,824

45 -1,850 0 -1,850

60 -3,298 0 -3,298

75 -5,282 0 -5,282

Очевидно, что этот скин-эффект сам по себе может полностью скрыть и приуменьшить значение

скин-эффекта от загрязнения. Скин-эффект, обусловленный частичным вскрытием пласта hп' , имеет большое значение, потому что он часто является результатом других производственных обстоятельств (таких как избежание образования конуса обводнения, недоведение скважины до проектной глубины). Упрощенная методика инженерного расчета псевдоскин-эффекта, обусловленного гидродинамическим несовершенством скважины по степени вскрытия, предложена Ворбиком [1],

где величина является функцией трех безразмерных параметров: zп – относительное –' смещение фильтра (перфорированной части колонны) от середины продуктивного пласта, h п – отношение перфорированной части ко всей толщине продуктивного пласта и R – отношение радиуса скважины к радиусу призабойной зоны, в которой закон фильтрации газа отклоняется от закона Дарси из-за несовершенства скважины по характеру вскрытия и с учетом анизотропности

№ 2 (048) Май / May 2014 91 пласта.

Если обозначить через kв, kг соответственно вертикальную и горизонтальную проницаемость 2 пласта (м ), rс – радиус скважины (м), R2 –радиус призабойной зоны, в которой закон фильтрации

наука газа отклоняется от закона Дарси из-за несовершенства скважины по степени вскрытия (м), то параметр R определяется из следующего выражения: k 0,5 r —b c ( k ) R = ———–г . (3) R2 С помощью безразмерных параметров упрощенная формула для расчета псевдоскин-эффекта, обусловленного гидродинамическим несовершенством скважины, выглядит так:

f(1– –' –' 1– –' –' –' –' 2h п + z п) f( 2h п – z п) –' f (0) – f(zп)+f(1–2hп) – —————— – —————— (1–zп) 2 2 S c = ——– –' [1,2704 – ln(R)] – ————————————————————————–' 2 ; zп ( zп) πy Rlnsin2 — + 0,1053R2 f(y) = yln(y) + (2 – y)ln(2 – y) + ———————————–( 2) ; π

01n(0) = 0. (4) –' Анализ показывает, что при R < 0,1 и z п >R (эти условия удовлетворяют всем практическим случаям) погрешность вычисления коэффициента скин-эффекта, обусловленного несовершенством скважины по степени вскрытия, невелика по сравнению с вычисленным по очень сложным формулам с помощью специальной компьютерной программы. Существует еще одна методика оценки скин-эффекта, обусловленного несовершенством скважины по степени вскрытия продуктивного пласта (для случаев соблюдения и нарушения закона Дарси). Уравнение притока газа к скважине при стационарной фильтрации при соблюдении закона Дарси выражается формулой:

2 Δp = aQг . (5)

При нарушении закона Дарси:

2 2 Δp = aQг + bQг . (6)

Здесь Δp – депрессия (разность пластового и забойного давления), a и b – коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров пласта, призабойной зоны и конструкции скважины. Коэффициент a называется гидравлическим сопротивлением пласта и является величиной, обратной коэффициенту продуктивности. Для гидродинамически совершенных скважин при радиальной фильтрации эти коэффициенты выражаются формулами:

R μzP T ln —K (7) a = 0 пл r ——————с ; πkhTст

RK ρ aт zP 0 T пл ( l – ln —r ) b = ————–————с . (8) 2 2 r 2π lh Tст с

Для гидродинамически несовершенных скважин по степени вскрытия:

R μzP T a = a* ln —K + S , a* = ———; 0 пл (9) ( r 1) r с ———— с

πkhTст

92 № 2 (048) Май / May 2014 1 1 ρат zP0Tпл b = b*(— – — + S3), b* = ————–. (10) r 2 2

c R наука к 2π 1h Tст μ – вязкость газа; z – коэффициент сверхсжимаемости газа;

Tпл – пластовая температура;

Rк – радиус контура питания;

rc – радиус скважины; k – коэффициент проницаемости пласта; h – толщина пласта;

Tcт – стандартная температура;

S1 и S3 – коэффициенты несовершенства скважины (скин-эффекты) по степени вскрытия.

Скин-факторы S1 и S3 можно вычислить, пользуясь выражениями:

–v – 1 R – x – S1+nR S = – ln ——— – lnR; S = ——— , (11) 1 – 3 – – ν h hlnR

k – R где — в – параметр анизотропии, R = — к – относительный радиус скважины; k r √ г с – hп – h = — – толщина относительного вскрытия пласта; x = 1–h . kв, kг – соответственно проницаемость h

пласта в вертикальном и горизонтальном направлениях; Rк – радиус контура; rс – радиус скважины; – толщина пласта; – толщина вскрытия пласта. h hп С учетом (1–11) коэффициенты фильтрационного сопротивления для несовершенных по степени вскрытия скважин, вскрывших анизотропные пласты, будут определяться формулами: –ν R – x –ν ln——— a* R – x h– a = — ln ———, b = b* ————. (12) ν h– h–νlnR– Оценка качества вторичного вскрытия пласта

Скин-эффект от перфорации Sп является суммой эффектов:

• плоского течения, Sпт ;

• вертикального схождения, Sвс ;

• призабойной зоны скважины, Sпз.

Sп = Sпт + Sвс +Sпз. (13)

Псевдоскин-эффект Sпт определяется выражением:

r S = ln ———,c (14) пт r' (θ) c rc – радиус скважины, м;

r'c (θ) – эффективный радиус скважины, который является функций фазового угла θ: l r'(θ) = —,п (θ = O); r'(θ) = l + r , (θ ≠ O) , (15) c 4 c п с где lп – длина перфорированного отверстия, м; αө –переменная, зависящая от фазы. Зависимость этой переменной от фазового угла показана в табл. 2. Таблица 2

Фазовый угол Ө, град αө 0(360) 0,25 180 0,5 120 0,648 90 0,726 60 0,813 45 0,86

№ 2 (048) Май / May 2014 93 Вертикальный псевдофактор может быть вычислен после определения некоторых Sвс безразмерных переменных: наука — hпо hпо = —— , (16) l kг p√– kв

где hпо – расстояние между перфорационными отверстиями (обратно пропорционально плотности отверстий); соответственно горизонтальная и вертикальная проницаемость пласта. kв, kг – k ½ d 1+ —в по ( k ) r – = ——————–, [ г ] по 2h (17) по где диаметр перфорационных отверстий. dпо– – rс r с= ———. (18) lп+ rc Скин-фактор вертикального схождения определяется уравнением:

a –b–1 –b Sвс= 10 · hc ·rпо , (19) где a и b определяются выражениями:

– – a = a1·log r по+a2, b = b1· r по+b2 . (20)

Значения констант являются функциями угла фазирования. Их величины a1, a2, b1, b2 приведены в табл. 3.

Таблица 3 – Коэффициенты корреляции вертикального скина

Угол фазирования, град. a1 a2 a3 a4 0(360) -2,091 0,0453 5,1313 1, 8672 180 -2,025 0,0943 3,0373 1, 8115 120 -2,018 0,0634 1,6136 1,7771 90 -1,905 0,1038 1, 5674 1,6935 60 -1,898 0,1623 1,3654 1,6490 45 -1,788 0,2398 1,1915 1,6392

Скин-фактор призабойной зоны скважины может быть описан следующим выражением: Sпз

d 2 Sпз = –1· e , (d = c rпо). (21)

Константы c1, c2 могут быть получены из табл. 4. Таблица 4

Угол фазирования, град. c1 c2 0(360) 1,6 · Е-1 2, 675 180 2,6 · Е-2 4,532 120 6,6 · Е-2 5,320 90 1,9 · Е-3 6 ,155 60 3,0 · Е-4 7, 509 45 4,6 · Е-5 8,791

Еще один метод оценки скин-эффекта от перфорации предложен в [2]. Задача решена методом математического моделирования. На рис. 2 показаны номограммы для определения коэффициента скин-эффекта для разнообразных практических случаев (разных значений фазовых углов, плотностей перфорации, длин каналов перфорации, отношений проницаемостей

94 № 2 (048) Май / May 2014 ухудшенной и удаленной зон и др.). В работе [2] предложена методика расчета скин- эффекта от перфорации упрощенным аналитическим методом. наука

Рисунок 2 – Номограммы для определения коэффициента скин-эффекта от перфорации. Сетка перфорации: а – простая, б – шахматная а б

Рисунок 3 – Номограммы для определения коэффициента скин-эффекта от перфорации при ухудшенной проницаемости призабойной зоны пласта а б

В [1] показано, что скин-эффект от загрязнения и перфорации можно выразить как k r k (S ) = — – 1· ln—з + S = ( S ) + S —. (22) з п k r п з ос п k ( у ) [ c ] y

Если перфорационные отверстия заканчиваются в зоне загрязнения (lп

(Sз)п = Sп – S'п, (23)

где – значение скин-эффекта от перфорации, рассчитанное для приведенного S'п перфорационного отверстия l' , приведенного радиуса , которые определяются выражениями: п r'c k l' = l – 1– —y l ; (24) п п ( ) з k k r' = r – 1– —y l . (25) c c ( ) п k Величины и используются вместо и для вычисления способом, показанным ранее. l'п r'c lп rc Sп Если в предыдущем примере 12,16 см, то значения и соответственно равны 10,55 и lп = lп rc 22,07 см. Вычисленное с помощью (23) значение (Sз )п равно 1, которое показывает уменьшение по сравнению с величиной, рассчитанной для значения радиуса загрязнения, большего, чем длина перфорации. Существует один метод оценки коэффициента скин-эффекта от перфорации при ухудшенной проницаемости ПЗП. На рис. 3 показана номограмма для определения дополнительного скин- эффекта, обусловленного загрязнением ПЗП в зоне перфорации. Одним из параметров является K относительная проницаемость зоны ухудшенной проницаемости K = прs пр2 . /Kпрr

( ухудшенная проницаемость ПЗП). Все остальные параметры, как на рис. 2. Kпрs –

№ 2 (048) Май / May 2014 95 наука

Оценка качества первичного и вторичного вскрытия пласта На основании вышеизложенного можно предложить последовательность шагов по оценке качества первичного и вторичного вскрытия пластов: 1) На основании проведенных гидродинамических исследований и испытаний скважины в процессе бурения и освоения, а также имеющихся данных о характеристиках продуктивного объекта определяются важнейшие параметры. 2) Определяется коэффициент гидродинамического совершенства скважины ОП. 3) Определяется суммарный скин-эффект S в исследуемой скважине. 4) Описанными методами определяются коэффициенты скин-эффекта от гидродинамического несовершенства скважины по степени вскрытия и от перфорации . Sc+θ Sп 5) Из выражения (22) определяется величина скин-эффекта , обусловленного загрязнением Sз ПЗП в процессе бурения и при перфорации. Полученные значения скин-эффектов характеризуют: ухудшение гидродинамических характеристик при вторичном Sc+θ+ Sп скрытии, а при первичном вскрытии от загрязнения. Sз Оценка элемента качества Предлагаются следующие оценки качества скважины: 1) Оценка элемента качества скважины по показателю «качества вскрытия продуктивного пласта и освоения пласта»:

M1 = OП. (26)

2) Оценка элемента качества скважины по показателю «первичное вскрытие продуктивного пласта»: S + S M1.1 = ————з c+θ . (27) S 3) Оценка элемента качества скважины по показателю «вторичное вскрытие продуктивного пласта и освоение скважины»: S M1.2 = — .п . (28) S В заключение вышеизложенного хотелось бы отметить, что колтюбинговая установка имеет очень важную особенность – не загрязнять ствол скважины, а значит, и не повышать скин- эффект. Она является своеобразным комбайном, который «сам пашет – сам сеет и сам вяжет снопы». В колтюбинге есть все необходимое для проведения подземных ремонтных работ в скважине, самое главное – гибкие трубы с различными диаметрами нефтяного сортамента. Установка имеет свойство быстро менять в промысловых условиях местоположение на скважине, то есть она мобильна. Очень важно, Колтюбинговая установка име- что колтюбинговая установка является «врагом ет очень важную особенность – скин-эффекта», поскольку без помощи так не загрязнять ствол скважины, называемых посредников сама закачивает под а значит, и не повышать скин- большим давлением нужные технологические эффект. жидкости до нужной глубины, без лишних «случайных» веществ-загрязнителей. Таким образом, колтюбинговая установка позволяет бороться за чистоту в стволе скважины до призабойной зоны пласта с обеспечением повышения производительности скважины после ремонта.

Литература 1. Балакиров Ю.А. Инновационные технолгии в нефтегазодобыче / Ю.А. Балакиров, Ю.Н. Бугай. – К.: МНТУ, 2000. – 476 с. 2. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-х томах. / под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова. – М.: Недра, 1984. – 288 с.

96 № 2 (048) Май / May 2014 № 2 (048) Май / May 2014 103 Выбор, обоснование и реализация малозатратного способа проведения практика газодинамических исследований горизонтальных скважин на примере Муравленковского месторождения

В.Ю. Силов, ведущий геолог группы гидродинамического в скважину на скребковой проволоке с помощью моделирования инженерно-технического центра, мобильного каротажного подъемника. Точка записи, А.И. Мальцев, ведущий геолог Комсомольского газового как правило, соответствует середине интервала промысла, ООО «Газпром добыча Ноябрьск» перфорации (СИП) (рис. 1). В данной статье рассмотрен способ или последовательность действий, которая позволяет выполнять качественные газодинамические исследования горизонтальных скважин на месторождениях Общества собственными ресурсами и компетенциями без привлечения дорогостоящих технологий доставки приборов на забой. На основе анализа имеющихся на предприятии специализированных программных комплексов и материально-технической базы геологических служб промыслов показан пример практической реализации такого рода задач на примере исследований горизонтальных скважин Муравленковского месторождения. Рисунок 1 – Схема исследования вертикальной Необходимость проведения газодинамических скважины исследований на добывающих скважинах Горизонтальные скважины из-за их месторождений, разрабатываемых Обществом, конструктивных особенностей так исследовать закреплена в регламентирующих документах в невозможно. Прибор, спускаемый в скважину на рамках реализации мероприятий по контролю скребковой проволоке, в горизонтальную часть за разработкой месторождений и проектными ствола под действием собственного веса попросту не документами. В процессе промышленной пройдет. До определенного угла наклона скважины, эксплуатации пластов и скважин исследования обычно не более 60°, прибор может быть доставлен главным образом проводятся гидродинамическими традиционным методом. Однако по технологии методами. При этом решаются следующие важные проведения исследований необходимо, чтобы задачи: 1) уточняются гидродинамические прибор находился в районе точки или области, где характеристики пластов, 2) контролируется ход имеется гидравлическая связь между скважиной выработки пластов, 3) выявляется технологическая и продуктивным пластом. Обычно это интервал эффективность существующей системы разработки, перфорации скважины или область расположения 4) выявляется эффективность проводимых геолого- фильтра. Здесь возникает необходимость технических мероприятий по повышению или использования других, значительно более сложных восстановлению производительности скважин технологий доставки и размещения прибора в и т.д. На базе получаемых данных в систему горизонтальную часть скважины (рис. 2). разработки вводят дополнения или проводят ее усовершенствование. Процесс газодинамических исследований скважин продолжается в течение всего периода промышленной эксплуатации залежей. Ежегодный охват гидродинамическими исследованиями эксплуатационного фонда скважин в среднем составляет 30%. Еще недавно добывающий фонд месторождений был представлен вертикальными и наклонно-направленными скважинами. Технологии исследований таких скважин традиционны, они известны, широко распространены и активно применяются в Обществе силами геологических служб промыслов. В процессе выполнения газодинамического исследования Рисунок 2 – Схема исследования горизонтальной прибор (глубинный термоманометр) спускается скважины

98 № 2 (048) Май / May 2014 Это могут быть скважинные тракторы, гибкие точка, соответствующая верхним отверстиям трубы (колтюбинг), в некоторых случаях интервала перфорации или фильтровой используются насосно-компрессорные трубы, зоны. На базе описанной концепции авторами жесткий кабель и т.д. Все эти технологии достаточно предложен системный подход к решению пока еще эффективны и зачастую позволяют решить специфичных для нашего предприятия задач. практика большинство поставленных перед исследованием Инструмент (программный комплекс) для расчета задач. Однако у данных технологий исследования давлений и гидравлических потерь в скважине, с доставкой приборов в горизонтальную часть в том числе и горизонтальной, у нас есть. Теперь ствола есть минусы, которые зачастую заставляют необходимо выбрать способ проверки достоверности отказываться от их проведения. К таковым воспроизведения давления в скважине модельной относится высокая цена, обязательное привлечение (корреляционной) кривой. И это возможно. Если сервисных компаний, высокие риски оставить при спуске прибора в работающую горизонтальную прибор в скважине (грязь в горизонтальной части скважину выполнить серию промежуточных скважины), загрязнение датчиков, а в ряде случаев остановок (рис. 3), то в результате сможем получить возникает необходимость глушения скважины и профиль распределения давления и температуры привлечение бригады подземного ремонта. Все в проточной части фонтанного лифта. Далее перечисленное заставляет искать более простой под реальный профиль распределения давления и менее затратный способ проведения ГДИС в подбирается соответствующая и наиболее адекватная горизонтальных скважинах, при этом сохраняющий модель (корреляция потока), через наиболее тесное высокую достоверность получаемой информации. В согласование с реальным профилем и следует последние годы наметилась тенденция расширения выбрать тот или иной вариант (рис. 4). добывающего фонда предприятия за счет появления скважин с горизонтальными окончаниями. Такие скважины есть на Еты-Пуровском и Муравленковском месторождениях. При этом на Муравленковском месторождении фонд горизонтальных эксплуатационных скважин составляет 20 единиц. И данные скважины нужно периодически исследовать. Так что же делать? Продолжать тратить огромные средства и привлекать сервисные компании или есть менее затратный способ получения необходимых результатов? Попробуем в этом разобраться и найти способ решения такого рода задач. Генеральный замысел предлагаемого способа Рисунок 3 – Ступенчатая запись давления и модификации исследований под рассматриваемые температуры в работающей горизонтальной задачи следующий. Предлагается проводить скважине исследование горизонтальной скважины подобно тому, как это делали ранее и продолжаем делать на вертикальных скважинах, ограничиваясь лишь глубиной прохода прибора под действием собственного веса и веса удерживающей проволоки. Все технические средства у нас для этого есть. Очевидно, что при таком способе доставки глубинный манометр не достигнет целевой точки и остановится в 50–250 м, не доходя до необходимой глубины. Далее необходимо подобрать правильную модель гидравлических потерь или корреляцию многофазного потока для вычисления изменения Рисунок 4 – Профиль распределения давления в давлений в скважине по глубине. Затем внести скважине, фактический (малиновый) и модель соответствующие правки в записанную кривую (синий) давления, скорректировав ее до необходимой, На рисунке представлен график реального правильной глубины. Сделать это можно расчетным исследования горизонтальной скважины путем, с использованием современных программных Муравленковского месторождения, на которой средств и инструментов узлового анализа (nodal в августе 2013 года проведено исследование с аsnalysis). На предприятии есть программный реализацией рассматриваемого подхода. На графике продукт Pipesim (Shlumberger), который используется отчетливо видно, что выбранная корреляция службами добычи газа для расчета наземных (авторы Мукерджи и Брилл) для вертикального и газосборных сетей. В данном программном горизонтального потоков достаточно реалистично комплексе есть инструмент, позволяющий выполнять воспроизводит реальное изменение давления в анализ для различных узлов скважины, относительно работающей скважине. В интервале глубин от устья которых предусматривается производить пересчет и до 1185 м (максимальная глубина прохождения давления. В нашем случае таким узлом считается прибора) фактическая и модельная кривая имеют

№ 2 (048) Май / May 2014 99 ярко выраженную сходимость. В таком случае, если В данном случае при использовании исходной мы моделью адекватно воспроизводим изменение кривой рассчитанное значение D фактора имеет давления в скважине до глубины 1184 м (на графике значение 2,574 *10-5 1/(м3/сут.) 20 °С, что больше практика точка 1), то мы можем вполне обоснованно допустить, соответствует вертикальной скважине и плохо что модель достоверно рассчитает давление и в согласуется с традиционным представлением об точке 2 (глубина 1337 м), удаленной на 153 м по стволу отсутствии или весьма незначительном проявлении или на 27,7 м по вертикали. Таким образом, можно турбулентности на входе в горизонтальный скорректировать изменение давления в скважине на ствол. Очевидно, что полученное решение с любом из режимов исследования (рис. 5). использованием исходной кривой нельзя будет использовать как достоверный инструмент прогнозирования режима работы скважины и пласта.

Рисунок 5 – Кривые изменения давления в скважине, Рисунок 6 – Диагностические графики КВД, исходный фактическая (красная) и преобразованная (синяя) (зеленый) и преобразованный (коричневый)

На цикле КВД, в остановленной скважине, В 2013 году все газодинамические исследования корректировка давления произведена с на добывающих горизонтальных скважинах использованием известного барометрического Муравленковского месторождения проводились с уравнения Лапласа-Бабинэ: использованием технологии КВД-ИД, как наиболее информативной и отвечающей современным ρ–H 0.03415 —— подходам и принципам. Был разработан ZсрTср , Pпл = Pстe универсальный дизайн проведения исследований, в основе которого лежит обобщенный анализ ранее

где Pпл – расчетное давление на целевую точку, ата; выполненных работ. Продолжительная кривая – Pст – статическое давление в точке записи, ата; ρ – восстановления давления (3 часа) после длительной относительная плотность газа; H – вертикальная стабильной работы скважины на технологическом глубина от точки записи до целевой точки, м; режиме (100%). Серия из трех циклов отбора с

Tср– средняя температура газа по стволу в различными дебитами. Дебит изменяется от цикла

пространстве между точками, К; Zср – средний к циклу в следующей последовательности: 60%, 80%, коэффициент сверхсжимаемости газа в пространстве 120% от рабочего (технологического). Длительность между точками. циклов отбора 90 минут. Циклы отбора отделены друг На режимах испытания в работающей скважине от друга сравнительно короткими КВД длительностью корректировка давления произведена как с 30 минут. Основная цель циклических исследований – учетом веса столба газа, так и с поправками на учет зависимости интегрального скин-фактора (скин, гидравлические потери движущегося потока. плюс не Дарси эффекты, при наличии последних) и Вся последующая интерпретация материалов введение в результаты соответствующей поправки. исследования выполняется на базе преобразованной Проведенный комплекс исследований в 2013 году описанным способом кривой забойного давления и их анализ показал, что представленный дизайн и использованием ПК “PanSystem” и “SaphirKAPPA”. является оптимальным и действительно соответствует Проводя сравнительный анализ диагностических принципам универсальности. Его использование графиков КВД (рис. 6), построенных по исходным в полной мере позволяет выполнять качественные и преобразованным описанным образом кривым, исследования скважин и получать полный комплекс можно увидеть определенные сходства и различия. фильтрационных характеристик пласта. Сходство заключается в полной сходимости Всего в 2013 году на месторождении проведено 15 графиков производных. Это означает, что при исследований с использованием данной технологии интерпретации будет получен одинаковым и рассматриваемого способа пересчета исходных целый ряд параметров, таких как проницаемость кривых. Охват исследованиями горизонтальных (горизонтальная и вертикальная), работающая длина скважин Муравленковского месторождения составил фильтра, параметр положения фильтра в пласте. 75%. Одной из задач выполненного комплекса А вот билогарифмические графики существенным исследований являлось определение максимально образом отличаются. Соответственно, различными допустимой депрессии на пласт, при которой будут параметры скин-фактора и не Дарси эффекта. сохраняется целостность коллектора в ПЗП. Для

100 № 2 (048) Май / May 2014 решения данной задачи все режимы испытаний не обоснована и требует дополнительного изучения. выполнены через сепарационную установку В перспективе необходимо провести уточнение «Надым». На сепараторе производились отборы проб достоверности выполняемых пересчетов давления с воды и через определение химического состава реальными замерами в целевой точке. практика делались выводы относительно присутствия в Таким образом, на основе теоретического притоке признаков подошвенной воды. Объем анализа и результатов моделирования предложен отобранной воды сравнивался с расчетным (через и на примере реализации широкомасштабных парожидкостное равновесие) при термобарических исследований Муравленковского месторождения условиях сепаратора. Это дополнительно позволило (газовая залежь) апробирован подход к введению диагностировать наличие или отсутствие признаков поправок в график изменения забойного давления в пластовой воды в притоке скважины. Результаты скважине при пересчете на другую глубину (узел). По геохимического контроля позволили предположить сути, обоснован малозатратный способ (инструмент) признаки примеси подошвенной воды в продукции проведения газодинамических исследований в двух скважин. Оценка рисков подтягивания конусов горизонтальных скважинах без использования пластовой воды к забоям скважин выполнена через сложных и дорогостоящих технологий. Все это в величину максимальной допустимой депрессии на комплексе с геохимическими и другими методами пласт. Последняя рассчитывалась по закону Паскаля анализа позволяет осуществлять контроль ΔPmax = hg(ρв-ρг), где h – расстояние до ГВК, эксплуатации горизонтальных газовых скважин, g – ускорение свободного падения, ρв, ρг – плотности обосновывать оптимальные режимы их работы и воды и газа в пластовых условиях. Данный метод выдать соответствующие рекомендации. Силы и дает самую низкую величину допустимой депрессии компетенции геологической службы, применение и предельного безводного дебита, поскольку рассмотренного метода и комплексов исследований не учитывает вертикальной проницаемости позволяют существенно повысить эффективность (полностью изотропный пласт). С другой стороны, мониторинга разработки залежей и их отдельных применение данного метода позволяет максимально участков, где добыча газа осуществляется подстраховаться от подтягивания конусов горизонтальными скважинами. Благодаря этому подошвенной воды. Высокий риск образования появляются дополнительные знания и уверенность конусов подошвенной воды при существующих в эффективности предлагаемых оптимизационных технологических режимах можно предположить в решений. шести из горизонтальных скважин, где проведены исследования. К недостаткам рассмотренного способа преобразования исходной кривой забойного давления можно отнести следующее. Во-первых, отсутствие прямого замера давления в необходимой точке и подмена его пересчетной величиной. Во-вторых, это имеющиеся ограничения способа. Он может успешно применяться только в работающих «сухим» газом горизонтальных скважинах, где отсутствует столб воды и песчаные пробки. Применимость способа для исследования горизонтальных газоконденсатных скважин, пока Главный офис ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

Наша справка ООО «Газпром добыча Ноябрьск» – 100-процентное дочернее общество ОАО «Газпром», осуществляющее разработку 5 месторождений, в том числе 4 газовых, 1 нефтегазоконденсатного. В эксплуатации находится 547 скважин. Производственные объекты Общества расположены в Ямало-Ненецком автономном округе, на Камчатке, Урале и в Якутии. В составе предприятия 5 газовых промыслов и 3 управления. На правах оператора компания оказывает услуги по добыче и подготовке газа независимым недропользователям на Губкинском, Муравленковском, Новогоднем, Тарасовском, Северо-Губкинском месторождениях (ЯНАО), а также Кшукском и Нижне-Квакчикском на Камчатке. В год предприятие добывает около 70 млрд куб. м газа. В компании действует система экологического менеджмента ISO 14001:2004. Коллектив насчитывает свыше 3800 человек. Главный офис находится в Ноябрьске.

ООО «Газпром добыча Ноябрьск» Факс + 7 (3496) 36-85-14 629800 ЯНАО, г. Ноябрьск, ул. Республики, 20 E-mail: [email protected] Тел. + 7 (3496) 36-31-48 www.noyabrsk-dobycha.gazprom.ru

№ 2 (048) Май / May 2014 101 Недропользователи готовы к внедрению инноваций

практика Subsoil users are ready to introduce innovations Корреспондент журнала «Время The correspondent of Coiled колтюбинга» беседует с А.Н. Коротченко, Tubing Times had a meeting with директором ООО «ИнТех». A.N. Korotchenko, Director of InTech, LLC. Время колтюбинга: Андрей Николаевич, Вы Coiled Tubing Times: Andrey Nikolayevich, возглавляете ООО «ИнТех», что расшифровывается you are the head of InTech, LLC, which stands как «Инновационные технологии». Компания for “Innovation Technologies”. The company специализируется на предоставлении спектра is focused on the engineering services in the инженерных услуг в области строительства field of well construction and enhanced oil скважин и повышения отдачи пластов и recovery (EOR) technologies. What are these интенсификации добычи углеводородов. Каких services? именно? Andrey Korotchenko: At the moment, InTech, Андрей Коротченко: На сегодняшний день LLC renders services in the filed of well workover ООО «ИнТех» предоставляет услуги в области and production enhancement. One of our principal капитального ремонта скважин и повышения development thrusts is the introduction of automated нефтеотдачи пластов. Один из основных векторов нашего systems for well workover. развития направлен на внедрение автоматизированных систем при капитальном ремонте скважин. CTT: You also run a non-state private educational institution of continuing ВК: Негосударственное образовательное частное professional education. What are the учреждение дополнительного профессионального objectives of this institution? образования с аналогичным названием также А.К.: Our objective is popularization of well работает под Вашим руководством. Какие задачи workover equipment and technologies as well as ставит перед собой эта структура? forming connections between specialists. А.К.: Наши задачи – это популяризация развития техники и технологий КРС, а также выстраивание связей CTT: What methods does this educational между специалистами. structure apply? А.К.: InTech AVT NSEPI specializes in topical ВК: Какие формы работы образовательной workshops and conferences for professionals структуры Вы используете? representing oil an gas production companies. А.К.: НОЧУ ДПО «ИнТех» специализируется на It also provides further training for engineers/ проведении тематических семинаров и конференций supervisors in the field of drilling and repair of для специалистов нефтегазодобывающих предприятий. exploration and production wells. All educational Также организованы курсы по повышению квалификации programs are prepared in compliance with the для инженеров/супервайзеров в области бурения и License for Educational Activity (№ 324 246), issued ремонта эксплуатационных и разведочных скважин. on 24.02.2012 by Tyumen Region Department for Все образовательные программы составляются на Education Licensing, State Accreditation, Supervision основании лицензии на право ведения образовательной and Control. деятельности (№ 324 246), выданной 24.02.2012 Департаментом по лицензированию, государственной CTT: What is a target audience of InTech? аккредитации, надзору и контролю в сфере образования А.К.: The target audience includes geologists, Тюменской области. process engineers, production engineers, drilling, well workover and well servicing specialists. ВК: Какова целевая аудитория «ИнТех»? А.К.: Целевую аудиторию в основном составляют CTT: Our conversation is held within the геологи, технологи, специалисты по добыче, инженеры по framework of the conference “Well workover, бурению и ТКРС. hydraulic fracturing, coiled tubing, well intervention and supervising in horizontal ВК: Наша беседа проходит в процессе семинара- and multilateral wells” organized by InTech. конференции «КРС, ГРП, ГНКТ, внутрискважинные Could you please tell a few words about this работы и супервайзинг в горизонтальных и activity and its participants? разветвленных скважинах», организатором А.К.: Among the participants of the workshop которой выступает «ИнТех». Скажите несколько there are representatives of oil and gas production слов о сегодняшнем мероприятии и его участниках. and oilfield service companies. The share of

102 № 2 (048) Май / May 2014 А.К.: Участниками семинара стали production companies is about 60%. It means that представители нефтегазодобывающих и subsoil users are ready for accepting innovations and сервисных компаний, причем 60%, т.е. большую introduction of new technologies.

часть, составляют представители добывающих ractice структур. Это красноречиво свидетельствует CTT: The information letter dedicated to P о том, что недропользователи готовы к принятию the workshop said that “it is necessary to инноваций и внедрению новых технологий. give a high priority to the use of innovations during workover operations in horizontal ВК: В информационном письме о семинаре and multilateral wells performed for oil говорилось, что необходимо «уделять особое producers”. What innovations does the внимание использованию инноваций при program of the workshop focus on? осуществлении капитального ремонта таких А.К.: The topic of the workshop is well workover скважин для нефтедобывающих предприятий». operations in horizontal wells and the program is На каких инновациях фокусируется программа built in such a way that the major issues and principal семинара? achievements in this field are covered. А.К.: В центре тематики семинара – КРС в горизонтальных скважинах, и программа построена CTT: What technologies do, in your opinion, таким образом, чтобы ответить на основные вопросы и the Russian oil and gas service lack today? It is осветить главные достижения в отрасли по этой тематике. possible to develop them in Russia? Or should we import them? ВК: Каких технологий, по Вашему мнению, не А.К.: At the moment, Russian oil and gas service хватает сегодня российскому нефтегазовому feels the need for multi-stage hydraulic fracturing сервису? Можно ли их разработать на родине или operations in horizontal wells. нужно импортировать? А.К.: Сегодня российскому нефтегазовому сервису CTT: Our Journal is devoted to high-tech не хватает в первую очередь многостадийных ГРП в oilfield services with coiled tubing and горизонтальных скважинах. hydraulic fracturing application. What innovations in this field, which emerged ВК: Наш журнал посвящен хай-тек нефтегазовому during the last 1-2 years, would you сервису, прежде всего сервису с использованием particularly mention? ГНКТ и ГРП. Какие инновации, появившиеся в А.К.: According to the reports and questions of the этой области в последнее (1–2 года) время, Вы бы workshop participants, the following technologies отметили? are of great interest: А.К.: В настоящее время, как и показали доклады и • Milling of the sleeves/ports during multi-stage вопросы участников семинара, наиболее интересны hydraulic fracturing operations; следующие технологии: • Cement squeeze operations in horizontal wells; • Разбуривание портов многостадийного ГРП; • Logging in horizontal wells during service • РИР в горизонтальных скважинах; operations. • ГИС горизонтальных скважин во время ремонта. CTT: What new technologies can successfully ВК: Какие новые технологии могут сегодня compete with the conventional EOR успешно конкурировать с традиционными technologies today? технологиями ПНП? А.К.: At the moment, conventional EOR А.К.: На сегодняшний день с традиционными technologies can be outrun by the application of технологиями ПНП могут успешно конкурировать bottomhole formation zone acid treatments and кислотная обработка призабойной зоны пласта и multi-composite technologies. многокомпозиционные технологии. CTT: What high-tech oilfield services are ВК: Какие высокие технологии нефтегазового currently in high demand in Western Siberia? сервиса особенно востребованы в Западной What about the nearest future? Сибири? Какие будут востребованы в ближайшем А.К.: In our opinion, the following high-tech будущем? oilfield services are in demand in Western Siberia: А.К.: Мы считаем, что в Западной Сибири востребованы • Fishing operations in horizontal wells; такие высокие технологии нефтегазового сервиса, как: • Logging in horizontal wells; • ловильные работы в горизонтальных скважинах; • Multi-stage fracturing operations; • ГИС в горизонтальных стволах; • Cement squeeze operations in horizontal wells; • проведение многостадийного ГРП; • Instrumental monitoring of well workover • РИР в горизонтальных стволах; automation process. • инструментальный контроль работ автоматизации процесса КРС. CTT: Thank you for the interview! I wish success to the workshop! ВК: Спасибо за интервью и успехов семинару!

Беседовал Александр Пирожков, «Время колтюбинга» Interview by Alexander Pirozhkov, Coiled Tubing Times

№ 2 (048) Май / May 2014 103 Новая техника от Группы ФИД Инновационная продукция Группы ФИД в Общий вид установок комплекса представлен на фотографиях первую очередь ориентирована на повышение эффективности при проведении технологических операций, повышение стабильности проведения

оборудование работ, автоматизацию процессов с целью повышения их качества, а также в ряде случаев предоставляет оборудование с высокой степенью интеграции. Такой результат достигается за счет повышения энергонасыщенности новой техники, повышения автоматизации процессов и управления, дублирования основных элементов, влияющих на технологический процесс, обеспечения большого количества вариантов подключения и применения установок. Такие принципы закладываются еще на стадии Рисунок 1 – Компоновка установки УНН2 проектирования техники и позволяют: • уменьшать количество установок, а значит, и персонала, необходимого для проведения операции; • гарантированно завершить каждую технологическую операцию, пусть и в аварийном режиме, даже в случае выхода из строя некоторых элементов или систем; • иметь широкий спектр применения одного вида техники на разных операциях или в различных сочетаниях. Основной целью в создании новой техники является наиболее полное удовлетворение потребностей клиента на всех уровнях: эргономичное рабочее место, простое и понятное Рисунок 2 – Общий вид установки УНН2 управление, надежная работа – оператору; подробное руководство по эксплуатации с каталогом запасных частей и сервисной поддержкой – механику; производительная работа и отсутствие простоев техники – владельцу техники. Эта сложная задача решается при тесном сотрудничестве конструкторов, создающих технику, с непосредственными участниками процесса эксплуатации и обслуживания этой техники. И только в случае успешного решения этой задачи можно говорить о том, что техника удалась, а значит, будет иметь хорошие отзывы, успех и спрос на рынке. Рисунок 3 – Установка УНН2. Вид на насос высокого давления Комплекс насосный приготавливающий КНП1 Одной из последних наиболее перспективных разработок, реализованных в последнее время, стал комплекс насосно-приготавливающий, предназначенный для проведения технологий повышения нефтеотдачи пластов, таких как: • КДС – повышение охвата пластов заводнением путем создания водоограничивающих барьеров в промытых зонах продуктивного пласта и перераспределение потока воды на нефтенасыщенные зоны (РД-39-0147585-098-94, патент РФ № 1677276). Рисунок 4 – Установка УНН2. Система • МОЭЦ – повышение охвата пластов дозирования ацетата хрома и ручная таль

104 № 2 (048) Май / May 2014 заводнением путем создания в пласте высоковязких растворов или гидрогелей (студней), способных изолировать промытые участки, и повышение степени нефтевытеснения (РД 153-39.0-398-05, патент РФ № 2244812). • КПС – повышение охвата пластов заводнением

путем закачки капсулированных полимерных оборудование систем на основе полиакриламида и сшивателя (РД 153-39.0-429-05, патенты РФ №№ 2292450, 22158700, 2298088). • ВУКСЖС – повышение охвата пластов заводнением путем блокирования обводнившихся зон водными суспензиями на Рисунок 5 – Компоновка установки УНП9 основе силикатного геля (РД 153-39.0-503-07, патент РФ № 2321733, полезная модель №№ 48202, 55027). • НМЖС – повышение охвата пластов заводнением путем осадко- гелеобразования (РД 153-39.0-509-07, патенты РФ №№ 2133825, 2416002). • ПГК – повышение охвата пластов заводнением путем блокирования высокопроницаемых обводнившихся пропластков полимер- глинистой композицией с последующим перераспределением фронта заводнения на неохваченные ранее воздействием продуктивные пропластки (РД 153-39.0-547-07, патент РФ № 2136872). • щПК-М – повышение охвата пластов заводнением путем блокирования заводненной части пласта за счет закачки осадкообразующих композиций и увеличение степени нефтевытеснения за счет щелочного воздействия (РД 153-39.0-576-08, патент РФ Рисунок 6 – № 2136871). Установка • ГЕОС-К – повышение охвата пластов УНП9. Бункер для сыпучих заводнением путем блокирования химреагентов высокопроницаемых обводнившихся зон осадко- и гелеобразующими композициями на основе эфиров целлюлозы, полиакриламида, ацетата хрома, гидроксида натрия (РД 153-39.0- 616-09, патент РФ № 2309248). • НКПС – повышение охвата пластов заводнением путем закачки низкоконцентрированных полимерных составов с поверхностно- активными веществами для вовлечения в разработку низкопроницаемых зон пласта (РД 153-39.0-673-10, патент РФ № 2398958). • ДКМ – блокирование высокопроницаемых обводнившихся зон пластов гелеобразующими композициями с последующим перераспределением фронта заводнения на неохваченные ранее воздействием продуктивные пропластки (РД 153-39.0-352-04; патент РФ № 2169258). • СПС – перераспределение фильтрационных потоков за счет тампонирования наиболее проницаемых зон продуктивного пласта Рисунок 7 – (РД 153-39.0-377-05, патент РФ № 2223395). Установка • Ксантан – создание в промытых зонах пласта УНП9. Система подготовки гелевых блоков из ксантановых биополимеров воды

№ 2 (048) Май / May 2014 105 (РД 153-39.0-457-06, патент РФ № 2285785). • Гуар – блокирование высокопроницаемых обводнившихся зон гелеобразующими композициями или низкоконцентрированными растворами гуаровой камеди c индукторами гелеобразования (РД 153-39.0-667-10, патент РФ

оборудование № 2346151). • ЛПК – блокирование высокопроницаемых обводнившихся зон осадкообразующими композициями на основе латекса, жидкого стекла, полиакриламида (технологический регламент, патент РФ № 2290504). Комплекс состоит из двух установок: установка насосная приготавливающая УНП9 и установка насосная нагнетающая УНН2. Все оборудование размещается на двух трехосных прицепах с изотермическими фургонами. Все модули оснащены: • системами автоматического управления и контроля; • системами отопления и вентиляции; • системами локальной связи; • системой видеонаблюдения за состоянием оборудования в насосном блоке; Рисунок 8 – Установка УНП9. Выходные • системой наружного, внутреннего и аварийного центробежные насосы и система дозировки жидких химреагентов освещения. Установка УНП9 предназначена для приготовления композиции из воды с жидкими и (или) сухими химреагентами в необходимой пропорции и дальнейшей подачи к установке насосной нагнетающей УНН2. Установка УНН2 предназначена для закачки приготовленной композиции в скважину при помощи насоса высокого давления. В установке также установлена система дозированной подачи сшивателя (ацетата хрома). Установки УНП9 и УНН2 могут работать как в комплексе, так и по отдельности. Работа комплекса КНП1 происходит в полностью автоматическом режиме. При работе комплекса вода из внешних Рисунок 9 – Установка УНП9. Гидратационная емкостей – либо трубопровода, либо линии емкость поддержания пластового давления – поступает в смесительный блок, где происходит ее смешение в необходимых пропорциях с жидкими и (или) сухими химическими реагентами для образования необходимых композиций. Максимальное отклонение от рабочих концентраций компонентов – ±5%. После смешивания в смесительном блоке композиция поступает в насосный блок с расположенным в нем насосом высокого давления. Также в насосном блоке находится линия дозировки ацетата хрома. Композиция, смешанная с необходимым количеством ацетата хрома, подается на насос высокого давления, который закачивает ее в скважину в объеме, необходимом для совершения технологической операции. Допускается закачка композиций с содержанием глины до 2%. Рисунок 10 – Общий вид интерфейса ПО Основные технические характеристики комплекса приведены в таблице 1.

106 № 2 (048) Май / May 2014 Таблица 1 – Технические характеристики комплекса

Наименование параметра Значения

1. Максимальное рабочее давление закачки композиции 30 МПа оборудование

2. Производительность при давлении 30 МПа, не менее 9 м3/час

3. Продолжительность включения (ПВ) насосной установки при производительности по п. 2 в 23 ч течение суток, не менее

4. Минимальная производительность, не более 3 м3/час

5. Объемы закачки композиции в одну скважину при проведении работ по регулированию охвата до 5000 м3 пластов заводнением

6. Диапазон дозировки ацетата хрома 1,7–7 л/час

7. Диапазон дозировки жидкого стекла 198–595 л/час

8. Диапазон дозировки ПАВ 50–602 л/час

9. Производительность центробежных насосов 12,5 м3/час

10. Производительность электронасоса самовсасывающего 5 м3/час

11. Объем гидратационной емкости 6 м3

12. Объем емкости для сухих химреагентов

– емкость 1 0,2 м3

– емкость 2 0,4м3

13. Количество емкостей для сухих химреагентов 2

14. Объем емкости для ацетата хрома 0,22 м3

15. Производительность дозирующего устройства шнекового дозатора № 1 2–77 л/час

16. Производительность дозирующего устройства шнекового дозатора № 2 115–346 л/час

17. Динамическая вязкость товарных жидких химреагентов до 1 Па*с

18. Давление в системе ППД 1–30 МПа

19. Температура рабочей среды от 0 до +45°С

20. Температура рабочих композиций от 0 до +45°С

от -40 до +40°С при относительной 21. Параметры окружающей среды влажности воздуха не более 98% при температуре +40°С

22. Установленная мощность электрооборудования, не более, кВт 200

23. Скорость движения комплекса, не более, км/ч: – по дорогам с твердым покрытием 35 – по грунтовым дорогам 20

Основные отличия от аналогов • Полная автоматизация алгоритмов работы комплекса. • Широкий выбор рецептур приготавливаемых композиций. • Возможность работы с различными технологиями повышения нефтеотдачи пластов. • Возможность контроля качества приготавливаемой композиции (поточный вискозиметр, плотномер, термометр). • Наличие системы подготовки жидкости (очистка от взвешенных частиц, органических загрязнений, соединений железа (до 5 мг/л)). • Возможность использования блоков комплекса по Рисунок 11 – Электрическая система управления отдельности.

№ 2 (048) Май / May 2014 107 114 № 2 (048) Май / May 2014 № 2 (048) Май / May 2014 115 ТАМ Интернэшнл: Опыт применения двухпакерных компоновок на ГНКТ для селективных обработок пласта

Tim DAVIS, менеджер линейки инструментов; Виталий ВИДАВСКИЙ, глава филиала – РФ;

оборудование Антон ШАБАРШОВ, технический директор – РФ Сегодня гидроразрыв пласта – один из наиболее Система сдвоенных наполняемых эффективных способов увеличения нефтеотдачи в пакеров Straddle PosiFrac низкопроницаемых слоистых коллекторах. Как показывает Комплекс оборудования Straddle PosiFrac для проведения промысловый опыт и инженерные расчеты, без проведения ГРП представляет собой систему многоразовых ГРП большая часть нефти, находящейся в ловушках, извлекаемых наполняемых пакеров, которая состоит останется в недрах навсегда. После проведения ГРП в из верхнего пакера, перфорированного патрубка продуктивной зоне становится рентабельной разработка (обеспечивает канал доступа к интервалам ГРП) и нижнего многих участков, малоперспективных с точки зрения пакера, устанавливаемого на заданном расстоянии между добычи нефти и газа. ГРП обеспечивает контакт ствола соединениями НКТ (рис. 2). скважины с огромной площадью коллектора. Во многих случаях применение традиционных методов Верхний пакер Контрольная линия Перфорированная труба Нижний пакер

интенсификации притока в больших интервалах ствола скважины приводит к появлению двух серьезных проблем: • Невозможно обеспечить интенсификацию притока Рисунок 2 – Система сдвоенных наполняемых пакеров Straddle PosiFrac по всем продуктивным интервалам из-за разных градиентов давления ГРП и ограниченного доступа. Распакеровка системы осуществляется гидравлическим • Для разобщения интервалов устанавливаются способом, при этом наполнение нижнего пакера неизвлекаемые пакеры и муфты ГРП, что ограничивает происходит через линию управления, связывающую возможности проведения внутрискважинных работ в верхний и нижний пакеры. Работа установочного будущем. механизма осуществляется под действием осевой нагрузки, TAM International предлагает экономически таким образом, верхний пакер может находиться в режиме эффективный подход к проведению многостадийного осевого сжатия (установки) или в транспортном режиме ГРП в необсаженном стволе, с применением гибких НКТ и при спуске или перемещении из одного интервала в другой. системы сдвоенных наполняемых пакеров Straddle PosiFrac, Эта система пакеров используется для многократного который позволяет обеспечить более эффективную разобщения зон ГРП за одну СПО. В случае выпадения интенсификацию притока из всех потенциальных песка из жидкости гидроразрыва предусмотрена продуктивных интервалов. Такой подход исключает возможность очистки интервала между пакерами для необходимость в спуске системы пакеров и муфт ГРП предотвращения прихвата. или спуске и цементировании хвостовика, что дает ряд Обсадная колонна Система Открытый ствол 177.8 мм (7”) преимуществ при эксплуатации. Straddle Posifrac 159 мм (6.25”) Подавляющее большинство применений данной системы приходится на север США и юг Канады, где расположено месторождение Баккен, нетрадиционный Рисунок 3 – Распакеровка системы коллектор которого представлен сложными доломито- В настоящее время технология Straddle PosiFrac компании песчано-алевритовым структурами. Коллектор TAM International занимает лидирующие позици при характеризуется крайне низкой проницаемостью, проведении многостадийного ГРП на месторождении поэтому для обеспечения рентабельности добычи нефти Баккен. В ходе работ применяются следующие типовые необходимо производить гидроразрыв пласта. параметры процесса проведения гидроразрыва: скорость Большинство операторов, работающих в этом районе, нагнетания в пределах 0.5–1.3 м3/мин, концентрация придерживались единого подхода и применяли для проппанта 800 кг/м3, при этом общий объем закачки заканчивания хвостовик диаметром 4,5 дюйма (114,3 мм) проппанта составляет до 255 тонн. Количество интервалов с механическими пакерами и муфтами ГРП между ними. обработки при работе на ГНКТ за одну СПО составляет Такая система не дает возможности удостовериться, что в среднем от 5 от 20. При этом отсутствуют какие- пакер посажен и обеспечивает уплотнение, что приводит к либо ограничения как по количеству обрабатываемых сложностям при определении местонахождения трещины, интервалов за один рейс, так и количеству и частоте а также необходимости разбуривания седел шаров для повторного гидроразрыва. Зафиксированный на очистки ствола от песка/проппанта. сегодняшний день рекорд – обработка 118 интервалов за один рейс. Стандартная конструкция скважины предусматривает спуск обсадной колонны диаметром 7” (177,8 мм) до Результаты многочисленных применений системы горизонтального участка. Горизонтальный участок бурится долотом диаметром 6,25” (159 мм) и длиной до 1000 м. Straddle PosiFrac на ГНКТ подтвердили возможность Глубина по вертикали составляет примерно 1400 м. сокращения продолжительности цикла многозонного ГРП Забойное давление – 15 МПа, давление разрыва трещин варьируется от 20 МПа до 30 МПа. Скорость закачки – как минимум на двое суток для скважин с 10 стадиями ГРП 0,8 м3/мин, концентрация проппанта – не более 800 кг/м3. и более. Общий объем проппанта на стадию ГРП – от 3,5 до 10 тонн. При работе с системой Straddle PosiFrac необходимо Обсадная колонна Открытый ствол учитывать вероятность образования трещин вокруг 177.8 мм (7”) 159 мм (6.25”) пакеров при проведении ГРП. Контролировать развитие трещин вокруг нижнего пакера гораздо сложнее, чем для Рисунок 1 – Конструкция скважины

110 № 2 (048) Май / May 2014 верхнего. Чтобы предотвратить образование трещин вокруг дорогостоящего скважинного оборудования. нижнего пакера, угол наклона трещины относительно • Исключение необходимости разбуривания оснастки. оси ствола скважины должен составлять 8.3° или более, • Заканчивание открытым забоем обеспечивает большую поэтому основная задача при проводке ствола – бурение свободу при проведении внутрискважинных работ. в направлении минимального напряжения, тогда • Спуск системы Straddle PosiFrac в скважину образовавшиеся трещины будут перпендикулярны оси производится за одну СПО. ствола. Кроме того, под нижний пакер в скважину спускают • ГРП в необсаженном стволе требует меньших затрат самопишущий манометр для подтверждения после подъема энергии. инструмента фактов разобщения интервала. • Большая площадь воздействия давления разрыва. оборудование Пакерующий • Точная локализация трещин ГРП, благодаря контролю Вертикальная элемент Открытый ствол трещина 159 мм (6.25”) расстояния между пакерами. • Возможность получения притока по всей поверхности необсаженного ствола. • Добыча как из вновь образовавшихся трещин, так и из 8.3° интервалов с естественным притоком. Определяющим фактором при разработке и оптимизации Рисунок 4 – Бурение в направлении минимального напряжения систем ГРП с применением сдвоенных наливных пакеров является комплексный подход к проектированию систем, Ощутимый экономический эффект применения выбору оборудования и предварительному планированию системы достигается за счет отсутствия затрат времени работ. Успешное внедрение технологии в значительной на спуск хвостовика, что позволяет сэкономить до 20% от степени зависит от надежности оборудования, тщательного общих затрат на бурение и обработку ствола. Кроме того, анализа рисков, планирования действий в непредвиденных результаты добычи показывают увеличение ожидаемых ситуациях и оптимизации технологического процесса результатов по сравнению со скважинами, где обработка на основе полученного практического опыта. проводилась с установкой хвостовика. Описанная в данной статье технология доступна к Преимущества проведения ГРП в открытом стволе успешному применению на любом месторождении с с использованием системы Straddle PosiFrac: низкопроницаемыми пропластованными коллекторами, где • Сокращение затрат на строительство скважин. для обеспечения рентабельности добычи нефти необходим • Исключение необходимости применения гидроразрыв пласта.

Компания «ТАМ Интернэшнл» обладает инструментом для проведения любых операций по интенсификации притока в стволе скважины. Двухпакерный инструмент PosiFrac Straddle позволяет проводить операции по испытаниям на приток, кислотным обработкам и гидроразрыву пласта посредством изоляции и герметизации выбранного интервала. В конструкции инструмента задействована система зависимых наполняемых пакеров, при помощи которой производится отсечение нужного интервала для проведения широкого перечня операций. Инструмент может быть отконфигурирован для работы в открытых и обсаженных стволах любой геометрии.

8,2, № 2 (048) Май / May 2014 117 оборудование Фильтры для любых условий эксплуатации скважин

с различной конструкцией фильтрующего элемента, который крепится на предварительно отперфорированную обсадную трубу. Форма и плотность перфорационных отверстий выполняется в зависимости от скважинных условий. Труба также отличается химическим составом и группой прочности материала. Фильтрующий элемент может быть щелевым или сетчатым, закрытым снаружи защитным кожухом, выполненным из перфорированного листа, намотанного по спирали. Фильтры, перфорационные отверстия которых закрыты пробками, допускают промывку скважины на Корреспондент журнала стадии спуска фильтров, это особенно актуально «Время колтюбинга» беседует для скважин с протяженными горизонтальными с О.Г. Диденко, коммерческим участками. директором производственной компании «Опора-Пром-Ойл». ВК: Ваша продукция применяется при проведении ГРП. В каких случаях? Время колтюбинга: Расскажите, О.Д.: Как правило, это определяет заказчик пожалуйста, о Вашей компании. Каков и, перед тем как сделать заказ, обязательно основной профиль ее деятельности? прописывает в техническом задании Олег Диденко: ООО «ПК «Опора-Пром-Ойл» дальнейшие действия со скважинами. Если занимается разработкой, производством нужно учитывать проведение ГРП, то нашей и внедрением скважинных фильтров, технической службой разрабатывается предназначенных для очистки жидкостей и определенный подход. Если ГРП не планируется, газов от песка и других механических примесей. то производятся стандартные действия. При изготовлении фильтров используется Конструкция фильтров ФС-ТП допускает импортное высокотехнологичное оборудование. проведение ГРП в скважине. Персонал, осуществляющий его обслуживание, прошел обучение за рубежом. Специалисты ВК: Ваша компания является организации, занимающиеся научной работой, генеральным спонсором семинара включающей новые перспективные разработки, «КРС, ГРП, ГНКТ, внутрискважинные стендовые и промышленные испытания, работы и супервайзинг в горизонтальных разработку программного обеспечения, имеют и разветвленных скважинах». Какие большой опыт работы в нефтяной отрасли. разработки компании здесь презентуются? О.Д.: В процессе мероприятия мы постарались ВК: Борьба с пескопроявлениями – описать все конструкции наших фильтров. Нами одна из тем, постоянно освещаемых были представлены фильтры для нефтяных нашим журналом. Несколько слов о и газовых скважин, особенностью которых противопесочных фильтрах, выпускаемых является высокопрочный защитный кожух, компанией. намотанный по спирали, с механическим О.Д.: Компания выпускает фильтры для замком, исключительные права на который различных условий эксплуатации скважин. Мы принадлежат ООО «ПК «Опора-Пром-Ойл». стараемся разделить линейку нашей продукции Применение защитного кожуха позволило по направлениям, фильтры для газовых, значительно повысить надежность фильтров, нефтяных, и водяных скважин. Фильтры предотвратить их разрушение при спуске изготавливаются диаметром от 73 до 324 мм колонны фильтров в скважину.

112 № 2 (048) Май / May 2014 ВК: На сайте компании сказано, идет патентование наших новейших разработок. что «Опора-пром-ойл» является Всё пока в процессе, так что не хотелось бы законодателем мод в нефтяной и газовой раскрывать секреты раньше времени.

промышленности. Какие новинки Ваша оборудование компания собирается представить на ВК: Надеемся, что первая публикация об рынке в ближайшее время? Каковы Ваши этих инновациях появится во «Времени планы на будущее? колтюбинга». О.Д.: В настоящее время в России и за рубежом Беседовал Александр Пирожков, «Время колтюбинга»

Наша справка Производственная компания «Опора-Пром-Ойл» была образована в 2009 году. Разработка специальной продукции для фильтрации нефти и газа – приоритетное направление деятельности компании. Конструкторами разработаны эффективные противопесочные фильтры для нефтяных, газовых, водозаборных и нагнетательных скважин. Фильтр скважинный – это оборудование для крепления стенок скважины (призабойной зоны пласта), выравнивания профилей притока (расхода, в случае нагнетательной скважины) и давлений на внешней стенке скважины по всей длине перфорированной части скважины и/или уменьшения выноса механических примесей (главным образом песка и других продуктов разрушения коллектора, проппанта в случае ГРП). Скважинные фильтры применяются либо в составе обсадной колонны скважины, либо внутри колонны, или в открытом стволе. Фильтры скважинные изготавливаются на высокотехнологичном импортном оборудовании, позволяющем выпускать продукцию, соответствующую качеству лучших образцов европейских производителей.

Конференции и выставки В Уфе прошла конференция по нефтесервису аучно-техническая конференция, – Конференция была многоуровневой и проведенная 16 апреля 2014 года совместно интересной как для студентов, аспирантов, так Ннефтесервисным холдингом «Башнефть- и для производственников, профессиональных Сервисные Активы» и учеными УГНТУ, стала нефтяников. Есть пожелание следующую значимым событием нефтегазовой отрасли конференцию провести совместно, ведь у нас Республики Башкортостан. В итоговый сборник единая цель – выявление лучших специалистов и докладов было представлено порядка 170 работ, разработок». которые можно было обсудить на четырех секциях Большую пользу для себя извлекли устроители. в рамках мероприятия. Комментирует заместитель генерального директора Открывая конференцию, ректор УГНТУ холдинга «БНСА» по производству Игорь Мальцев: А.М. Шаммазов сказал: «Мы обсудили программу «Конференция показала, что есть молодые светлые совместной работы. Эта конференция – важный шаг головы как среди студентов, так и среди наших в решении насущных проблем общими усилиями». сотрудников. Они активно участвуют, спорят с Гости отметили высокий уровень подготовки профессорами, доказывают свою правоту. Значит, мероприятия. «Отрадно, что в конференции российский нефтесервис будет развиваться. А наши приняли участие все руководители нефтесервисного сотрудники через год должны будут показывать, холдинга и нефтяного университета, включая каких результатов добились в результате внедрения ректора, причем не только в церемонии открытия, – своих идей». поделился впечатлениями директор департамента Оценив востребованность конференции и обеспечения нефтесервисными услугами результаты ее работы, организаторы решили сделать ОАО АНК «Башнефть» Юрий Некипелов. мероприятие регулярным.

№ 2 (048) Май / May 2014 113 КРС, ГРП, ГНКТ, внутрискважинные работы и супервайзинг в горизонтальных и разветвленных скважинах Более ста представителей различных компаний, директор по проектам ЗАО «СибТрейдСервис» Игорь чья работа связана с нефтяной промышленностью Великородный. и нефтесервисом, приняли участие 16–17 апреля За два дня участники мероприятия прослушали на семинаре-конференции «КРС, ГРП, ГНКТ, более двадцати докладов. Выступили представители внутрискважинные работы и супервайзинг в таких компаний, как «Газпром нефть», «Шлюмберже», горизонтальных и разветвленных скважинах» в «ЮГСОН-Сервис» и других. Тюменском технопарке. Организатором мероприятия «Мы стремимся сделать сферу нефтедобычи

и выставки онференции выступила компания «Инновационные технологии максимально эффективной и безопасной. Для этого К (ООО «ИнТех»). Научно-практический журнал «Время и проводим такие мероприятия. Многие из крупных колтюбинга» являлся информационным партнером. компаний считают участие в наших семинарах Основная тематика семинара-конференции была своеобразным правилом», – говорит Андрей посвящена самым современным разработкам в Коротченко. области обслуживания и ремонта скважин. «Мы В частности, на традиционных семинарах создали площадку, где компании могут встретиться, «Строительство горизонтальных, разветвленных обсудить новые технологии и решить свои проблемы. скважин и ЗБС» год от года собирается все больше Уверен, что каждый участник конференции получил и больше участников – в 2013 году их было более что-то полезное для себя», – сказал директор пятидесяти из десятка регионов страны. В ноябре ООО «ИнТех» Андрей Коротченко. 2014 года запланирован очередной семинар, на Обсуждались следующие темы: который, надеемся, приедет еще больше специалистов. • Ловильные работы в ГС, РГС, ЗБС; • Физико-химические обработки ГС; Говорят участники семинара-конференции • Освоение ГС; «КРС, ГРП, ГНКТ, внутрискважинные работы • Геологические исследования ГС; и супервайзинг в горизонтальных • Супервайзинг ТКРС; и разветвленных скважинах» • ГИС горизонтальных скважин во время ремонта; • ПВР в горизонтальных скважинах во время ТКРС; Дмитрий Изосимов, заместитель начальника • Ремонтно-изоляционные работы в Управления – начальник Ямбургской геологической горизонтальных скважинах; службы ООО «Газпром добыча Ямбург»: • Глушение горизонтальных скважин; – В семинаре участвовал впервые. В ОАО «Газпром» • Техника для проведения ТКРС в горизонтальных подобные совещания, семинары проводятся скважинах; регулярно. Был интересен подход к вопросам • Оборудование для проведения ТКРС в капитального ремонта в нефтяных компаниях. Для горизонтальных скважинах; ООО «Газпром добыча Ямбург» на сегодняшний • Опыт проведения сложных ремонтов в день актуальны технологии строительства и горизонтальных скважинах; ремонта субгоризонтальных скважин, зарезки • Разбуривание портов ГРП; боковых стволов, капитального ремонта (глушение, • Сервисные работы по ТКРС в горизонтальных блокирование, ГРП, интенсификация, ограничение скважинах. водопритока, укрепление призабойной зоны…). Мероприятие собрало представителей не Наибольший интерес в настоящее время вызывают только российских, но и зарубежных, а также новые технологии, применяемые при проведении международных компаний и из сферы добычи нефти, капитального ремонта, в том числе водоизоляционные и из кластера обслуживающих предприятий. Именно работы в субгоризонтальных скважинах, технологии такой состав участников является одним из главных ремонта в условиях низкого пластового давления с преимуществ данной конференции – специалисты из использованием колтюбинговых установок. смежных областей могут с глазу на глаз переговорить о самых последних тенденциях в отрасли. Например, Сергей Гурин, главный специалист отдела ГТМ российские производители получили отличный шанс ОАО «РН-Няганьнефтегаз»: рассказать о том, почему их техника ничуть не хуже – В нашем регионе наиболее востребованы зарубежных аналогов. многостадийные ГРП в горизонтально-направленных «Мы здесь, чтобы лишний раз напомнить скважинах; технологии по использованию нефтяникам о существовании российского внутрискважинного оборудования для разобщения оборудования. А то порой они забывают о том, уже имеющихся интервалов с целью проведения что нужно поддерживать свою страну и своих ГРП на каждый интервал в отдельности (пакеры для производителей, которые платят налоги в казну селективных обработок); ГРП при помощи ГНКТ Российской Федерации», – говорит региональный (любые схемы совмещения операций ГРП и ГНКТ),

114 № 2 (048) Май / May 2014 и выставки онференции К

IsoJet, BPS+C2C, CobraFrac и т.д. Очень хотелось бы каким образом утилизируется отсепарированный на следующих семинарах, а также в специальных флюид и газ, системы контроля ЭЦП, системы учета журналах увидеть информацию о многостадийных потока жидкости и т.д. ГРП в горизонтально направленных скважинах, о технологиях по использованию внутрискважинного Евгений Логинов, советник генерального оборудования для разобщения уже имеющихся директора, ООО «ИНТАС-Компани»: интервалов с целью проведения ГРП на каждый – Для нас очень важно было определиться с целями интервал в отдельности (пакеры для селективных и направлениями развития компании, понять, где обработок), о ГРП при помощи ГНКТ (любые схемы именно на рынке имеется потребность в наших совмещения операций ГРП и ГНКТ), IsoJet, BPS+C2C, разработках. Самая главная идея, которую мы CobraFrac и т.д., о нестандартных технологиях почерпнули в процессе семинара, – то, что мы будем ГРП, применяемых с целю увеличения длины и развиваться в сторону колтюбинга и не забывать о ограничения высот создаваемой трещины ГРП промышленной безопасности. А еще – надо более (SlugFrac, слабовязкие жидкости и т.д.). активно рассказывать потенциальным потребителям о нашей системе – пояснять, комментировать и давать Артём Поляруш, ведущий инженер службы возможность на ней поработать. бурения с контролем бурения, «Шлюмберже»: – Я, как представитель продуктовой линейки, занимающейся бурением на депрессии, хотел бы услышать об опыте бурения на депрессии на ООО «ИНТАС-Компани» – современная колтюбинге вторых стволов. многопрофильная компания, работающая в сфере Насколько мне известно, «Сургутефтегаз» пробурил инжиниринговых услуг в области автоматизации, таким образом более 1000 скважин, и было бы услуг по разработке и внедрению организации интересно увидеть в журнале «Время колтюбинга» производства на основе новых высокоэффективных статью на эту тему. И чтобы побольше было технологий для отраслей. Деятельность компании технических подробностей: какая система сепарации, осуществляется на территории России и СНГ.

№ 2 (048) Май / May 2014 115 регион ПЕРВЫЙ КАЗАХСТАНСКИЙ ПРОЕКТ В ОБЛАСТИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ НЕФТЕДОБЫЧИ FIRST KAZAKH PRODUCTION ENHANCEMENT PROJECT

27 февраля 2014 года на производственной базе New equipment for high-tech production ТОО EQUIPMENT SERVICES LTD с участием руководства enhancement and fracturing operations АО «Мангистаумунайгаз» состоялась презентация нового was presented at the industrial site of оборудования для проведения высокотехнологичных работ ТОО EQUIPMENT SERVICES LTD on February по интенсификации нефтедобычи – гидроразрыву пласта. 27, 2014. The presentation was attended by the ТОО EQUIPMENT SERVICES LTD на протяжении administration of JSC “Mangistaumunaigaz”. пяти лет является надежным подрядчиком ТОО EQUIPMENT SERVICES LTD has АО «Мангистаумунайгаз» по оказанию сервисных услуг. been a reliable service contractor of JSC До этого момента подобного рода работы выполнялись “Mangistaumunaigaz” for 5 years. Up to now such исключительно международными сервисными works have been performed only by international компаниями, такими как Halliburton, Schlumberger, service companies such as Halliburton, и российскими компаниями ОАО «Специальное Schlumberger and Russian companies like машиностроение и металлургия» (СММ), Catkaz Umited. Special Engineering and Metallurgy Joint Stock В настоящее время ТОО EQUIPMENT SERVICES LTD Company (СММ), Catkaz Umited. состоит из трех департаментов: бурения, капитального At the moment ТОО EQUIPMENT SERVICES ремонта скважин и интенсификации добычи. LTD consists of 3 departments: drilling, well В 2012 году руководством компании было принято workover and production enhancement. решение приобрести оборудование для гидроразрыва In 2012 the administration of the company пласта. took a decision to acquire fracturing equipment. В запуск собственного флота ГРП компанией при Over 9 million USD was invested in the поддержке Европейского банка реконструкции и развития launch of the company's fracturing park. The было вложено более 9 млн долларов США. project was supported by the European Bank of «Мы рассматриваем запуск собственного флота ГРП как Reconstruction and Development. национально значимый проект, ведь нефтедобывающие "We consider the launch of our fracturing компании в течение многих лет были вынуждены park as a project that is important for the пользоваться услугами иностранных подрядчиков, из-за nation, as oil companies had to use the services отсутствия отечественного предприятия, оказывающего of foreign contractors due to the absence of услуги в области гидроразрыва пласта. Так мы вносим свой domestic service providers. Thus, we make our вклад в развитие казахстанского высокотехнологичного contribution to the development of Kazakh high- нефтесервиса», – отметил Азамат Агмуров, генеральный tech service", pointed out Azamat Agmurov, the директор ТОО EQUIPMENT SERVICES LTD. director general of ТОО EQUIPMENT SERVICES В ходе презентации был продемонстрирован комплекс LTD. оборудования для ГРП, который способен эффективно The fracturing equipment, capable of efficient решать задачи, стоящие перед специалистами ТОО solution of the objectives of ТОО EQUIPMENT EQUIPMENT SERVICES LTD. SERVICES LTD was demonstrated during the Комплекс оборудования для ГРП состоит из: presentation. • насосов высокого давления, рассчитанных на 1000 атм – The fracturing equipment complex consists of: 3 единицы; • high pressure pumps meant for 1000 atm – • станции управления – 1 единица; 3 units; • смесителя ГРП – 1 единица; • control station – 1 unit; • линии высокого давления – 2 комплекта; • Fracturing mixer – 1 unit; • проппантовоза – 1 единица; • High pressure lines – 2 sets; • спецтягачей – 4 единицы; • Proppant carrier – 1 unit; • емкостей ГРП – 2 единицы. • Special heavy duty trucks – 4 units;

116 № 2 (048) Май / May 2014 egion R

Реализация проекта позволит создать более 50 новых • fracturing reservoirs – 2 units. рабочих мест. Безусловно, пришлось столкнуться с The implementation of the project will allow кадровыми сложностями. Не секрет, что результат creating over 50 new jobs. Yet, the project напрямую зависит от степени предварительной подготовки involved some personnel difficulties. It is not персонала. Зачастую наибольшая эффективность a secret that the result largely depends on the достигается в том случае, если обучение проводится preliminary personnel training. This training is в максимально реалистичных условиях. Руководство especially efficient, when it is performed under компании приняло решение обучить свой персонал conditions that closely resemble the real ones. непосредственно на заводе-изготовителе. А. Агмуров The administration of the company organized an отметил: «Мы понимаем, что вкладываем средства в один из in-house personnel training. A. Agmurov pointed самых дорогих и редких ресурсов в мире – человеческий out: "We understand that we invest in one of капитал. Профессионалы высокого класса – это залог the most expensive and rare resources in the нашей успешной работы на всех этапах развития, world - human capital. High class professionals поэтому наших сотрудников мы обучили за рубежом, are a token of our successful work at all stages непосредственно там, где производится оборудование». that is why we train our personnel abroad at the Можно констатировать, что нефтяной регион получил equipment production sites". высокотехнологичный сервис со 100%-м казахстанским We can state that our oil region received a high- содержанием. tech service with 100% Kazakh contents. Итогом мероприятия стало намерение о сотрудничестве The participants of the event agreed to в рамках проведения ГРП на месторождениях «Жетыбай» и cooperate in the organization of fracturing on «Каламкас» на 2014 год. Zhetybai and Kalamkas sites in 2014.

№ 2 (048) Май / May 2014 117 Сланцевая hot message ran through all news feeds late March: PM Dmitry Medvedev supported the революционная Aidea of producing shale oil in Russia. It means that the expedience of shale revolution was realized in целесообразность our latitudes as well. This is particularly important for Tatarstan, where, in the opinion of a number of reputed experts, shale oil production can become a significant line Expedience of shale of upstream development. углеводородов While meeting the representatives of innovative revolution territorial clusters, Dmitry Medvedev announced: "I believe конце марта по всем новостным лентам it quite natural for us to take up those types of oil that were прошло срочное сообщение: «Премьер- not previously engaged or produced. There is a first time Вминистр Дмитрий Медведев поддержал идею for everything. If we happen to possess the other reserves, добычи в России сланцевой нефти». Это означает, что why don't we take up shale oil, which is already produced целесообразность сланцевой революции осознали by the whole world?" и в наших широтах. В частности, в Татарстане, где, By the way, the other reserves include traditional oil источники

по мнению ряда авторитетных экспертов, добыча and gas. These "other reserves" are getting harder and сланцевой нефти может стать одним из направлений harder to recover, that is why economic calculations on развития нефтяной отрасли. shale oil production are no longer a utopia. Everything is На встрече с представителями инновационных clear with the gas: the production of shale gas will not be территориальных кластеров Дмитрий Медведев заявил: profitable for Russia, as its reserves of traditional natural «Я считаю, что совершенно нормально то, что мы gas will suffice for a long time. It is more expensive to начинаем заниматься, может быть, теми видами нефти, produce shale gas than traditional one. In Russia the которые до этого мы не использовали, не добывали, production cost of shale gas at all gas fields amounts to потому что все в жизни бывает в первый раз когда-то. $50 per thousand cubic meters. Meanwhile Academician И то, что у нас есть другие запасы – ну почему бы все Anatoly Dmitrievsky, the Director of the Institute of Oil равно не позаниматься сланцевой нефтью, которой and Gas Problems at the National Academy of Science, says занимается весь мир». that it in other countries it is no less than 150 dollars per Другие запасы – это традиционные нефть и газ. thousand cubic meters. He meant the USA, while for such нетрадиционные К слову, эти «другие запасы» становятся все более countries as Ukraine, Poland and China it can be several трудноизвлекаемыми, так что экономические выкладки times higher. Nevertheless, shale gas will still be produced по добыче сланцевой нефти ничуть не выглядят there, as current economic conditions in these countries утопией. С газом все понятно: сланцевый газ в России make it expedient. добывать невыгодно, поскольку надолго хватит But let us go back to shale oil issue. The industry experts запасов традиционного природного. Себестоимость are far from being unanimous in their definition of "shale сланцевого газа выше, чем традиционного. Так, в oil". In their opinion it would be more accurate to use the России себестоимость природного газа со старых terms "low-grade bitumen oil" or "oil sands". As a rule, the газовых месторождений с учетом транспортных oil flows come not from the shales, but from the adjoining расходов составляет около 50 долларов за тысячу tight sandstones. Their permeability is very low, hundreds куб. м. А по сведениям директора Института проблем and thousands times lower, than that of the usual reserves. нефти и газа РАН академика Анатолия Дмитриевского, The oil that is received from them is called "young" by себестоимость добычи сланцевого газа составляет не geologists, because the process of its formation is not over менее 150 долларов за тысячу кубометров. Это в США, and kerogen still remains in such strata. а в таких странах, как Украина, Польша и Китай, Some statistics suggests that global resources of such она, по мнению экспертов, будет в несколько раз выше. oil exceed 3 trillion barrels, while the reserves of usual oil Но сланцевый газ там, похоже, все равно собираются amount to just 1.3 trillion barrels. Yet, according to the data добывать, поскольку такова тамошняя революционная of EIA, the USA, the proved resources are just 445 million целесообразность. Не сланцевая… tons. However, many experts argue with this estimate. Но вернемся к сланцевой нефти. Кстати, отраслевые 70% of such oil is located in the USA and 7% (second эксперты неоднозначно относятся к термину position) in Russia. «сланцевая нефть». Они считают, что правильнее In fact, this correlation may soon be found inaccurate. говорить о тяжелой битумной нефти, или нефтяных Time and again news report finding new shale oil fields. песках. Как правило, притоки нефти получают не из For instance, in March ITAR-TASS agency informed with сланцев, а из сопутствующих им плотных песчаников, reference to Sunday Times that British geologists had обладающих очень низкой проницаемостью – discovered a large field with oil shale formations stretching в сотни и тысячи раз меньше, чем у обычных залежей. for 350 km from Weymouth in the west to Dover in the Получаемую из них нефть геологи называют «молодой», east. Some specialists believe that the filed volume may поскольку процесс ее формирования еще не полностью be equal to "one third of the oil reserves located under закончен и в пластах остается кераген. the North Sea". Nevertheless, the estimates ought to be По одним источникам, мировые запасы такой нефти confirmed by test drilling. According to some calculations, на планете превышают 3 триллиона баррелей, the reserves of oilfield in South England may amount to тогда как запасы обычной нефти составляют «всего» 15 billion barrels.

118 № 2 (048) Май / May 2014 1,3 триллиона баррелей. Однако доказанные The largest deposits of shale oil in Russia are located in запасы, по данным американского Bazhenov Formation, a spacious geological formation in государственного агентства EIA, составляют the heart of Western Siberia. только 445 млн т. Впрочем, эту цифру многие Experts claim that Bazhenov Formation may have эксперты оспаривают. 70% запасов такой нефти almost the largest deposits of oil shale on the planet. One находится в США, а 7% (второе место) – в России. of the estimates suggests that this dense rock may contain Впрочем, это соотношение может измениться. То и up to 100 billion barrels of the recoverable oil reserves, ydrocarbons дело появляется информация об открытии все новых which is 5 times more than the deposits of Bakken shale H месторождений сланцевой нефти. Так, в марте этого oil field (North Dakota), which gave an impetus to oil

года агентство «ИТАР-ТАСС» со ссылкой на газету Sandy recovery in the USA. of

Times сообщило, что британские геологи открыли на Bakken Field is the first successful example of shale oil юге Англии крупное месторождение, где нефтяные production. The formations of the site lie on the depth of сланцевые породы простираются на 350 километров 2400–3400 m, while the average thickness of productive от города Веймут на западе до

Дувра на востоке. По мнению Запасы такой нефти на планете превышают 3 триллиона ources

некоторых специалистов, объем баррелей, тогда как запасы обычной нефти составляют S месторождения может быть равен «всего» 1,3 триллиона баррелей. «третьей части находящихся под Северным морем запасов нефти». Some statistics suggests that global resources of such oil exceed Тем не менее эти оценки еще нужно 3 trillion barrels, while the reserves of usual oil amount to just будет подтвердить в ходе тестового 1.3 trillion barrels. бурения. Согласно ряду подсчетов, запасы южноанглийского месторождения нефти могут layers is 10–40 m. The proved oil reserves in the field достигать 15 млрд баррелей. mount to 274 million tons. Наиболее крупные залежи сланцевой нефти в нашей Bakken is considered to have almost ideal conditions стране находятся в баженовской свите – огромном for the application of multi-stage fracturing in wells with геологическом образовании в самом сердце Западной horizontal tailing-in. This is the principal technology in nconventional Сибири. shale oil production. The fracturing in such wells is usually U Эксперты считают, что баженовская свита может made before lowering the casing string in the open hole. обладать одними из крупнейших запасов горючих The length of horizontal sections is 2000 meters and the сланцев на планете. Согласно одной из оценок, эта number of fracturing stages is under 25. About 1000 tons of плотная горная порода может содержать до 100 млрд propping agent and 1500 tons of fluid is spent per well on баррелей извлекаемых запасов нефти, что в пять the average. As of early 2014, the cumulative oil production раз больше, чем месторождение сланцев Bakken was 106 million tons, which corresponds to 15.6 thousand (Северная Дакота), которое стало двигателем нефтяного tons per well. The cumulative oil production at Bakken возрождения Америки. Field is expected to reach 300 million tons within 6–7 years. Месторождение Bakken является первенцем What can we say about Bazhenov Formation, as успешной добычи сланцевой нефти. Пласты там compared to Bakken Field? From geological point of залегают на глубинах 2400–3400 м, а средняя толщина view, it consists of interbedded clays, argillites, silty-clayed продуктивного пласта составляет 10–40 м. Доказанные sandstones and limestones of 10–32 m wide with the запасы нефти месторождения составляют 274 млн т. porosity of 2–16% and permeability ranging from of 0.001 Считается, что на Bakken имеются близкие к mD to dozens of mD. The clays and argillites are oil-source идеальным условия для применения многостадийного rocks and contain up to 14% of kerogen. The horizons ГРП в скважинах с горизонтальным окончанием. are located on the depth of 2.5–2.7 thousand meters. The А именно эта технология в добыче сланцевой нефти hydrocarbon reserves contained within them belong to является основной. Гидроразрывы здесь проводятся, the category of difficult oil resources. The live crude oil как правило, до спуска обсадной колонны в открытом contained within them is kept in small sandstone and стволе. Длина горизонтальных участков – 2000 м и limestone beds. It seems that the formation lacks pure более, количество стадий ГРП – до 25. На скважину geologic расходуется в среднем до 1000 т проппанта и до То и дело появляется информация layers, 15 000 т жидкости. Накопленная добыча месторож- об открытии все новых which дения на начало 2014 года составила 106 млн т, месторождений сланцевой нефти. are so что соответствует 15,6 тыс. т на каждую скважину. abundant Ожидается, что в течение 6–7 лет накопленная добыча Time and again news report finding in the нефти месторождения Bakken достигнет 300 млн т. new shale oil fields. American А как в сравнении с месторождением Bakken shale выглядит баженовская свита? Геологически она deposits. It can make the predicted drilling of horizontal представляет собой переслаивание глин, аргиллитов, wells rather complicated. The conditions for fracturing пылеватых глинистых песчаников и известняков are not favorable here either. Even multi-layer fracturing толщиной от 10 до 32 м с пористостью 2–16% и resulted in poor inflow (33 tons/day), which faded within проницаемостью от 0,001 до десятков мД. Глины и the first months. This is not surprising as for the success аргиллиты являются нефтематеринскими породами of the operation it is necessary that the thickness of

№ 2 (048) Май / May 2014 119 Эксперты считают, что баженовская свита может и содержат до 14 % керогена. Горизонты обладать одними из крупнейших запасов горючих расположены на глубине 2,5–2,7 тыс. м, содержащиеся в них запасы углеводородов сланцев на планете. относятся к категории трудноизвлекаемых. Experts claim that Bazhenov Formation may have Подвижная нефть здесь находится в небольших almost the largest deposits of oil shale on the planet. по площади линзах песчаников и прослоях известняков. Похоже, что здесь не хватает permeable rock in the formation exceeded 10 m and such чистых геологических прослоек, которыми обладают rocks are rather scarce in Bazhenov Formation. Meanwhile углеводородов американские залежи сланцев, и это может затруднить good results were recorded in Achimov dense sandstones предсказуемое бурение горизонтальных скважин. 10 years ago, when single large-scaling fracturing Не слишком благоприятны здесь условия и для ГРП. operations were performed there. In spite of extremely Даже МГРП здесь закончился получением слабого high cost of such operations ($700,000 or 25% of the total притока (33 т/сут), который угас в первые месяцы. cost of the well itself) almost all of them produced a flow Это неудивительно: для успеха операции необходимо, rate of 60–90 t/d and all the expenses paid off handsomely. чтобы толщина проницаемых пород пласта составляла In spite of geological complications, scientists are более 10 м, а такие в баженовской свите крайне редки. optimistic about the future. The on-rush of new high источники

Зато в ачимовских плотных песчаниках еще десять technologies in O&G service justifies such point of лет назад при однократных, но крупномасштабных view. Some specialists believe that in 20 years Bazhenov гидроразрывах получены хорошие результаты. Formation may become a principal source of oil in Russia, Несмотря на фантастически высокую стоимость even larger than the field of the Arctic Ocean. операций ($700 тыс., или 25% от стоимости самой A wide response was drawn by the news announced скважины), почти все они дали прирост дебита last February that Gazpromneft-Khantos (a subsidiary of 60–90 т/сут и окупили все затраты. Gazprom Neft) received a license for geological study of Несмотря на геологические сложности, специалисты deep oil-saturated prospective horizons of the southern с оптимизмом смотрят в будущее. Стремительное part of Priobsky Field - Achimov and Bazhenov formations. развитие новых высоких технологий нефтегазового In the summer of 2013 Gazpromneft endorsed a сервиса дает все основания на такой взгляд. Некоторые program of further survey of oil deposits in Bazhenov- специалисты даже считают, что через 20 лет Alabak Complex at Palyanovsky Area of Krasnoleninsky баженовская свита может стать главным источником Field (developed by Gazpromneft-Khantosom). The нетрадиционные нефти в России – даже крупнее, чем месторождения в program provides for drilling of 4 2.7–2.8 thousand m deep Северном Ледовитом океане. directional wells before the fall of 2014. The exploration В феврале текущего года большой резонанс вызвало известие о том, что «Газпромнефть- Несмотря на геологические сложности, Хантос» (дочернее предприятие «Газпром специалисты с оптимизмом смотрят в будущее. нефти») получило лицензию на геологическое Стремительное развитие новых высоких изучение глубоких перспективных технологий нефтегазового сервиса дает все нефтенасыщенных горизонтов Южной части основания на такой взгляд. Приобского месторождения – ачимовской и баженовской свит. In spite of geological complications, scientists are Летом 2013 года «Газпром нефть» утвердила optimistic about the future. The on-rush of new high программу работ по дальнейшему изучению technologies in O&G service justifies such point of view. залежей нефти бажено-абалакского комплекса Пальяновской площади Красноленинского target is Bazhenov Formation. The first well was drilled in месторождения (разрабатывается «Газпромнефть- December 2013. Gazprom Neft gets experience of working Хантосом»). Программа предусматривает бурение до with similar reserves within the project of Salym Petroleum осени 2014 года четырех наклонно-направленных Development (SPD), a venture controlled jointly with Shell скважин глубиной 2,7–2,8 тыс. м для изучения on a parity basis. In January SPD announced about the баженовской свиты. Бурение первой скважины drilling of the first horizontal exploration well for studying началось в декабре 2013 года. Опыт работы с Bazhenov Formation in Upper Salym Field. In total, SPD аналогичными запасами «Газпром нефть» также plans to build 5 such wells in 2014–2015 applying the получает в рамках компании Salym Petroleum technology of multi-stage fracturing. Besides, the second Development (SPD) – совместного предприятия с joint venture of Gazprom Neft and Shell founded in Shell, которую акционеры контролируют паритетно. 2013 is going to take up new projects on exploration and В январе SPD сообщила о начале бурения первой development of shale oil on the territory of KHMAD. горизонтальной оценочной скважины для In 2104 they are going to undertake the analysis of изучения баженовской свиты на Верхне-Салымском the available geophysical data, perform specialized core месторождении. Всего SPD планирует в 2014–2015 гг. examination, repeated interpretation of 3D seismic построить 5 таких скважин с применением технологии measurements, build a conceptual geological model of многоступенчатого гидроразрыва пласта. Кроме того, в deep horizons of Yuzhno-Priobsky Field. In 2015 they are 2013 году было создано второе совместное предприятие going to define the most promising sections for drilling the «Газпром нефти» и Shell, которое займется новыми exploration wells and selecting the best technologies of проектами по разведке и разработке запасов сланцевой formations development.

120 № 2 (048) Май / May 2014 нефти на территории ХМАО. The research of Bazhenov-Alabak Complex of Yuzhno- В 2014 году будет проведен анализ Priobsky Field will be supported by Schlumberger. In имеющихся геофизических данных, early 2014 Gazprom Neft and Schlumberger signed an специализированные исследования керна, agreement on expanding technological cooperation for повторная интерпретация данных сейсморазведки raising the efficiency of difficult reserves development, 3D, а также построена концептуальная геологическая shale oil, in the first place. As Gazprom Neft's partner модель глубоких горизонтов Южно-Приобского Schlumberger is going to offer its attested technologies ydrocarbons месторождения. Уже в 2015 году предполагается supported by the experience and knowledge of H определить наиболее перспективные участки для Schlumberger's Russian and international experts. The

начала бурения разведочных скважин и подбора experts of Schlumberger will be engaged in the meetings of

оптимальных технологий разработки пластов. of Gazprom Neft Scientific and Technical Council while Исследование бажено-абалакского комплекса Южно- consideration of projects related to Bazhenov-Alabak Приобского месторождения будет осуществляться Complex. при поддержке компании «Шлюмберже». В начале "Technological development will allow oil companies

2014 года «Газпром нефть» и «Шлюмберже» заключили working with the reserves that were not even regarded as ources

соглашение о расширении технологического prospective several years ago". Currently Gazprom Neft S сотрудничества для повышения эффективности is actively developing both difficult and unconventional разработки трудноизвлекаемых запасов, в первую resources such as horizons of Bazhenov-Alabak Complex. очередь – сланцевой нефти. В качестве партнера "We continuously enrich our experience and develop «Шлюмберже» предоставит «Газпром нефти» competencies. For instance, during the last two years проверенные технологические решения, Gazprom Neft raised the share of high-tech wells in total подкрепленные опытом и знаниями российских и amount of drilled wells from 4% to 35% and became one международных экспертов «Шлюмберже» в области of the leaders of Russian Oil & Gas industry in this respect" нетрадиционных ресурсов. Эксперты «Шлюмберже» , pointed out Vadim Yakovlev, Senior Deputy Director будут привлекаться к участию в заседаниях General of Gazprom Neft. научно-технического совета «Газпром нефти» при Tatarstan is also one of the leaders of shale oil рассмотрении проектов по изучению бажено- development. In early 2014 the volume of shale oil in nconventional абалакского комплекса. sections developed by Tatarstan amounted to 192 million U «Развитие технологий позволяет нефтяным tons. компаниям работать с запасами, многие из The Board of Directors of Tatneft decided to coordinate которых еще несколько лет назад в принципе не a program on the development of shale deposits. Besides, рассматривались как перспективные. Сейчас «Газпром a plan of creating shale oil testing range in Tatarstan нефть» активно осваивает как трудноизвлекаемые, was approved. It will be located in the area of Domanic так и нетрадиционные ресурсы, к числу которых deposits. At the moment specialists study the collected относятся и горизонты бажено-абалакского комплекса. geophysical data. Wells for the performance of fracturing Мы постоянно расширяем свой опыт, применяя in 2014 have already been selected. Tatneft plans to передовые технологии и развивая компетенции. В drill horizontal wells applying multi-stage fracturing. частности, за последние два года «Газпром нефть» The necessity of state support to the development довела долю высокотехнологичных скважин в of oil complex in Tatarsstan was declared by Rustam общем объеме пробуренных с 4% до 35%, став одним Minnikhanov, the President of the Republic. "Our objective из лидеров по этому показателю в российской is to keep the production levels steady until 2030. Yet, they нефтегазовой отрасли», – отметил первый заместитель may drop without development of bitumen oil and, in the генерального директора «Газпром нефти» Вадим long range, of shale oil", said Minnikhanov. Яковлев. В первых рядах разработчиков сланцевой Развитие технологий позволяет нефтяным нефти и Татарстан. В начале 2014 года объем компаниям работать с запасами, многие из сланцевой нефти на участках, разраба- которых еще несколько лет назад в принципе не тываемых «Татнефтью», составил 192 млн т. рассматривались как перспективные. Совет директоров компании «Татнефть» принял решение согласовать программу работ Technological development will allow oil companies по освоению сланцевых залежей. Кроме того, working with the reserves that were not even был утвержден план создания полигона regarded as prospective several years ago. сланцевой нефти в Татарстане, в зоне доманиковых отложений. Сейчас специалисты In the whole world the potential of new energy sources изучают полученные геофизические данные. Уже obtained by fracturing violently pushed the old ones away. выбраны скважины для осуществления в 2014 году Both environmentalists and politicians claim that it is гидроразрыва пластов. «Татнефть» планирует necessary to foresee the aftermath of using this technology. бурить горизонтальные скважины с применением Dmitry Medvedev said in this respect: "The fracturing многостадийного ГРП. Вопрос о необходимости technology has its restrictions and we should calculate all господдержки при развитии нефтяного комплекса the future consequences". But the American experience в Татарстане поднял президент республики Рустам proves that this is a prospective avenue, Минниханов. «Задача наша – до 2030 года не снизить in general".

№ 2 (048) Май / May 2014 121 уровень добычи. Но без разработки битумных нефтей, "Technologies get better and companies learn to apply а в перспективе и сланцевой нефти, конечно же, мы them efficiently", says Samuel Gorgen, EIA analyst. The shale можем упасть», – сказал Минниханов. gas producers overseas bring down the production costs Во всем мире потенциал новых источников энергии, and solve environmental problems at the same time. In добываемых с помощью гидроразрыва, яростно теснит старые. Но и экологи, и политики предупреждают Технология гидроразрыва, как о том, что необходимо просчитывать последствия применения этой технологии. Вот что по этому поводу известно, имеет свои ограничения, углеводородов сказал Дмитрий Медведев: «Та же самая технология и мы обязаны просчитать гидроразрыва – она, как известно, имеет свои последствия на будущее. ограничения, и мы обязаны просчитать последствия на The fracturing technology has its будущее. Но то, что это в целом вполне перспективное restrictions and we should calculate направление, – это доказывает и американский опыт». all the future consequences. «Технологии улучшаются, и компании учатся все более эффективно их применять», –говорит аналитик EIA Сэм Горген. Заокеанские добытчики сланцевого summer 2013 the USA even outran Russia in the amount of источники

газа снижают стоимость производства и попутно oil and gas production due to wide application of fracturing решают экологические проблемы. Летом 2013 года technology and related high-tech oil service technologies. США даже на некоторое время превзошли Россию In case the reserves of unconventional hydrocarbons в качестве крупнейшего производителя нефти и are confirmed and included in the state balance, Russia газа благодаря широкому применению технологии may become a global leader in terms of oil reserves. гидроразрыва пласта и сопутствующих ему высоких The corresponding statement has been made lately by технологий нефтегазового сервиса. Sergey Donskoy, the Minister of Natural Resources and Если на государственном балансе подтвердятся Environment. According to the Minister, the reserves of запасы нетрадиционных видов углеводородов, Россия Bazhenov Formation alone may allow Russia to become может занять первое место в мире по запасам нефти. the world leader. Other sources included, the total national Об этом недавно заявил министр природных oil reserves can turn out even larger. The development ресурсов и экологии Сергей Донской. По словам of difficult oil will stimulate the implementation of big министра, только запасы баженовской свиты могут domestic investment projects. нетрадиционные позволить России стать мировым лидером. С учетом "In the long-term such fields will make up a significant других источников совокупные нефтяные запасы share of future hydrocarbon production in Russia. Life страны могут оказаться еще значительнее. Освоение itself will make such companies develop these resources", месторождений трудноизвлекаемой нефти выступит expressed his confidence the minister. "More than half of драйвером реализации отечественных крупных our reserves are difficult ones. That is why I can say that all инновационных проектов. foreign companies that we addressed try to develop the «В перспективе именно такие месторождения projects in Russia related to such resources." будут составлять значительную часть будущей добычи углеводородов в России. Сама жизнь Если на государственном балансе подтвердятся заставит компании заниматься освоением этих запасы нетрадиционных видов углеводородов, ресурсов, – уверен министр. – Просто потому, Россия может занять первое место в мире по что у нас больше половины всех запасов можно запасам нефти. отнести к трудноизвлекаемым. Могу сказать, что все иностранные компании, с которыми мы In case the reserves of unconventional hydrocarbons общались, ориентируются на то, чтобы развивать are confirmed and included in the state balance, в России проекты, связанные с такими запасами». Russia may become a global leader in terms of oil В рейтинге Международного энергетического reserves. агентства Россия занимает первое место по оценке объемов запасов нетрадиционных The International Energy Agency rates Russia first in углеводородов именно за счет низкопроницаемых terms of the amount of unconventional hydrocarbon горных пород, которые содержат, по оценкам МЭА, reserves provided by low permeability rocks. The IEA около 10 млрд т нефти. Российские специалисты estimates that such rocks contain about 10 billion считают, что цифра занижена и может составлять tons of oil. Russian specialists believe that this figure is от 20 до 40 млрд т, сказал министр и добавил, что underestimated, and can in, in fact, range between 20 and с 2015 года Роснедра начнут работы по подсчету 40 billion tons, said the Minister and added that in 2015 запасов нетрадиционных видов углеводородов. the Federal Agency on Subsoil Usage will start calculating Ежегодные затраты на оценку запасов могут the unconventional hydrocarbon reserves. The annual достигать нескольких миллиардов рублей; только expenses on such estimation are likely to amount to в 2014 году на эти цели планируется выделить до several billion rubles. 1.5 billion rubles will be allocated to полутора миллиардов рублей. В целях сланцевой this end in 2014 alone for the sake of shale revolutionary революционной целесообразности! expedience!

Аналитическая группа журнала «Время колтюбинга» The Coiled Tubing Times analytical group

122 № 2 (048) Май / May 2014 Анкета «Времени колтюбинга» Coiled Tubing Times Questionnaire in

Респондентам были предложены The following questions were asked: d Tub следующие вопросы: e 1. Business profile of your Company (oil and gas 1. Профиль деятельности Вашей компании oil producing, oil and gas servicing, equipment C (нефтегазодобывающая, нефтегазосервисная, manufacturing company, research and

компания – производитель оборудования, а» • development company, university/institute, научно-исследовательская структура, вуз, другое. нг other variant).

2. Как давно Вы знаете журнал «Время юби 2. How long have you known Coiled Tubing т л

колтюбинга»? о Times Journal?

3. «Время колтюбинга» позиционируется как и к 3. Coiled Tubing Times positions itself as a журнал о высокотехнологичном нефтегазовом н Journal about high-tech oil and gas service.

сервисе. Под высокими технологиями реме High-tech oil and gas service technologies нефтегазового сервиса принято понимать В include at least coiled tubing and hydraulic а « как минимум колтюбинг и ГРП. Какие еще т fracturing technologies. What else can be технологии нефтегазового сервиса Вы бы ке considered as high-tech oil and gas service отнесли к категории высоких? Ан technologies? 4. О каких технологиях нефтегазового сервиса e • 4. About which oil and gas service technologies Вам хотелось бы прочесть в журнале «Время would you like to read in Coiled Tubing Times колтюбинга»? Journal?

5. Какие высокие нефтесервисные технологии stionnair 5. Which high-tech oilfield service technologies используются на Вашем предприятии? are used in your Company? s Que 6. Какие колтюбинговые технологии наиболее e 6. Which coiled tubing technologies are in востребованы в регионе (-ах) проведения работ im demand within the area of your Company’s g T

Вашей компании? in activity? 7. Какие уникальные работы Вам и Вашим 7. Were there any unique operations that you and d Tub

коллегам удавалось проводить? e your colleagues managed to perform?

8. Интересна ли Вам технология колтюбингового oil 8. Are you interested in coiled tubing drilling

бурения? C technology? 9. Интересна ли Вам гидропескоструйная 9. Are you interested in hydraulic jet perforation а» •

перфорация? нг technology? 10. Интересно ли Вам радиальное вскрытие пласта? 10. Are you interested in radial drilling technology? юби т

11. Как, по Вашему мнению, целесообразнее л 11. In your opinion, what is the rational technique доставлять геофизические приборы в о of logging tools conveyance into horizontal и к

горизонтальные скважины: с помощью н wells: with the use of downhole tractors or скважинного трактора или посредством ГНКТ? coiled tubing? реме

12. Применяет ли Ваша компания технологию В 12. Does your Company use hydraulic fracturing а «

ГРП? Если да, то какие виды ГРП эффективны на т technology? If the answer is yes, which

скважинах Вашего региона? ке hydraulic fracturing types are effective in your

13. Какие технологии ПНП являются, по Ан region?

Вашему мнению, наиболее актуальными на e • 13. In your opinion, which EOR technologies are сегодняшний день? of vital importance today? 14. Какие технологии ПНП будут на пике 14. Which EOR technologies will be in demand in востребованности в ближайшей (5–10 лет) the near term (5–10 years)? stionnair перспективе? s Que

e Eduard Sorokin, Head of Well Intervention

Эдуард Сорокин, начальник отдела im Technologies Department, Lukoil-

технологий внутрискважинных работ, g T Engineering, LLC in ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» 1. Oil and gas producing.

1. Нефтегазодобывающая. d Tub 2. For 1 year. 2. 1 год. e 3. Horizontal drilling. oil

3. ЗБС с горизонтальным окончанием. C 4. About hybrid rigs and the corresponding case • 4. Об опыте использования гибридных histories. колтюбинговых установок. а» 5. Multi-stage hydraulic fracturing, coiled tubing нг 5. Многостадийные ГРП, технологии с (CT) technologies, sidetracking. юби

использованием ГНКТ, ЗБС. т 6. Milling of ports/sleeves after multi-stage л

6. Разбурка портов при МГРП, проведение ГИС в о fracturing, well logging operations in multi-

скважинах с МГРП. и к stage fractured wells. н реме В № 2 (048) Май / May 2014 123 а « т ке Ан ке т Ан e •

7. – stionnair 7. –

8. Да. s Que 8. Yes. e 9. No. 9. Нет. im

10. Нет. g T 10. No. 11. ГНКТ (морские проекты – трактор). in 11. With the use of coiled tubing (tractor should be 12. Да. Уже много лет, как внедрены технологии used in offshore projects). d Tub МГРП. e 12. Yes. We have used multi-stage hydraulic 13. Селективная водоизоляция. oil fracturing technologies for many years. C 14. РИР и ОПЗ в многопортовых хвостовиках. 13. Selective water shutoff.

а» • 14. Cement squeeze and bottomhole zone Дамир Мухаметшин, заместитель нг treatments in multi-port liners.

директора по развитию сбыта и сервиса в юби т л

Урало-Поволжском регионе, о Damir Muhametshin, Deputy Director,

ООО НПФ «Пакер» и к Sales and Services Development, Uralo- 1. Производитель оборудования. н Povolzhskiy Region, NPF Packer, LLC

2. С 2009 года. реме 1. Equipment manufacturing company. 3. Оборудование для ОРЭ скважин, В 2. Since 2009. а « оборудование для борьбы с поглощениями при т 3. Equipment for dual completion, equipment for строительстве скважин. ке circulation-loss control during construction of 4. Меня интересуют любые новинки. Ан wells. 5. – e • 4. I’m interested in every novelty. 6. СКО, промывка проппанта и освоение, 5. – обработка ПЗП. 6. Acid treatments, proppant washout and well

7. – stionnair testing, bottomhole formation zone treatments. 8. – 7. – s Que 9. – e 8. – 10. – im 9. – g T

11. Думаю, что подход должен быть in 10. – индивидуальный – в зависимости от 11. I think that the decision should be made on a d Tub

конструкции скважины и финансовой e case-by-case basis (depending on well design

составляющей. oil and financial aspects).

12. – C 12. – 13. С применением колтюбинга в т.ч. 13. EOR technologies with coiled tubing а» •

14. С применением колтюбинга в т.ч. нг application. 14. EOR technologies with coiled tubing юби т

Дмитрий Внуков, начальник участка ГНКТ л application. и СТ, ОАО «Когалымнефтегеофизика» о и к

1. Нефтегазосервисная. н Dmitriy Vnukov, Coiled Tubing 2. С 2011 года. and Jointed Pipes Section Manager, реме

3. Колтюбинговое бурение. В Kogalymneftegeofizika, JSC а «

4. О технологии работ с азотной установкой. т 1. Oil and gas service.

5. – ке 2. Since 2011.

6. Геофизические исследования на ГНКТ, Ан 3. CT drilling.

промывка скважины с помощью ГНКТ и e • 4. About standard operating procedures of a азотной установки. nitrogen unit. 7. Y-Tool с ГНКТ. 5. – 8. Да. 6. CT well logging, well washover with the help of stionnair 9. Да. coiled tubing and a nitrogen unit.

s Que 7. Y-tool with CT utilization.

10. Да. e

11. Посредством ГНКТ. im 8. Yes.

12. Нет. g T 9. Yes. in 13. – 10. Yes.

14. – d Tub 11. With the use of coiled tubing. e 12. No. oil

Рамиль Галеев, начальник отдела ТКРС C 13. – • департамента добычи нефти и газа, 14. – ОАО АНК «Башнефть» а» нг 1. Нефтегазодобывающая. Ramil’ Galeev, Head of Well Servicing and юби

2. Около 8 лет. т Workover Division, Oil and Gas Production л

3. Зарезка боковых стволов, бурение о Department, ANK Bashneft, JSC

горизонтальных скважин, в том числе с и к 1. Oil and gas producing. н реме 124 № 2 (048) Май / May 2014 В а « т ке Ан ке т Ан e •

использованием ГНКТ, бурение stionnair 2. For about 8 years.

многоствольных скважин, s Que 3. Sidetracking, horizontal drilling (including CT e drilling), multilateral wells drilling, multi-stage многостадийный ГРП. im

4. О технологии бурения горизонтальных g T hydraulic fracturing. скважин с использованием ГНКТ. in 4. About the technology of horizontal drilling 5. Зарезки боковых стволов, бурение with CT application. d Tub горизонтальных скважин, ОПЗ с ГНКТ по e 5. Sidetracking, horizontal drilling, CT межтрубному пространству без извлечения oil bottomhole treatments through the annulus C насоса. with no pump withdrawal.

6. ОПЗ, освоение скважин после ГРП с азотом, а» • 6. Bottomhole zone treatments, post-frac промывки горизонтальных скважин. нг nitrogen lifting, cleanout of horizontal wells.

7. ОПЗ с ГНКТ в межтрубном пространстве. юби 7. CT bottomhole treatments through the т л

8. Да. о annulus.

9. Нет. и к 8. Yes. 10. Нет. н 9. No.

11. В зависимости от длины горизонтального реме 10. No. участка. В 11. It depends on the length of horizontal section. а « 12. Да. Кислотный ГРП, ГРП с использованием т 12. Yes. Acid fracturing, sand and water fracturing. проппанта. ке 13. Hydraulic fracturing, acid treatments with the 13. ГРП, СКО с замедлителями. Ан use of retarding agents. 14. ГРП, СКО с замедлителями, виброволновое e • 14. Hydraulic fracturing, acid treatments with the воздействие на пласт. use of retarding agents, vibrowave formation stimulation.

Даниил Добжинский, заместитель stionnair директора по новой технике, Daniel Dobzhinsky, Deputy Director, s Que ЗАО «ГИСприбор-М» e New Equipment, GISpribor-M, CJSC 1. Производитель оборудования. im 1. Equipment manufacturing company. g T

2. 2 года. in 2. For 2 years. 3. Технологию с использованием гибкой 3. Technologies with the application of flexible d Tub

сталеполимерной трубы (ГСПТ). e polymer-steel pipe (FPSP).

4. Интересно почти всё. Хотелось бы oil 4. I’m interested in almost everything. I would like

видеть статьи по развитию технологии с C to see the articles devoted to FPSP technologies использованием ГСПТ. development. а» •

5. Наша компания производит оборудование для нг 5. Our company manufactures equipment for технологии ГСПТ. FPSP handling. юби т

6. – л 6. – 7. – о 7. – и к

8. – н 8. – 9. – 9. – реме

10. – В 10. – а «

11. С помощью трактора при условии его высокой т 11. With the use downhole tractor provided that it

надежности. ке has high reliability.

12. – Ан 12. –

13. – e • 13. – 14. – 14. –

Павел Попов, директор, Pavel Popov, Director of stionnair ООО «Нефтегазтехнология» Neftegaztechnologiya, LLC

s Que 1. Oil and gas service.

1. Нефтегазосервисная. e

2. 2 года. im 2. For 2 years.

3. Колтюбинг – универсальное оборудование. g T 3. CT is versatile equipment. CT technologies can in Колтюбинговые технологии в большей части be generally considered as high-tech.

можно отнести к высоким. d Tub 4. About radial drilling, hybrid CT sidetracking 4. Радиальное вскрытие пласта, гибридные e technologies. oil

технологии колтюбинга с бурением боковых C 5. Hydraulic fracturing, CT stimulation • стволов. techniques, CT well cleanouts, wave 5. ГРП, освоение с колтюбингом, очистка а» technologies. нг скважины с колтюбингом, волновые 6. Proppant removal, stimulation operations, well юби

технологии. т logging. л

6. Очистка от проппанта, освоение, о 7. Hydraulic fracturing in exploration wells, radial

геофизические работы. и к drilling. н реме В № 2 (048) Май / May 2014 125 а « т ке Ан ке т Ан e •

7. ГРП в поисково-разведочных скважинах, stionnair 8. Yes.

радиальное вскрытие пласта. s Que 9. Yes. e 10. Yes. 8. Да. im

9. Да. g T 11. There is no simple answer to this question. 10. Да. in Every situation is specific. CT is more reliable 11. Нет простого ответа на этот вопрос, все and useable technology, but it's more expensive d Tub индивидуально. ГНКТ надежнее и практичнее, e as well. но дороже. oil 12. Yes. Nitrogen fracturing, multi-stage fracturing. C 12. Да. Азотные ГРП, МГРП 13. Hydraulic fracturing, sidetracking, multilateral

13. ГРП, бурение вторых стволов, многоствольное а» • wells drilling. бурение. нг 14. Hydraulic fracturing, sidetracking, radial

14. ГРП, бурение вторых стволов, радиальное юби drilling, wave technologies. т л

вскрытие пласта, волновые технологии. о

и к Mansur Aglyamov, Engineer, Мансур Аглямов, инженер, компания н Schlumberger

«Шлюмберже» реме 1. Oil and gas service. 1. Нефтегазосервисная. В 2. Since 2010. а « 2. С 2010 года. т 3. Acid treatment of bottomhole zone. 3. Кислотную обработку призабойной зоны. ке 4. About multi-stage hydraulic fracturing, CT 4. Многостадийные ГРП, бурение на колтюбинге, Ан drilling, water/gas shutoff technologies. водо-/газоизоляционные технологии. e • 5. We use a large number of advanced 5. Множество. technologies. 6. Кислотные ОПЗ, установка мостовых пробок, 6. Acid treatments of bottomhole zone, bridge

водоизоляционные работы. stionnair plugs setting, water shutoff operations. 7. Изолирование газового интервала с помощью 7. Gas interval isolation with the help of selective s Que селективных мостовых пробок, первое e bridge plugs, first in Russia milling of frac ports, фрезерование портов ГРП в России, первое im first in Western Siberia application of hydraulic g T

применение пескоструйной перфорации в in jet perforation. Западной Сибири. 8. Yes. d Tub

8. Да. e 9. Yes.

9. Да. oil 10. Yes.

10. Да. C 11. With coiled tubing utilization. 11. С помощью ГНКТ. 12. Yes. Acid fracturing. а» •

12. Да. Кислотные ГРП. нг 13. Application of advanced chemicals. 13. Использование современных химреагентов. 14. – юби т

14. – л о Alexander Zemchihin, Engineer, 1st grade, и к

Александр Земчихин, инженер 1-й н Oil and Gas Production Department, категории отдела добычи нефти и газа, LUKOIL-Nizhnevolzhskneft, LLC реме

ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» В 1. Oil and gas producing. а «

1. Нефтегазодобывающая. т 2. For 4 years.

2. 4 года. ке 3. –

3. – Ан 4. About field experience in the sphere of

4. Об опыте совместного применения надувных e • combined application of inflatable packers пакеров и внутрискважинных тракторов для and downhole tractors for bottomhole zone проведения ОПЗ в горизонтальных участках treatments in wells with horizontal section of скважин с протяженностью горизонтального 16,400 ft. stionnair ствола 5000 м. 5. All operations are performed with real-time

s Que (online) monitoring.

5. Все работы ведутся с отслеживанием в режиме e

реального времени (online). im 6. Offshore CT technologies. Wells are situated at

6. Морское исполнение. Скважины расположены g T the Yuri Korchagin field in the northern part of in на морской ледостойкой стационарной Caspian Sea and are developed with the help of

платформе месторождения им. Ю. Корчагина в d Tub offshore ice-resistant fixed platform. северной части Каспийского моря. e 7. No unique operations so far. But in the future oil

7. Пока нет. Но в перспективе планируем C we plan to perform stimulation of wells • освоение скважин с горизонтальным with horizontal sections up to 16,400 ft. and стволом протяженностью 5000 м, обработки а» bottomhole formation zone treatments with нг призабойной зоны пласта пенными системами. the use of foam systems. юби

8. Да. т 8. Yes. л

9. Да. о 9. Yes.

10. Да. и к 10. Yes. н реме 126 № 2 (048) Май / May 2014 В а « т ке Ан ке т Ан e •

11. Совместно. В зависимости от stionnair 11. Both technologies can be used. It depends on

протяженности горизонтального s Que the length of horizontal well. e 12. Not yet. But we plan to start using hydraulic ствола скважины. im

12. Пока нет. Перспектива на 2015–2016 гг. g T fracturing technologies in 2015-2016. 13. – in 13. – 14. – 14. – d Tub e

Андрей Фроленков, главный oil Andrey Frolenkov, Chief Specialist, C специалист Управления повышения Reservoir Productivity Enhancement

производительности резервуаров ООО «РН- а» • Department, RN-Yuganskneftegas, LLC, Юганскнефтегаз», НК «Роснефть» нг NK Rosneft

1. Нефтегазодобывающая. юби 1. Oil and gas producing. т л

2. 1 год. о 2. For 1 year.

3. Бурение горизонтальных скважин в сложных и к 3. Horizontal drilling under complex geological геологических условиях. ГИС с применением н conditions. A CT well logging.

ГНКТ. реме 4. About development of Bazhenov formations. 4. О разработке баженовских отложений. В About EOR technologies with application а « О способах интенсификации добычи с т of hydraulic fracturing and coiled tubing использованием ГРП, ГНКТ на данных ке in such formations. About CT well logging объектах. Об исследовании скважин с Ан technologies. применением ГНКТ. e • 5. Multi-stage hydraulic fracturing, development 5. Многостадийные ГРП, освоение, разработка and stimulation of Bazhenov formations. пластов баженовской свиты. 6. Hydraulic jet perforation and hydraulic

6. Освоение, ГПП, ГРП – с целью сокращения stionnair fracturing (to reduce the duration of well repair цикла ремонта и ввода скважин в and bringing-in procedures). s Que эксплуатацию. e 7. Large volume hydraulic fracturing (the weight 7. Большеобъемные ГРП (масса проппанта 760 т), im of proppant exceeds 1.6 mln lbs) and multi- g T

МСГРП с суммарной массой проппанта свыше in stage fracturing (the weight of proppant 700 т. exceeds 1.5 mln lbs). d Tub

8. Да. e 8. Yes.

9. Да. oil 9. Yes.

10. Да. C 10. Yes. 11. В зависимости от целей и решаемых задач. 11. It depends on the task to be solved in a well. а» •

12. Да. Пенные ГРП, многостадийные ГРП в нг 12. Yes. Foam hydraulic fracturing, multi-stage горизонтальных скважинах. fracturing in horizontal wells. юби т

13. Оперативное безбригадное управление л 13. Continuous unmanned control of wells производительностью скважин при помощи о productivity with the help of coiled tubing. и к

ГНКТ. н 14. Selective isolation of horizontal intervals; 14. Селективная изоляция участков productivity tests in horizontal sections; реме

горизонтального ствола скважин; В methods of productivity profile leveling. а «

исследование продуктивности т

горизонтальных участков скважин; методы ке Gennadiy Smirnov, Head of CT

выравнивания профиля производительности. Ан Technologies Project, Veteran, LLC

e • 1. Oil and gas service. Геннадий Смирнов, руководитель проекта 2. Since 2012. по технологиям ГНКТ, ООО «Ветеран» 3. Sidetracking, milling of ports after multi-stage 1. Нефтегазосервисная. fracturing, cementing through CT, setting stionnair 2. С 2012 года. of packers with CT application (formations

s Que isolation, service packers, etc.), CT well logging.

3. ЗБС, разбуривание портов после e

многостадийного ГРП, цементаж через ГНКТ, im 4. About sidetracking technologies, ports milling

установка пакеров на ГНКТ (отсечение пластов, g T (assemblies, operating procedures, cementing, in технологические пакеры и т.д.), геофизика на CT well logging).

ГНКТ. d Tub 5. We’re on the stage of establishment and 4. Технологии по ЗБС, разбурка портов e development of CT technologies. oil

(компоновки, процесс ведения работ, C 6. Standard bottomhole cleaning operations and • цементаж), ГИС на ГНКТ. post-frac development of wells. 5. Мы на стадии становления и освоения этих а» 7. No unique operations so far. нг технологий. 8. Yes! I’m very interested! юби

6. Стандартные операции по нормализации т 9. Yes! л

забоя и освоение после ГРП. о 10. No, since the accident risks are very high.

7. Еще не пробовали. и к 11. Only with the use of coiled tubing. н реме В № 2 (048) Май / May 2014 127 а « т ке Ан ке т Ан e •

8. Да! Очень! stionnair 12. Not yet.

9. Да! s Que 13. CT acid treatments, nitrogen lift. e 14. Acid treatments and stimulations. 10. Не хотел бы этим заниматься, т.к. большая im

вероятность аварии. g T 11. Только ГНКТ. in Rinat Gil’manov, Design Engineer, 12. Пока нет. BVT-Vostok, CJSC d Tub 13. Кислотные обработки через ГНКТ, освоение e 1. Oil and gas service. азотом. oil 2. For 3 years. C 14. Кислотные обработки и освоение. 3. Utilization of fiber-optic cable along with

а» • coiled tubing; directional drilling. Ринат Гильманов, инженер-проектировщик, нг 4. About the most advanced and up-to-date

ЗАО «БВТ-Восток» юби technologies. т л

1. Нефтегазосервисная. о 5. Well logging and milling operations.

2. 3 года. и к 6. Well logging. 3. Использование оптоволоконного кабеля с ГНКТ, н 7. Emergency operations, well logging with

наклонно-направленное бурение. реме application of optical communication. 4. О современных и наиболее актуальных на В 8. Yes. а « сегодняшний день. т 9. Yes. 5. ГИС, фрезерование. ке 10. Yes. 6. ГИС. Ан 11. With the use of coiled tubing. 7. Аварийные работы, ГИС с использованием e • 12. No. оптической связи. 13. Well logging and milling operations. 8. Да. 14. CT drilling.

9. Да. stionnair 10. Да. Rubin Achmetshin, Chief Technology s Que 11. ГНКТ. e Officer, Tatneft-AktyubinskRemService, LLC 12. Нет. im 1. Oil and gas service. g T

13. ГИС, фрезерование. in 2. Since 2003. 14. Бурение с применением ГНКТ. 3. Slickline technologies, downhole tractors. d Tub

e 4. About water shutoff operations in horizontal

Рубин Ахметшин, главный инженер oil wells, foam-acid treatments of bottomhole

ООО «Татнефть-АктюбинскРемСервис» C zone, CT horizontal drilling technologies. 1. Нефтегазосервисная. 5. CT, slickline technologies. а» •

2. С 2003 года. нг 6. Bottomhole zone treatments, plug operations 3. Канатные технологии, скважинные трактора. with CT application. юби т

4. Изоляция вод в горизонтальных скважинах, л 7. Repeated abandonment of well in a river’s пенокислотные ОПЗ, технология бурения о water zone with the help of coiled tubing и к

горизонтальных скважин с ГНКТ. н installed on a barge; milling of ports after 5. ГНКТ, канатные технологии. multi-stage fracturing. реме

6. ОПЗ, тампонажные работы через ГНКТ. В 8. Yes. а «

7. Реликвидация скважины в акватории реки т 9. Yes.

с помощью ГНКТ, установленной на барже; ке 10. No.

разбуривание портов многостадийного ГРП. Ан 11. With the use of coiled tubing.

8. Да. e • 12. Yes. Sand and water, acid and foam-acid 9. Да. fracturing. 10. Нет. 13. Water shutoff and conformance control 11. ГНКТ. operations. stionnair 12. Да. Проппантные, кислотные, пенокислотные. 14. Conformance control. s Que

13. Изоляция вод; выравнивание профиля. e

14. Выравнивание профиля. im

g T The editors would like to thank our in Редакция благодарит участников опроса! responders! d Tub Дорогие читатели! Ваше участие в опросе e Dear readers! Your feedback will help oil

поможет журналу «Время колтюбинга» C Coiled Tubing Times Journal to be more • стать более интересным и полезным. useful and interesting for you. Please, Вырежьте, пожалуйста, анкету, заполните ее, а» kindly fill in the questionnaire, cut it out, нг отсканируйте и пришлите по адресу scan and send either to [email protected] юби

[email protected] или [email protected] т or [email protected] л о и к н реме 128 № 2 (048) Май / May 2014 В а « т ке Ан Дорогие друзья!

Журнал «Время колтюбинга» просит Вас ответить на несколько вопросов

1. Ф.И.О. ______2. Компания/организация ______3. Должность ______4. Профиль деятельности компании (нефтегазодобывающая, нефтегазосервисная, компания – производитель оборудования, научно- исследовательская структура, вуз) (Нужное подчеркнуть) Другое ______5. Как давно Вы знаете журнал «Время колтюбинга»? ______6. Как бы Вы оценили его содержание по 5-балльной шкале? ______7. Помогает ли журнал Вам в профессиональной деятельности? ______8. «Время колтюбинга» позиционируется как журнал о высокотехнологичном нефтегазовом сервисе. Под высокими технологиями нефтегазового сервиса принято понимать как минимум колтюбинг и ГРП. Какие еще технологии нефтегазового сервиса Вы бы отнесли к категории высоких? ______

______

______

______9. О каких технологиях нефтегазового сервиса Вам хотелось бы прочесть в журнале «Время колтюбинга»? ______

______

______

______10. Какие высокие нефтесервисные технологии используются на Вашем предприятии? ______

______

______

11. Какие колтюбинговые технологии наиболее востребованы в регионе (-ах) проведения работ Вашей компании? ______

______

______

______

№ 2 (048) Май / May 2014 129 12. Какие уникальные работы Вам и Вашим коллегам удавалось проводить? _____

______

______

______

______13. Интересна ли Вам технология колтюбингового бурения? ______

______14. Интересна ли Вам гидропескоструйная перфорация? ______

______15. Интересно ли Вам радиальное вскрытие пласта? ______

______16. Как, по Вашему мнению, целесообразнее доставлять геофизические приборы в горизонтальные скважины: с помощью скважинного трактора или посредством ГНКТ? ______

______17. Применяет ли Ваша компания технологию ГРП? Если да, то какие виды ГРП эффективны на скважинах Вашего региона? ______

______

______

______18. Какие технологии ПНП являются, по Вашему мнению, наиболее актуальными на сегодняшний день? ______

______

______

______19. Какие технологии ПНП будут на пике востребованности в ближайшей (5–10 лет) перспективе? ______

______

______

______20. Хотели бы Вы получать еженедельную новостную рассылку с сайта www.cttimes.org? ______21. Если Вы ответили положительно, то укажите, пожалуйста, свой электронный адрес. ______

Спасибо, что нашли время для ответа на наши вопросы!

130 № 2 (048) Май / May 2014 № 2 (048) Май / May 2014 137 красота месторождений

Фото: М.А. Давыдов Picture/Photo by M. Davydov

Фото: М.А. Давыдов Фото: М.А. Давыдов Picture/Photo by M. Davydov Picture/Photo by M. Davydov

Фото: М.А. Давыдов Фото: М.А. Давыдов Picture/Photo by M. Davydov Picture/Photo by M. Davydov

138 № 2 (048) Май / May 2014 The Beauty of Oilfields

Фото: М.А. Давыдов Picture/Photo by M. Davydov

Фото: М.А. Давыдов Фото: М.А. Давыдов Picture/Photo by M. Davydov Picture/Photo by M. Davydov

Фото: М.А. Давыдов Фотографии предоставлены официальным Picture/Photo by M. Davydov партнером номера – ООО «ПАКЕР СЕРВИС».

Pictures courtesy of at official partner of the issue – PACKER SERVICE LLC.

№ 2 (048) Май / May 2014 139 красота месторождений

Фото: М.А. Давыдов Picture/Photo by M. Davydov

Фото: М.А. Давыдов Фото: М.А. Давыдов Picture/Photo by M. Davydov Picture/Photo by M. Davydov

Фото: М.А. Давыдов Фото: М.А. Давыдов Picture/Photo by M. Davydov Picture/Photo by M. Davydov

140 № 2 (048) Май / May 2014 The Beauty of Oilfields

Фото: М.А. Давыдов Picture/Photo by M. Davydov

Фото: И.В. Водопьянов Picture/Photo by I. Vodopyanov

Фото: И.В. Водопьянов Picture/Photo by I. Vodopyanov

Фото: М.А. Давыдов Picture/Photo by M. Davydov

№ 2 (048) Май / May 2014 141 119017 г. Москва, Пыжевский пер., д. 5, стр. 1, офис 224 тел.: +7 499 788-91-24, тел./факс: +7 499 788-91-19. Представительство в Минске: тел.: +375 17 204-85-99, тел./факс: +375 17 203-85-54; E-mail: главный редактор – [email protected], маркетинг и реклама – [email protected]

Стоимость подписки на печатную версию журнала Продолжается подписка на на 2014 год – 4000 рублей. Доступна также электронная версия журнала. 2014 год! Стоимость подписки на электронную версию журнала на 2014 год – 2500 рублей. Подписку вы можете Специальное предложение! Годовая подписка оформить через редакцию. на печатную и электронную версии – 4500 рублей. Справки по телефону:

ПОДПИСНОЙ КУПОН +7 916 512-70-54 Заполните, пожалуйста, купон и отправьте его по факсу:+7 499 788-91-19 Да, я желаю оформить подписку на 2014 год E-mail: [email protected]

на печатную версию на электронную версию Я желаю подписаться как Пришлите счет на подписку Subscription to Coiled Tubing Times Journal for 2014

юридическое физическое по факсу по электронной лицо лицо почте Cost of annual e-version of Coiled Tubing Times Journal is $80,00. Ф.И.О. E-mail: cttimes@cttimes. Должность org Компания

Адрес

Город

Край / область «Время колтюбинга» – Страна единственное издание, Индекс которому предоставлено Телефон право представлять в России и СНГ Факс материалы ICoTA. Эл. почта Подписаться на журнал «Время колтюбинга» можно в почтовом Coiled Tubing Times is the only отделении по каталогу «Роспечать». Подписной индекс – 84119. periodical in Russia and CIS Вы можете также оформить подписку на журнал «Время колтюбинга» и ознакомиться с аннотациями статей на сайте countries that has a right www.сttimes.org to present ICoTA materials. Уважаемый читатель! Каждый раз, работая над выпуском, мы стараемся включить в него полезную Вам информацию, стремимся максимально приблизить наполнение журнала к сфере Ваших профессиональных интересов. Напишите, пожалуйста, какие материалы Вам было бы интересно прочесть на страницах журнала «Время колтюбинга».

Подпись

136 № 2 (048) Май / May 2014 № 2 (048) Май / May 2014 143 144 № 2 (048) Май / May 2014