Rogtec issue 37 low res by ROGTEC Magazine

НОВОСТИ

АНАЛИТИКА

РАЗВЕДКА

РАЗРАБОТКА

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

Технология за круглым столом: Нетрадиционная нефть Technology Roundtable: Unconventional Oil Освоение месторождений нефти низкопроницаемых пород в России Tight Oil Developments in Russia Интервью ROGTEC: Михаил Шустер, руководитель проекта АСП, «Салым Петролеум Девелопмент»

Официальное издание для UOR 2014 Official Publication to the UOR 2014

ROGTEC Interview: Mikhail Shuster, ASP Facilities Project Manager, Salym Petroleum Development

www.uorc.net doug.robson@themobiusgroup.com www.rogtecmagazine.com

4 ROGTEC

2014 14 мая 2014г., Москва 1-я Технологическая конференция “Нетрадиционная нефть в России” Ведущее российское мероприятие, посвященное технологиям бурения и ГРП при добыче трудноизвлекаемой и сланцевой нефти

14th May 2014 Moscow 1st Unconventional Oil Russia Technology Conference Russia’s Premier Unconventional Conference focusing on Drilling and Fracturing Technologies for Tight and Shale Oil Development

www.rogtecmagazine.com

+34 952 904 230

Изображение на передней сторонке обложки любезно предоставлено «Салым Петролеум Девелопмент» Front cover image is supplied courtesy of Salym Petroleum Development

Tel: +350 2162 4000 Fax: +350 2162 4001

Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar Редакционная Коллегия Editorial: Шеф-редактор Editorial Director Nick Lucan nick.lucan@themobiusgroup.com

Условия подписки: Журнал ROGTEC выходит ежеквартально, стоимость подписки с доставкой по всему миру - 100 евро в год. Для дополнительной информации отправьте сообщение на circulation@rogtecmagazine.com. Изменение адреса подписки: Просим своевременно присылать письменные уведомления об изменении адреса подписки на circulation@rogtecmagazine.com.

Редактор материалов по России Russian Editor Boris Nazarov boris.nazarov@rogtecmagazine.com Bryan Harding bryan.harding@themobiusgroup.com

Журнал ROGTEC выходит ежеквартально и публикуется Mobius Group of Companies, Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar. Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из журнала ROGTEC допускается только после получения разрешения от Mobius Group. Subscriptions: ROGTEC Magazine is published quarterly and is available on subscription for €100 per year, worldwide. Please contact circulation@rogtecmagazine.com for further information.

Отдел рекламы Sales: Директор по продажам Sales Director Doug Robson doug.robson@themobiusgroup.com

Address changes. Please inform us of any address changes by writing to: circulation@rogtecmagazine.com.

Верстка и дизайн Production / Design Креативный дизайн Creative Director Saul Haslam

ROGTEC Magazine is published quarterly by the Mobius Group of Companies, Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar. No part of ROGTEC may be reproduced in part or in whole, without prior permission from The Mobius Group.

Prepare to power up Наша продуктовая линейка пополнилась новым, еще более мощным дозировочным насосом, который соответствуют стандарту API 675. Специально предназначенные для работы на глубоководных месторождений, насосы PRIMEROYAL® X позволяют улучшить характеристики потока и добиться высокого качества передаваемой продукции, и все это при еще меньшей площади основания насоса. Даже самые требовательные механики останутся довольны.

force in pump technology ROGTEC 6 the

www.miltonroy-europe.com

Established 1936

САМОЕ НАДЕЖНОЕ В МИРЕ АРМИРУЮЩЕЕ ПОКРЫТИЕ

100% БЕЗ ТРЕЩИН И РЕМОНТОПРИГОДНОЕ Отличная защита обсадки и замковых соединений

Полное техническое сопровождение Повышение качества наплавки • Обучение на местах для новых операторов • Проверка квалификации и лицензирование операторов

ПОДДЕРЖКА КОНЕЧНЫХ ПОЛЬЗОВАТЕЛЕЙ • Образовательные форумы • Техническая поддержка по всему миру

Армирующее покрытие Использование: для первочного и второстепенного нанесения на замковые соединения

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC

Содержание

Contents

Технология за Круглым Столом: Нетрадиционная нефть

Technology Roundtable: Unconventional Oil

Освоение месторождений нефти низкопроницаемых пород в России Часть 2

Tight Oil Developments in Russia Part 2

Интервью ROGTEC: Михаил Шустер, руководитель проекта АСП, «Салым Петролеум Девелопмент»

The ROGTEC Interview: Mikhail Shuster, ASP Facilities Project Manager, Salym Petroleum Development

«Татнефть» Ппд – путь инноваций

Tatneft: New Technologies to Maintain Reservoir Pressure

Offshore Hazards: Assessing the Impact of Icebergs on Offshore production Platforms Part 2

Closure Interview: Sergey Chizhikov, CEO, Ingenix Group

Вероятностные аспекты оценки ледовых нагрузок и воздействий на объекты обустройства морских месторождений на примере айсберговой угрозы Часть 2 Завершающее интервью номера с Сергеем Чижиковым, генеральным директором Ingenix Group

12 8 ROGTEC

62 www.rogtecmagazine.com

ИННОВАЦИОННЫЕ РЕШЕНИЯ ДЛЯ ПОСТОЯННО ИЗМЕНЯЮЩЕГОСЯ МИРА MOVING GLOBAL ENERGY FORWARD

СЕВЕРНАЯ АМЕРИКА | ЕВРОПА | БЛИЖНИЙ ВОСТОК | ЮЖНАЯ АМЕРИКА | ЮГО-ВОСТОЧНАЯ АЗИЯ Мы активно заняты и находимся в постоянном движении, чтобы

удовлетворить растущим потребностям компаний, работающим в

энергетической сфере, предоставляя решения и услуги, на которые они могут положиться. Это, в том числе, трубно-соединительное и силовое гидравлическое оборудование высочайшего качества, например наш

гидравлический ключ для бурильных труб weTORQ85™, представляющий собой конструкцию гидравлического силового ключа и вращателя,

интегрированных в одном устройстве. Где бы вы ни работали, на суше или на море, будьте уверены - мы рядом с вами.

СОДЕЙСТВИЕ РАЗВИТИЮ ГЛОБАЛЬНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ

/// WWW.MCCOYGLOBAL.COM

Колонка шеф-редактора Добро пожаловать на страницы 37-го выпуска журнала ROGTEC, ведущего издания в области технологий разведки и добычи в России и Каспийском регионе. В первую очередь, я хотел бы поблагодарить всех спонсоров и участников круглого стола RDCR, который прошел в марте этого года. В мероприятии приняло участие рекордное количество буровых подрядчиков, спонсоров, недропользователей и посетителей, и в настоящее время RDCR прочно утвердилась в качестве основного события в области бурения в России. Мы получаем чрезвычайно интересные отклики и в ближайшее время планируем анонсировать изменения и улучшения формата проведения мероприятия. Публикация данного номера состоялась в этом году раньше в силу ряда причин: НЕФТЕГАЗ 2014 начнет свою работу раньше, так как Всемирный нефтяной конгресс пройдет в Москве с 15 по 19 июня, и мы, конечно, должны выполнить наши обязательства как ключевых медиа-партнеров обоих мероприятий. Этот выпуск ROGTEC Magazine одновременно является и официальным изданием 1-ой технологической конференции “Нетрадиционная нефть в России”, которая пройдет 14 Мая в Москве в Отеле Балчуг Кемпински. UOR - является самым большим в России местом диалога профессионалов по разработке нетрадиционных месторождений, ключевыми темами обсуждений которого будут являться технологии горизонтального бурения и ГРП. Формат мероприятия будет похож на формат успешно проведенного мартовского RDCR: сессии и обоих залах (ГРП и горизонтальное бурение) будут вестись параллельно, причем начнутся они с заседаний круглых столов, соответствующих тематике сессии, а далее последуют технологические презентации от ведущих недропользователей и сервисных компаний. Модераторами круглых столов выступят: Сулейман Ситдиков, Заместитель начальника управления нефтепромысловых услуг Роснефти и Питер ван Велсенес менеджер по освоению и вводу в эксплуатацию скважин компании Салым Петролеум Девелопмент соответственно. Вместе с ними к дискуссиям присоединятся специалисты по бурению, ГРП и стимулированию нефтеотдачи из Роснефти, Сургутнефтегаза, BP, Shell, Руспетро, Halliburton, РН-Юганскнефтегаза, Славнефти и многи других недропользователей и сервисных компаний. Это будет понастоящему крупным событием и мы надеемся увидеть вас на нем.

10 ROGTEC

Поговорив о UOR, давайте вернемся к текущему выпуску ROGTEC. Технология за круглым столом посвящена разработке нетрадиционных месторождений. Участниками дискуссии по данному вопросу выступили следующие компании: Baker Hughes, Halliburton, Weatherford, Trican Well Services, IHS и Carbo Ceramics. Сейчас, когда я нахожусь в процессе написания данного вступления, компания Halliburton подтвердила свое участие в UOR в качестве Золотого спонсора, а компания Trican Well Services выступит в качестве Бронзового спонсора мероприятия. Данная статья располагается на 12-ой странице номера и, как я уверен, застуживает вашего внимания. Не отходя от темы развития нетрадиционных месторождений нефти, мы также предлагаем вам ознакомиться со 2-ой частью исследования по нетрадиционной нефти и газу в России от Джеймса Хендерсона из Института Энергии Оксфордского университета. Мы приветствуем компанию Татнефть и их статью по вложениям в новые технологии, внедряемые для поддержания пластового давления. Следом за ней идет 2-ая часть статьи ВНИИГАЗа об опасных факторах работы морских платформ. Я также хотел бы вспомнить друга ROGTEC, покойного Владимира Семакова — PR и пресс-секретаря ЛУКОЙЛа. К великому сожалению, недавно Владимир ушел из жизни, и в это трудное время мы адресуем нашу любовь и мысли его семье. Его будет очень не хватать всем тем, кто работал с ним. Текущий кризис на Украине предварил новый виток санкций со стороны США и ЕС, который ориентирован только на нефтегазовый сектор, включая Игоря Сечина, который был включен в последний актуальный список санкций. Приятно слышать, что международные операторы подтверждают свою приверженность региону, однако, мы надеемся, что данный кризис будет вскоре разрешен без дальнейших жертв. Как и всегда, я надеюсь, что вам понравятся материалы данного выпуска, и мы с нетерпением ждем встречи с вами на летних мероприятиях. С наилучшими пожеланиями, Ник Лукан Шеф-редактор nick.lucan@themobiusgroup.com

www.rogtecmagazine.com

Опыт

Эффективность

Экологичность

10 лет истории

25% экономия времени

Отсутствие сброса

Быстро и безупречно. Технология Dopeless® в Cибирской Арктике. Соединения с покрытием Dopeless® поставляются готовыми к работе и не требуют очистки и нанесения резьбоуплотнительной смазки. Технология Dopeless® успешно применяется на одном из крупнейших месторождений Сибирской Арктики. В результате использования технологии Dopeless ® затраты времени на спуск обсадных колонн сократились более чем на 25%.

Технология, создающая разницу.

Более подробная информация о преимуществах технологии Dopeless ® :

www.rogtecmagazine.com

www.tenaris.com/dopeless

ROGTEC 11

EDITORSNOTES Editors Notes Dear Readers, Welcome to issue 37 of ROGTEC Magazine, the leading upstream technology focussed publication for Russia and the Caspian. Firstly, I would like to thanks all the sponsors and participants of the RDCR show which ran in March. The RDCR aws a huge success and had a record number of drilling contractors, sponsors, operators and visitors, and is now firmly established as the leading purely drilling event in Russia. Some of the feedback we have received has been extremely interesting and we look forward to announcing the changes and improvements in the near term. We are publishing this issue of ROGTEC very early this year, due to a number of reasons. NEFTEGAZ 2014 is running early because the World Petroleum Congress is taking place in Moscow from the 15th – 19th June, and we of course we have to meet our commitments as key media partners to both events. ROGTEC Magazine is also the official publication for the 1st Unconventional Oil Russia Technology Conference, taking place at the Kempinski Baltschug Hotel in Moscow on the 14th May. The UOR is set to be the largest gathering of fracturing, horizontal drilling and general unconventional oil specialists yet seen in Russia. The format follows the success of the RDCR, with the drilling and fracturing technology halls having a roundtable discussion followed by technical presentations from the leading operators and services companies. The roundtables will be moderated by Suleyman Sitdikov, Deputy Head of Rosneft’s Oilfield Service Division and Peter Van Welsenes, Wells Delivery Manager, Salym Petroleum Development, respectively. They will be joined by drilling, frac, stimulation and unconventional specialists from Rosneft, Surgutneftegas, BP, Shell, Ruspetro, Halliburton, RN Yuganskneftegaz and Slavneft, with many more operators sat in the audience. It really will be a great event and we hope to see you there. Back to this issue of ROGTEC and having discussed the UOR, we start off this issue with our technology

12 ROGTEC

roundtable, focussing on unconventional oil development. Participants this issue are Baker Hughes, Halliburton, Weatherford, Trican Well Services, IHS and Carbo Ceramics. As I write this, Halliburton have confirmed as the GOLD Sponsor for the UOR and Trican Well services are bronze sponsors to the UOR. It is well worth a read so please turn to page 12. Staying with unconventional oil development, we have part 2 of the study on unconventional oil and gas in Russia by James Henderson from the Oxford Energy Institute. In other features, we welcome Tatneft on board as a contributor with a great piece looking at the new technologies they are implementing to maintain reservoir pressure, and also the second part of the article from VNIIGAZ looking at the hazards for offshore platforms. I would also like to remember a friend of ROGTEC – the late Vladimir Semakov – PR and Spokesman for LUKOIL. Vladimir sadly passed away recently, and our love and thoughts go out to his family during a difficult time. He will be sadly missed by all who worked with him. With reference to the current Ukrainian crisis, the new round of US and EU sanctions have just targeted the Oil and Gas sector, with Igor Sechin included on the most recent list. It is good to hear international operators confirming their commitment to the region however and we hope this crisis can be resolved quickly and without further blood loss. As always, I hope you all enjoy this issue and we look forward to catching up with you at the summer shows. Best regards,

Nick Lucan Editorial Director nick.lucan@themobiusgroup.com

www.rogtecmagazine.com

Эффективный

Мощный. Компания National Oilwell Varco c гордостью представляет новейшее добавление к продуктовой линейке своих верхних приводов, привод TDH 150. Наряду с безупречной точностью и эффективностью, данный привод обладает грузоподъёмностью 150 тонн (136 метр. тонн) и крутящим моментом в 15,000 футо-фунтов (20,338 Н-м), при этом вес TDH 150 составляет всего 9,800 фунтов (4,4 т).

Для получения дополнительной информации, пожалуйста, посетите www.nov.com/rm/tdh150

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ

Технология за Круглым Столом: Нетрадиционная нефть Technology Roundtable: Unconventional Oil

Роберт Фалкс Weatherford

Дэниел Долл ООО «Трайкан Велл Сервис»

Андрей Потапов CARBO Ceramics (Eurasia)

Robert Fulks Weatherford

Daniel Doll LLC Trican Well Service

Andrey Potapov CARBO Ceramics (Eurasia)

Андрей Кравченко Baker Hughes

Скот Эванс Halliburton

Кевин Данн IHS

Andrey Kravchenko Baker Hughes

Scot Evans Halliburton

Kevin Dunn IHS

12 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL Россия начинает разработку собственных нетрадиционных ресурсов в рамках пилотных проектов и долгосрочных планов. Каким Вы видите текущее состояние сектора нетрадиционных активов в России, и как быстро, по Вашему мнению, начнется полномасштабная разработка нетрадиционных ресурсов в регионе?

Russia is starting to develop its unconventional reserves with pilot projects and longer term plans in place. How do you see the current state of the unconventional sector in Russia and how quickly do you think full scale unconventional development in the region will take place?

Weatherford: It is difficult to predict how quickly full scale Weatherford: Сложно спрогнозировать, сколь unconventional development in Russia will take place. In скоро начнется полномасштабная разработка North America it took close to ten years to fully ramp up to нетрадиционных ресурсов в России. В Северной drilling thousands of horizontal wells every week. Having the Америке понадобилось порядка 10 лет для того, чтобы right type of rigs is important at first. Mobile rigs that can начать бурить горизонтальные скажины тысячами в be moved in less than 90 truck-loads helped. At least 1500 неделю. Во-первых, важно наличие буровых установок HP rigs with modern top drives are necessary and multiple необходимого типа. Помогло наличие передвижных (3+) mud pumps are instrumental in drilling the horizontal буровых установок, для перевозки которых требуется sections in North America. менее 90 грузовиков. Для бурения горизонтальных интервалов скважин в Северной Америке LLC Trican Well Service: Russia is the world leader in используются буровые natural gas reserves and установки минимальной has abundant oil reserves. Фото предоставлено компанией Baker Hughes Photo courtesy of Baker Hughes мощности 1 500 л.с. с For the last years Russia современными верхними successfully concentrated приводами и несколькими on its traditional fields (3+) буровыми насосами. increasing crude production year on year. But the market ООО «Трайкан Велл drivers change and in order Сервис»: Россия является to secure Russia’s position мировым лидером по as one of the world’s top запасам природного газа, crude producers oil and и имеет огромные запасы gas production companies нефти. За последние started to look at the годы Россия успешно unconventional resources. направляла свои усилия на The main focus of attention разработку традиционных has been on Bazhenov shale. месторождений, Rosneft, LUKOIL, из года в год повышая объемы добычи сырой Gazprom Neft have highlighted the potential for the нефти. Но движущие силы рынка изменяются, и Bazhenov shale in their strategies. JV’s with ExxonMobil, чтобы закрепить позицию России как одного из Statoil and Shell have started to introduce expertise, крупнейших мировых производителей углеводородов, technology and experience. The development is at a нефтегазодобывающие компании все больше very early stage - pilot projects are taking place. The обращают свое внимание на нетрадиционные speed with which the companies will develop the sector запасы. С недавних пор в центре внимания находится is difficult to predict. Economic imperatives combined Баженовское свита. Роснефть, ЛУКойл, Газпромнефть with the legislative incentives will dictate the pace of the акцентируют потенциал Баженовской свиты в progress. Lower global crude oil prices can definitely своих стратегических документах. Совместные slow the growth of shale production in Russia as all over предприятия с участием ExxonMobil, Statoil и Shell the world. начали внедрять свои знания, технологию и опыт. Currently there is more interest to shale oil rather than Разработка находится на очень ранней стадии сейчас осуществляются лишь опытно-промышленные shale gas that is again driven by the market forces. Russia has got sufficient gas reserves to produce it by traditional проекты. Трудно предсказать скорость, с которой means rather than to develop unconventional that is several компании будут вести разработку данного times more expensive. сектора. Экономические требования в сочетании с законодательными стимулами будут определять Carbo Ceramics: Russia is exploring the economics скорость прогресса в данном вопросе. Снижение of unconventional reserves by a pilot-project approach. мировых цен на сырую нефть может определенно There are still many rich conventional reserves which are замедлить рост добычи сланцевых углеводородов в much easier to develop so main attention remains at these России, так же как и во всем мире. www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 13

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ В настоящее время производителей больше интересует сланцевая нефть, чем сланцевый газ, что, опять же, определяется рыночной конъюнктурой. Россия имеет достаточно большие запасы газа, чтобы добывать его традиционными методами, не прибегая к нетрадиционным способам разработки, которые стоят в несколько раз дороже. Carbo Ceramics: Подход к изучению экономики нетрадиционных запасов в России осуществляется методом пилотных проектов, но более простые в разработке традиционные плеи все еще привлекают большее внимание, ведь только экономическая привлекательность может вызвать стремительный рост в этом секторе отрасли. Новые веяния в области технологий требуют мотивирующих факторов для компенсации рисков, связанных с разработкой нетрадиционных запасов. С одной стороны, стимулом может выступать высокая рентабельность этих запасов, которую все еще предстоит материализовать. Другим стимулирующим фактором могут быть налоговые послабления, которые до сих пор остаются не чрезмерно привлекательными. Полномасштабного развития нетрадиционных запасов, как в США мы не видим: привлекательность их остается невысокой. Baker Hughes: После того, как в июле 2013 года были введены налоговые льготы, в России ведется активное обсуждение сектора добычи нетрадиционных ресурсов. Но в реальности не так уж и много крупных опытноэкспериментальных проектов находятся на этапе реализации. Мы можем предположить, что после завершения первых опытно-экспериментальных проектов будет осуществлен переход на вторую стадию. Поэтому мы можем говорить о полномасштабной разработке нетрадиционных залежей в регионе после достижения успешного результата. Соответственно, мой прогноз: резкие изменения в разработке, например, Баженовской свиты начнутся с 2016. Halliburton: Это зависит от типов нетрадиционных коллекторов и геологических бассейнов, о которых идет речь. В отношении истинных коллекторов с материнскими породами (т.н. сланцевых коллекторов), Россия находится на этапе разведки и оценки таких месторождений, и уже началась реализация нескольких первых программ ОПР (опытно-промышленной разработки). Поэтому нам много еще предстоит узнать о том, какие характеристики коллекторов обеспечат наибольшую производительность, и о том, какими геологическими аспектами контролируются эти параметры. На выявление высокопродуктивных зон уйдет, по всей

14 ROGTEC

reserves. Only economic viability can be the cause for a dramatic growth in this sector. Entering a new technological area needs motivators to off-set risks associated. These can be high profitability expectations on one hand. These have not materialized yet. There can also be tax breaks as a stimulus. These have not been overly attractive yet. I don’t see a full-scale development as in the US, as long the attraction is low. Baker Hughes: There have been a lot of discussions going around the unconventional sector in Russia since the tax reductions were introduced in July 2013. But in reality there are not that many big projects that are being currently executed. We can assume that the first pilots will be followed by the second stage of development. So then if you are successful we can talk about full unconventional development in the region. My prognosis would be that we will see a rapid change in developing for example Bazhenov formations since 2016. Halliburton: This depends on which unconventional reservoirs we are discussing and which basins. Regarding true source rock reservoirs (ie “Shale”) Russia is in the exploration and appraisal phase, with the first few pilot production programs beginning. So there is a lot to learn about what characteristics of the reservoir will lead to the best production, and what controls the distribution of these characteristics. It will likely take several years to establish these ‘sweet spots’, but the potential is definitely there and the planning is underway. There are other unconventional reservoir types, including fractured carbonate and tight oil sands that are natural extensions of existing development for many Russian field areas and can be developed in the near term with some new technologies and methodologies. IHS: While the pace of unconventional development will be highly dependent on commodity prices, it also takes time for companies to change their thinking and processes to a mode that works for unconventional reservoirs. There is awareness in Russian companies of the paradigm shift required to exploit unconventional reservoirs, but the shift to working in situations where data is very limited and uncertainty as the norm often takes time. Companies with limited unconventional experience often want to approach unconventional play development like that of a conventional play, applying extensive research and simulation to predict field performance. Successful unconventional reservoir developers have struck a balance on how much science to apply to a field before the results of investigation and analysis diminish in value. Russia has the chance to learn from unconventional experiences from around the world, but what do you think are the key challenges and learning www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL

ПРЯМАЯ ЗАЩИТА И УПРОЧНЕНИЕ ДЛЯ СЛОЖНЫХ УСЛОВИЙ РАБОТЫ

УФ-защитный экран

Устойчивая к коррозии футеровка

НОВОЕ ПОКОЛЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ. FlexSteel – единственные гибкие трубопроводы на барабанах, обладающие достаточной прочностью для укладки непосредственно на сложном ландшафте без риска поломки. Благодаря стальному армированию, обеспечивающему непревзойденную прочность и превосходную герметичность, технология прямой защиты и упрочнения

Стальное армирование

2"– 8", до 3,000 psi

www.rogtecmagazine.com

FlexSteel – очевидный выбор для работы в условиях, когда поломки и аварии недопустимы. Узнайте больше на flexsteelpipe.com.

ROGTEC 15

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ видимости, несколько лет, но потенциал, безусловно, огромен, а планирование уже ведется.

opportunities that the operators will face in developing unconventional reserves in Russia?

Существуют и другие типы нетрадиционных коллекторов, включая трещиноватые карбонатные и малопроницаемые нефтенасыщенные песчаные коллекторы, которые являются естественным продолжением многих ныне разрабатываемых в России месторождений; такие коллекторы можно запустить в разработку в краткосрочной перспективе, применяя некоторые новые технологии и методы.

Weatherford: The same challenges face all operators everywhere. See the attached diagram describing the four major challenges which I see as controlling cost, increasing well productivity, environmental footprint and people. We could spend a lot of time on each of these but the bullet points get the idea across. Unconventional wells have high decline rates. This leads to a larger number of wells needed to keep production flowing. Some refer to this as the “Red Queen” effect – a line from a famous children’s story, Alice in Wonderland. The Red Queen tells Alice she must run twice as fast tomorrow to stay in the same place she stands today. Unconventional production mimics this effect.

IHS: В то время как темп развития нетрадиционных запасов будет в значительной мере зависеть от цен на сырьевые товары, компаниям потребуется некоторое время для изменения своего мышления и технологий с целью их приспособления к работе с нетрадиционными коллекторами. Российские компании осознают необходимость изменения парадигмы (системы представлений) для эксплуатации нетрадиционных пластов, но зачастую требуется немало времени для того, чтобы приспособиться к работе в ситуациях с очень ограниченным объемом информации и обычно присущей неопределенностью. Компании с ограниченным опытом работы с нетрадиционными запасами нередко стремятся использовать традиционные методы при освоении нетрадиционных залежей, применяя масштабные научные разработки и компьютерное моделирование для прогнозирования эксплуатационных показателей месторождения. Успешные разработчики нетрадиционных пластов стараются достигать равновесия при определении того, в каком объеме необходимо применять научные разработки к освоению месторождения, прежде чем результаты исследования и анализа потеряют свою ценность. У России есть возможность учиться на международном опыте разработки нетрадиционных ресурсов, но каковы, по Вашему мнению, основные сложности и возможности получения новых знаний, с которыми столкнутся добывающие компании при разработке нетрадиционных ресурсов в России? Weatherford: Это все те же сложности, с которыми сталкиваются добывающие компании и в других регионах. Посмотрите на прилагаемую диаграмму, на которой представлены четыре, по моему мнению, основные проблемы: контроль/снижение расходов, повышение продуктивности, масштаб воздействия на окружающую среду и персонал. Можно истратить массу времени на описание каждой, но я сейчас просто очертил важнейшие из них. На нетрадионных месторождениях высок темп падения дебитов, что требует бурения большего количества скважин для поддержания уровня добычи. Некоторые называют это эффектом «Красной

16 ROGTEC

Technical Challenges in Unconventional Plays • Workflows thast work

• Smart completions

• Steep decline rates

• Super fracs

• Economies of scale

• Stacked completions

• Zipper fracturing

• Technology

Lowering Costs

Improving Productivity

People

Enviroment Footprint

• Skill sets

• Flaring & bi-fuel

• Asset teams

• Water usage

• Experience

• Social license

LLC Trican Well Service: First of all Russia can learn from unconventional oil development efforts around the world and take action to improve safety and mitigate environmental impacts. The safe and responsible development of unconventional domestic resources will bring much value - create jobs, provide economic benefits to the entire domestic production supply chain, secure crude production levels, etc. Among the challenges I would point the geology of many of the reservoirs that seems very heterogeneous. Well costs are high and decline rates are rapid. Although reduction in taxes for hard-to-recover have now been introduced they may not be sufficent to encourage wide-scale investment. The keystone in any shale reserve development is horizontal directional drilling with multistage fracturing that requires significant expenditure by oil service companies on new heavy rigs and fracking equipments. A lack of the equipment and high demand can delay the projects. Carbo Ceramics: Everybody understands that developing of unconventional reserves means using www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 17

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ Технические особенности разработки нетрадиционных ресурсов • Действующая последовательность операций

• Интеллектуальное заканчивание

• Чрезмерные скорости истощения

• Супер ГРП • Многоуровневое заканчивание

• Эффект масштаба

• Цепной ГРП

• Новые

Снижение расходов

Повышение технологии продуктивности

Персонал

Масштаб воздействия на окружающую среду

• Квалификация • Специализация • Опыт

• Факельное сжигание и двухкомпонентные системы

• Водопотребление

of modern technology, accumulated experience and knowledge. The right decision is to hire a high experienced service company which will be in charge of the developing process and which have all the necessary equipment knowledge and experience. Good service costs good money and I afraid that many operators will try a “trial-and-error” approach to avoid “unnecessary” expenses and will try to develop unconventional reserves by themselves. There is a unnecessary secrecy in many O&G companies about their experience or field data, leading to start from scratch inhouse. This re-invention of the bicycle may lead to possible delays, damages or “killing” of many hydrocarbon fields with unconventional reserves all around the Russia. Baker Hughes: Operators are not ready to follow the costly US experience. In Russia customers understand the importance of studying their payzones.

• Социальные лицензии

королевы» – персонажа знаменитой детской сказки «Алиса в стране чудес». Красная королева говорит Алисе, что завтра она должна бежать в два раза быстрее, чтобы остаться на том же месте, где она стоит сегодня. Добыча нетрадиционных ресурсов напоминает это описание.

In order to successfully develop their unconventional (or how they call it - hard-to-recover) reservoirs, the main challenge is to move away from conventional thinking to integrate the stratigraphy, unconventional reservoir characterization, rock mechanical evaluation with drilling and completion technology for unconventional exploration production and development.

ООО «Трайкан Велл Сервис»: Во-первых, Россия может извлечь уроки из результатов разработки нетрадиционных ресурсов в других странах и принять меры к повышению безопасности и снижению воздействий на окружающую среду. Безопасная и ответственная разработка нетрадиционных запасов в России будет очень ценна сама по себе, т. к. создаст новые рабочие места, обеспечит экономические выгоды для всей цепочки локальных поставщиков производственного оборудования, гарантирует уровни добычи сырья и т.д.

Halliburton: In general all unconventional reservoirs are different, but the workflows and techniques to appraise and develop them are consistent and usable around the world. We want to build on the experiences that we have gained by working internationally in the other unconventional plays, but not assuming that ‘one size fits all’. There are two views of challenges for unconventionals; the technical view of how to best produce the reservoir, and the commercial view of how to produce the reservoir economically. You can’t really separate the two, but I believe the latter will be the bigger challenge.

Среди сложностей я бы в первую очередь назвал геологию многих коллекторов, которые представляются весьма неоднородными. Затраты на скважины высоки, а темпы истощения быстры. Несмотря на недавнее введение снижения налогов на трудноизвлекаемые запасы, этого может оказаться недостаточно для стимулирования широкомасштабных инвестиций. Основополагающим принципом разработки любых запасов сланцевых углеводородов является горизонтально-направленное бурение с многостадийным гидроразрывом пласта, что требует значительных затрат со стороны нефтяных сервисных компаний на новые буровые станки большой грузоподъемности и на оборудование для гидроразрыва. Нехватка такого оборудования и повышенный спрос на него могут вызвать задержку и удорожание осуществления проектов.

IHS: Unconventional development is all about operating in “mass production” mode. With profit margins often low on each well -- and high costs to drill, complete, and produce -- the transition into unconventional development requires a high level of commitment to realize success. Negotiating volume discounts by keeping drilling or completion crews working full time can make the difference between uneconomic and economic development. As wells come on stream, being able to quickly identify and quantify key performance drivers will allow dynamic tuning of the completion design or operational strategy, and companies will improve the performance of future development by learning from their own experience.

Carbo Ceramics: Все понимают, что развитие НЗ означает использование современных технологий,

18 ROGTEC

There have been plenty of discussions on the rate of pace of Russian unconventional development with some commenting that they have fallen behind when it comes to unconventional technology adoption and understanding. How www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 19

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ накопленного опыта и знаний. Правильным решением будет привлечение к процессу разработки месторождений сервисной компании с соответствующим огромным опытом, всем необходимым опытом, знаниями и техническим оснащением. Хороший сервис стоит хороших денег, и я опасаюсь, что многие недропользователи в погоне за сокращением «излишних» расходов воспользуются методом «проб и ошибок», пытаясь разрабатывать нетрадиционные месторождения самостоятельно. Излишняя конспиративность многих нефтегазовых компаний в отношении соответствующего опыта и эксплуатационных данных приводит к тому, что разработку таких плев компании начинают самостоятельно «с нуля». Это многократно повторяемое изобретение велосипеда может приводить к задержкам, проблемам или вообще срыву проектов разработки многочисленных нетрадиционных плев в Российской федерации.

much interest have you had, regionally, for your unconventional product/service offerings? Weatherford: The interest is growing every day. From new logging tools (wireline, LWD, surface/cuttings logs) to Hydraulic Fracturing, Coiled Tubing, to the latest downhole completion systems Weatherford responds nearly every day to inquiries from operators about unconventional technology. Фото предоставлено компанией Weatherford Photo courtesy of Weatherford

Baker Hughes: Добывающие компании, конечно, понимают, что в США было пробурено много непродуктивных скважин. В настоящее время компании-операторы не готовы взять на вооружение столь затратный опыт работ в США. Клиенты в России понимают важность изучения своих продуктивных пластов. Чтобы успешно разрабатывать свои нетрадиционные (или, как их называют - “трудноизвлекаемые”) запасы, главной задачей является отход от традиционного мышления, чтобы интегрировать стратиграфию, описание коллектора с нетрадиционными свойствами и оценку механических свойств пород с технологией бурения и заканчивания скважин для нетрадиционных разведки, эксплуатации и разработки. Halliburton: В общем, все нетрадиционные коллекторы отличаются друг от друга, но технологические процессы и методы их оценки и разработки сходны и могут применяться по всему миру. Мы хотим опираться на опыт, полученный нами в ходе работ на других нетрадиционных месторождениях мира, но при этом нельзя исходить из предположения о наличии одного универсального решения для всех случаев. Существует два вида трудностей, с которыми придется столкнуться при разработке нетрадиционных ресурсов: технические, заключающиеся в подборе оптимального решения для обеспечения максимальной добычи, и коммерческие, заключающиеся в обеспечении экономической рентабельности добычи. Действительно, два эти вида невозможно отделить друг от друга, но последний будет представлять наибольшую сложность в решении. IHS: Суть развития нетрадиционных запасов заключается в том, что работы ведутся в режиме “крупномасштабного

20 ROGTEC

LLC Trican Well Service: In general Russia’s interest in shale oil and gas has increased dramatically just over the last couple of years. Government, institutions, oil & gas production companies, OFS companies now perfectly understand that shale oil and gas has the potential to change not only Russian energy market but the whole global energy market as well. Already, it has transformed the energy sector in the USA, positioning the USA as a potential net exporter rather than importer. Lots of different conferences are taking place in Russia with the focus on unconventional resources development with active participation of our customers, OFS companies, government representatives. We get much interest to our offerings and as a follow up provide additional information on our technologies and technical capabilities. We actively participate in tenders for unconventional resources projects. Carbo Ceramics: Correct. The rate of pace of Russian unconventional development is not satisfying. But we shall to keep in mind that we start develop unconventional reserves because we have less and less conventional reserves but not vice versa. As long there is easy access to any reserves, we will develop it. As soon as we will face problem of decreasing production due to depletion www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL производства”. При том, что рентабельность каждой отдельно взятой скважины зачастую низка, а затраты на ее бурение, заканчивание и добычу высоки, переход к развитию нетрадиционных запасов требует большого объема капиталовложений для достижения успеха. Согласование скидок за объем при обеспечении постоянной (на полный рабочий день) занятости буровых бригад и групп пусконаладки может повысить экономическую целесообразность освоения залежи. По мере ввода скважин в эксплуатацию, способность оперативно определять и количественно оценивать ключевые движущие факторы эксплуатации позволит осуществлять динамичную корректировку схемы заканчивания скважин или оперативной стратегии, и компании улучшат показатели перспективной разработки, учась на своем собственном опыте. В последнее время широко обсуждаются темпы разработки нетрадиционных ресурсов в России, при этом высказываются мнения о некотором отставании с точки зрения внедрения и понимания нетрадиционных технологий. Как Вы можете оценить интерес к вашим предложениям нетрадиционных продуктов и услуг в вашем регионе? Weatherford: С каждым днем интерес возрастает. Компания Weatherford регулярно отвечает на запросы

of conventional reserves, operators will turn to develop of unconventional reserves. Our company carries a huge experience in production enhancement by engineering of hydraulic fracturing and entire field developments from unconventional developments in the US. We also produce ceramic proppant in Russia, the US and China. This ceramic proppant in the US is almost exclusively used in unconventional wells. Baker Hughes: First of all I want to add that in Russia we have had the mineral extraction tax reduction for less than a year. But in the US It has been in place for 25 years and they started to really produce from Unconventionals only in 2006. So Russian Operators are much faster than US ones. And we see increased attention and interest in our product. We see an increased number of request for Multistage completion equipment and for horizontal drilling as well. Halliburton: We have had significant interest, ranging from individual product and technology interest all the way to partnering around how best to develop a particular resource from appraisal through development. We have been bringing staff with North America experience to help speed up the learning curve. IHS: The interest in the IHS Engineering software tools and services, including our Community of Best Practice program, has increased substantially in the past six months. Many

Увеличить добычу за счет применения передовых методов ГРП

C ARBO

RO SL

T®

® R CP

ITE™

CARBO помогает создавать трещины с высокими показателями долговременной проводимости как в стандартных, так и в сложных коллекторах. Наши современные технологии производства пропанта позволяют оптимизировать добычу после ГРП и снизить расходы на разведку и разработку. Линейка высококачественных пропантов CARBO, включающая весь спектр пропантов: от легкого CARBOROSLITE и нерадиоактивного маркированного пропанта для определения трещин CARBONRT до пропанта с полимерным покрытием CARBOPROP RCP и высокопрочного CARBO HS, разработана специально под нужды нефтяных и газовых компаний в России. carboceramics.ru | +7 (495) 781 4820

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ добывающих компаний касательно технологий для разработки нетрадиционных ресурсов: от новых каротажных инструментов (каротаж на кабеле, каротаж в процессе бурения, ГТИ) до технологий гидроразрыва пласта, преимуществ применения гибких НКТ и новейших систем для заканчивания скважин. ООО «Трайкан Велл Сервис»: В целом, заинтересованность России в сланцевых нефти и газе резко повысилась за несколько последних лет. Правительство, государственные органы, нефтегазовые добывающие компании, нефтепромысловые сервисные компании сейчас четко осознают, что сланцевые нефть и газ обладают потенциалом для изменения не только российского рынка энергоресурсов, но также и всего мирового энергетического рынка. Они уже вызвали трансформацию энергетической отрасли в США, благодаря чему, страна стала позиционироваться в качестве потенциального экспортера, а не импортера. В России сейчас проходит множество различных конференций, на которых основное внимание уделяется разработке трудноизвлекаемых запасов, при активном участии наших заказчиков, нефтепромысловых сервисных компаний, представителей правительственных органов. Предлагаемые нами решения вызывают большой интерес, и мы часто предоставляем дополнительную информацию о наших технологиях и технических возможностях. Мы так же активно участвуем в тендерах по проектам разработки нетрадиционных ресурсов. Carbo Ceramics: Верно, темпы разработки нетрадиционных месторождений оставляют желать много лучшего, но не стоит забывать, что разработка нетрадиционных запасов начинается именно потому, что традиционных остается все меньше и меньше, а не наоборот. Сначала будут разрабатываться любые легкодоступные запасы, а когда возникнут сложности и темпы добычи в связи с истощением традиционной нефти и газа сократятся, компании обратятся к разработке нетрадиционных запасов. Наша компания обладает огромным опытом ПНП путем инженерной разработки ГРП, включая развитие крупных нетрадиционных месторождений в США, в том числе с нуля. Мы также производим керамические проппанты в России, США и Китае. В США при разработке нетрадиционных запасов используются практически исключительно керамические агенты. Baker Hughes: Во-первых, я хочу добавить, что в России мы имеем скидку с налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) менее одного года. Но в США она существует 25 лет, а фактически вести добычу нетрадиционных запасов там начали лишь в 2006 году. Поэтому российские заказчики действуют гораздо быстрее, чем американские. И мы наблюдаем рост внимания к нашей продукции и заинтересованности в

22 ROGTEC

inquiries have been around gaining understanding on why a different tool set is required to analyse unconventional wells, and how these tools are different from the tools they currently use. As more companies begin to see the limitations of the data they can collect and work with on their first multistage horizontal wells, it becomes more apparent why more simple models are required. For example, understanding the fluid contribution from any individual stage or perforation cluster over time is difficult, if not impossible, and likely economically unfeasible for routine work. As such, simple well completion geometry modelling reduces the assumptions required and provides reliable forecasts. Are you seeing more interest from the operators to understand how your products/services work and how they can aid them with their field development? Weatherford: Numerous Russian client delegations have visited our facilities, test centers and R&D labs in North America in the past three years. Likewise there is increased activity associated with Russian industry events where the latest products and services are described in detail. LLC Trican Well Service: Definitely our company, providing the service on various geographical markets, communicates with our customers in order to address their current and future needs sharing its gained experience and knowledge. The customers appreciate it and are willing to see how our solutions can fit their plans and development challenges. As example, Trican’s TriFrac MLT™system addresses key issues surrounding the sourcing, use, and treatment of water in fracturing operations. Formulated using conventional fracturing fluid components enhanced with patent-pending chemistry, the crosslinked, gelled water system is highly tolerant of brine fluids. This tolerance allows the re-use of 100% untreated flowback water or produced water that occurs along with oil and/or gas production from a well. The system therefore eliminates the cost associated with upfront freshwater acquisition, and repurposes frac flowback and produced water into an asset that can be incorporated into fracturing fluid systems, rather than becoming a waste product in need of disposal. This dramatically reduces the logistical and infrastructural costs incurred in the sourcing of water. Furthermore, the need for wastewater treatment equipment is eliminated, providing further savings. TriFrac-MLT enables operators to use water with total dissolved solids (TDS) levels greater than 300,000 parts per million, and hardness greater than 30,000 ppm. Unlike most conventional fracturing fluid systems that are negatively affected by boron, the system’s chemistry supports use in waters with boron levels exceeding 500 ppm. Operators can also tailor deployment to their requirements using a breaker schedule to optimise the viscosity of the www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL ней. Также мы наблюдаем рост количества заявок на оборудование для многостадийного заканчивания и горизонтального бурения скважин.

fluid. Crosslinking at temperatures as low as 7°C (45°F), the fluid can also reduce fluid heating costs frequently incurred during colder operations.

Halliburton: Мы наблюдаем большую заинтересованность, от интереса к отдельным продуктам и технологиям и до налаживания партнерских отношений с целью разработки конкретных месторождений, начиная с оценки и заканчивая эксплуатацией. Мы переводим сюда сотрудников, имеющих опыт работы в Северной Америке, чтобы содействовать ускорению процесса обучения.

Carbo Ceramics: Interest is permanently growing but I can’t say that it grows dramatically. We see that a new generation of specialists who are familiar with modern technology and have necessary knowelege is coming to Russian operators. We do master classes for fracturing and we see that operators are interesting in new development techniques. We also provide the frac simulation software that is wised used in Russia-FRACPRO. From our side we are ready to transfer that our Russian Specialists gained in the US to Russia. However, the huge Operators that now dominate the Russian O&G sector prefer in-house solutions and value experience less than hardware.

IHS: Заинтересованность в программных инструментах и услугах инженерно-технической разработки IHS, в том числе в нашей программе “Сообщество передовых методов” (Community of Best Practice), значительно возросла за последние полгода. Много вопросов возникает в связи с желанием компаний разобраться, почему для анализа нетрадиционных скважин им требуется другой набор инструментальных средств, и чем данные инструментальные средства отличаются от тех, что используются ими в настоящее время. Так как все больше компаний начинают осознавать ограниченность данных, которые они могут собрать по их первым горизонтальным скважинам с многостадийным ГРП и использовать в дальнейшей работе, становится более очевидным, почему необходимы более простые модели. Например, трудно и даже невозможно

Baker Hughes: As I mentioned in the previous answer we see a lot of interest especially in stimulation and multistage completion. Halliburton: As per above question we are seeing very strong interest from operators in both the appraisal and development of unconventional reservoirs. IHS: Yes. The best example is probably our Community of Best Practice (COBP) initiative, which has been of interest to

Увеличить прирост дебита из плотных карбонатных коллекторов в несколько раз

Инженерные услуги STRATAGEN по сопровождению гидравлического разрыва пласта (ГРП) представляют собой уникальное сочетание знаний российских месторождений и мирового опыта для оптимизации ГРП в Баженовских отложениях. Наши консультанты выполнили проектирование и оптимизацию ГРП в плотных карбонатных коллекторах используя программное обеспечение FRACPRO® для моделирования и анализа ГРП. Новый подход к проектированию ГРП позволил увеличить прирост дебита в 5 раз по сравнению с плановым приростом. carboceramics.ru/stratagen-engineering | +7 (495) 781 4820

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ

Weatherford Shale Analysis Framework (WSAF™) EXPLORATION/APPRAISAL • Hydrocarbon bearing potential of shale resource • Resource Characterization maps Identify sweet spots or prospect generation • Correlate well performance to changesin reservoir quality • Potential well landing zones

DEVELOPMENT • Pilot drilling and completion program • Data acquisition and pilot evaluation protocol • Pilot evaluation reports • Resource Development Program

• Performance metric for comparing well effectiveness • Uncertainty quantification of reservoir and completion characteristics • Performance forecasting (P10-P50-P90) • Economic analysis • Resource progression for improved reserves booking of future wells

PRODUCTION • Optimal resource development (economic / EUR KPI based) • Reserves progression • Best practices for optimal development • Production optimization strategy

• Design vs. created vs. effective fracture characteristics • Correlate completion inefficiency to completion practices • Optimized completion design for target area and desired landing zone • Potential production issues and lift mechanisms to mitigate

определить динамику изменения во времени доли притока флюида из каждой отдельной стадии или перфорированной секции, и делать это, вероятно, необоснованно с экономической точки зрения для ведения текущих работ. По существу, простое моделирование геометрии (конструкции) заканчивания скважины уменьшает число необходимых допущений и обеспечивает надежность прогнозирования. Видите ли вы увеличение интереса добывающих компаний к пониманию того, как работают ваши продукты и услуги, и как они могут помочь им в разработке месторождений? Weatherford: За последние три года наши объекты, центры испытаний и исследовательские лаборатории в Северной Америке посетило множество делегаций из числа российских заказчиков. Кроме того, наблюдается рост активности и интереса к отраслевым мероприятиям в России, где подробно рассматриваются новейшие продукты и услуги. ООО «Трайкан Велл Сервис»: Конечно же, наша компания, оказывающая услуги на различных географических рынках, находится в постоянном контакте со своими заказчиками, чтобы отреагировать на их текущие и будущие потребности, разделяя с ними накопленный опыт и знания. Наши заказчики ценят это и, по возможности, интегрируют наши решения в свои планы и задачи разработки. Например, система TriFrac MLT™ предназначена для

24 ROGTEC

many companies working in the Bazhenov oil shale. COBP creates an opportunity for a number of companies to work together by sharing data with our Community team, having that team analyse all the data, and provide it back to all Community members in a way where all members benefit equally. Understanding what the permeability is in the play is of critical importance to ensure the economic viability of the shale. Given the lack of industry experience in this shale, a team of Community analysts could accelerate the learning process by applying their knowledge from working in other oil shale plays around the world by developing best practice recommendations. These could include guidance on designing and analysing minifrac tests, completion design, choke management, and selection and operational practices for artificial lift. What are your solutions for the regions unconventional sector? Weatherford: Weatherford is organized as an unconventional services provider. Our focus is to provide solutions for evaluation, drilling, completion and long term production of wells. This range of solutions begins with our Petroleum Consulting and Weatherford Labs teams who analyze existing information such as seismic data, wireline logs, cuttings and cores. Recommendations are then provided to clients to acquire additional data to facilitate the work flow (see them above). LLC Trican Well Service: Trican Well Service has, www.rogtecmagazine.com

Не бывает маленьких решений

ИНФОРМАЦИЯ, ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ, СБОР ДАННЫХ И АНАЛИТИКА В СФЕРЕ ЭНЕРГЕТИКИ

IHS ENERGY - авторитетный отраслевой поставщик в области прогнозов и анализов рынка, предлагающий решения как простой операции, так и масштабе всего предприятия, от базовой тактики до стратегии высшего уровня. IHS помогает компаниям принимать решения быстро и безошибочно, сводя риск к минимуму.

Подробности узнайте на веб-сайте www.ihs.com/energy

5400_0414AA

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ Фото предоставлено компанией Weatherford - Photo courtesy of Weatherford

решения основных вопросов, возникающих в связи с использованием и очисткой воды при гидроразрыве пласта. Разработанная с использованием обычных компонентов жидкости для гидроразрыва, система, на основе сшитых полимеров, высокоустойчива к солевым растворам. Благодаря этому становится возможным повторное использование 100% неочищенной возвратной воды или подтоварной воды, которая добывается вместе с нефтью и/или газом из скважины. Таким образом, система исключает расходы, связанные с подготовкой пресной воды, и превращает возвратную воду при гидроразрыве и подтоварную воду в ресурс, который можно вводить в состав систем жидкости для гидроразрыва, а не в побочный продукт, который необходимо утилизировать. Это существенно снижает затраты на логистические операции и объекты инфраструктуры, связанные с нахождением источников воды. Кроме того, при этом устраняется необходимость в оборудовании для очистки сточных вод, что дает дополнительную экономию. TriFrac-MLT позволяет операторам применять воду, имеющую уровни общей минерализации (TDS) свыше 300 000 частей на миллион и жесткость более 30 000 частей на миллион. В отличие от большинства традиционных систем жидкости для гидроразрыва, на которые отрицательно влияет бор, химический состав данной системы позволяет применять ее с водой с уровнями бора, превышающими 500 частей на миллион. Операторы также могут приспособить применение системы под свои требования, используя график ввода деструктора геля так, чтобы оптимизировать вязкость жидкости. Так как данная жидкость сшивается при низкой температуре, вплоть до 7°C (45°F), она также может снизить затраты на подогрев жидкости, к которому часто приходится прибегать при работах в холодном климате. Carbo Ceramics: Интерес растет постоянно, но я не могу сказать, что растет он быстрыми темпами.

26 ROGTEC

alongside its other frac technology, developed a number of systems for the unconventional resources development including proppant, processes, and water solutions to meet the requirements of the industry. Some treatments are formulated to maximise tight gas yields, while others focus on maximising the value of oil field water in order to minimise the need for fresh water especially in large volume fracturing operqations in shale oil and gas formations.The newly developed system Maximum Volume Placement MVP Frac™ process increases the dispersal of proppant in slick water operations.It is a two-component slick water system designed to maximise the volume and distance of proppant distribution within fractured formations. First, Trican’s nonenergised FlowRider™ additive increases the volume of the proppant pack in the fracture. Second, an energised component, consisting of a low volume of nitrogen gas, works in tandem with the FlowRider treated proppant to transport it further into the formation.The result is that MVP Frac dramatically reduces the settling of proppant when carrying out slick water fracs. The process fluidizes and suspends the sand, carrying it deeper and distributing it more effectively into the reservoir without increasing viscosity. The result reaps all the benefits of slick water, but with a more effective proppant distribution across the fracture network, enhancing well production. Carbo Ceramics: We use an engineering approach for fracture design as a production enhancement method. Our Strata-shale concept considers, beside many other factors, rock brittleness, ductility and homogeneity of the reservoir. We provide neural network analysis to determine best practices in operation and technology applied. We can access our comprehensive US data base to find similarities in reservoirs and completions. In the US our engineering arm, StrataGen, is hired mainly by many small and medium sized companies. Therefore we have huge experience across the entire unconventional industry with its different approaches, reservoirs and strategies. Baker Hughes: We have various solutions from drilling to www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL Мы видим, что российские недропользователи пополняют свой кадровый состав новым поколением специалистов, хорошо понимающим современные технологии и имеющим необходимый опыт. Мы проводим мастер-классы по ГРП для операторов и наблюдаем их интерес к новым технологиям. Мы также предлагаем FRACPRO - широко используемый в России программный пакет для моделирования ГРП. Весь накопленный нашими российскими специалистами в США опыт готовы передать России. Однако доминирующие на рынке крупные российские нефтегазовые корпорации предпочитают использовать внутренние ресурсы и ценят опыт меньше, чем оборудование.

Фото предоставлено компанией ООО «Трайкан Велл Сервис» Photo courtesy of LLC Trican Well Service

Baker Hughes: Как я упоминал в ответе на предыдущий вопрос, мы наблюдаем большую заинтересованность, особенно в интенсификации притока и многостадийном заканчивании скважин.

production. But we believe that our alliance with CGG can help to identify sweet spots and significantly reduce number of dry wells with the help of 3D seismic interpretation and using our Wireline or LWD characterization to calibrate seismic.

Halliburton: Как я заметил в ответе на предыдущий вопрос, мы наблюдаем очень сильную заинтересованность компаний-операторов в оценке и разработке нетрадиционных коллекторов.

Halliburton: To list all of our solutions that apply to the Russian unconventional sector would take quite a while! I would like to identify one new solution that is very appropriate for speeding the time from identification of an unconventional resource to commercial development, we call it the CYPHER Service. It is a Seismic-to-Stimulation Service that delivers enhanced profitability to our customers in shale and tight reservoirs. The CYPHER service achieves this through basin knowledge, accurate geoscience analysis coupled with precision engineering, operational experience, the continuous capture and application of lessons learned and model validation using actual well performance data.

IHS: Да. Наиболее показательным примером, вероятно, является наша инициатива “Сообщество передовых методов” (COBP), которая заинтересовала многие компании, работающие на Баженовской нефтяной сланцевой формации. Сообщество COBP обеспечивает возможность совместной работы для ряда компаний, что достигается благодаря тому, что они направляют данные в нашу группу Сообщества, далее все эти данные анализируются данной группой, после чего результаты анализа предоставляются всем членам Сообщества. Знание коэффициентов фильтрации в залежи критически важно для обеспечения экономической целесообразности разработки сланцевой формации. Учитывая отсутствие промышленного опыта разработки данной сланцевой формации, группа аналитиков Сообщества может ускорить процесс изучения благодаря применению своих знаний, полученных в ходе работ на других залежах нефтяных сланцев в мире, и подготовке рекомендаций по оптимальным методам освоения. Это могут быть, в том числе, руководящие указания по проектированию и анализу мини-ГРП (гидроразрывов малого объема, выполняемых для получения данных о пласте), схеме заканчивания скважин, подбору штуцеров и выбору вида и методов механизированной эксплуатации скважины. Какие решения вы предлагаете для нетрадиционного сектора региона? Weatherford: Благодаря своей организационной структуре компания Weatherford предоставляет www.rogtecmagazine.com

IHS: IHS Harmony™ is our Well Performance analysis environment, which includes four different software tools to analyse production data on unconventional wells. The IHS DeclinePlus module will support the traditional evaluation methods, like Arps decline, along with the more modern rate only methods like stretched exponential, Duong, and MultiSegment Decline. IHS RTA adds methods that use both rate and pressure, like typecurves, the flowing material balance, and analytical and numerical models. IHS Virtuwell and IHS Perform tools are used for wellbore calculation capabilities and artificial lift planning functionality. The IHS Welltest software is a comprehensive tool for analysing minifrac data – the commonly completed pressure transient analysis in unconventional wells. For companies who don’t have the time, or feel they have the expertise to use our software tools independently, we have a consulting organization that can step in to help start a project, or conduct a full turnkey field development study. In terms of technology transfers, is it a simple case of introducing your technologies or services that have worked elsewhere in the world and applying them to Russia or do they need to be developed and adapted specifically for the region?

ROGTEC 27

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ

Последовательность работ компании Weatherford при освоении сланцевых пород РАЗВЕДКА/ОЦЕНКА • Нефтегазоносный потенциал сланцевых пород • Карты характеристик ресурсов • Определение наиболее перспективных объектов или выявление перспективных направлений • Установление зависимости между технологическими показателями скважины и изменениями коллекторских свойств пласта • Потенциальные зоны выхода скважины в целевые интервалы

РАЗРАБОТКА • Пилотное бурение и программа заканчивания • Сбор данных и протокол оценки пилотного бурения • Отчеты по оценке пилотного бурения • Программа разработки ресурсов

ДОБЫЧА

• Показатели производительности для сравнения эффективности скважин • Оценка неопределенностей моделей пласта и характеристики заканчивания • Прогноз эксплуатационных характеристик (P10-P50-P90) • Экономический анализ • Оценка и движение ресурсов для более точного отражения запасов будущих скважин

• Оптимальная разработка ресурсов (экономика/ расчетные конечные извлекаемые запасы на основании КПЭ) • Оценка и движение запасов • Передовые методы оптимальной разработки • Стратегия оптимизации добычи

• Сравнение расчетных, достигнутых и эффективных характеристик ГРП • Соотнесение неэффективности заканчивания с практикой заканчивания • Оптимизированный проект заканчивания для объекта освоения и предпочтительной зоны вскрытия пласта • Потенциальные проблемы добычи и системы механизированной добычи для их смягчения

широкий спектр сервисов по разработке натрадиционных ресурсов. Мы оказываем услуги по оценке, бурению, заканчиванию и обеспечению долгосрочной добычи. Все начинается с совместной работы департамента Консультационные услуги и обработка данных (Petroleum Consulting) и специалистов по лабораторным исследованиям (Weatherford Labs), которые анализируют имеющуюся информацию, включая сейсмические данные, каротажные диаграммы, данные по шламу и керну. После этого мы предоставляем заказчикам рекомендации по сбору дополнительных данных, необходимых для выполнения представленной далее последовательности работ (Прим. редакции - см. на следующей странице). ООО «Трайкан Велл Сервис»: Помимо других своих технологий гидроразрыва, компания Trican Well Service также разработала ряд систем для разработки трудноизвлекаемых ресурсов, в т. ч. в отношении проппантов, водных растворов и технологических процессов для соответствия требованиям отрасли. Некоторые смеси для обработки создаются для того, чтобы максимизировать добычу газа из плотных пластов, в то время как другие фокусируются на максимальном увеличении использования пластовой воды, чтобы уменьшить потребность в пресной воде, особенно при большеобъемных ГРП в сланцевых нефтяных и газовых пластах. Новая разработанная система Maximum Volume Placement MVP Frac™

28 ROGTEC

Weatherford: Using the Bazhenov formation as an example it would be a mistake to simply transfer the same techniques from North America’s Bakken formation in spite of the fact both are marine shale source rocks of upper Jurassic/lower Cretaceous age. Actual production may come from the silty dolomitic formations between the upper and lower Bazhenov. This is similar to the Bakken as well. Because the Bazhenov is so large a lot of learning will take place on a local basis. Drilling challenges and tough technical hurdles will be completely different from the Bakken formation in North Dakota. However, it might be useful to use the Bakken as an early analogue for technology transfer. For example the Bakken is characterised by extremely long horizontal completions (> 3300 meters), 30+ completions stages and high proppant loading to achieve optimal liquids production. LLC Trican Well Service: The transfer of technologies is not an easy task. As it often happens the systems that have shown superior results on one field may not perform as predicted on the other within the same geographical region. The situation can be even more complicated if we talk about the application of technology developed in the other region like North America that needs to be applied in Western Siberia. Trican Well Service understands these challenges and in order to address them the research and development centre has been opened last year on the basis of Gubkin Oil and Gas University. The primarily goal was www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL увеличивает объем заполнения трещины проппантом при работах с использованием реагентов на водной основе. Это двухкомпонентная система реагентов на водной основе предназначена для максимального увеличения объема и глубины распределения проппанта внутри пластов, подвергаемых гидроразрыву. Во-первых, незаряженная присадка компании Trican под названием FlowRider™ увеличивает объем проппанта в трещине. Во-вторых, заряженный компонент, состоящий из небольшого объема газообразного азота, переносит проппант, обработанный присадкой FlowRider, далее вглубь пласта. В результате этого, система MVP Frac резко уменьшает осаждение проппанта при проведении гидроразрывов с использованием реагентов на водной основе. Данный процесс приводит к снижению концентрации и суспендированию проппанта, при этом перенося его глубже и распределяя его в пласте более эффективно, без повышения вязкости. В результате используются все преимущества реагентов на водной основе, но к тому же при этом проппант распределяется более эффективно по всей сети трещин, повышая дебит скважины.

to use Trican’s experience alongside with University’s knowledge base to adopt the best technologies to the Russian environment. As of today, we have successfully adopted, and it’s better to say that actually re-developed, several systems for fracturing in unconventional formations with harsh and unique conditions – like PolarFrac™ for extra cold formation with temperatures as low as 8 deg C. Also, we are working on adaptation of our TriFrac MLT™ system to be compatible with water sources on the fields in Western Siberia to utilize its benefits in full to reduce the logistics expenses for water haulage of our customers, which contributes significantly to the costs of fracturing operations with slick water on unconventional formations.

Carbo Ceramics: Для ПНП мы используем метод инженерного проектирования ГРП, в котором помимо прочих факторов учитываются хрупкость и дуктильность пород и структурная однородность коллектора. Для определения наилучших методов разработки и выбора технологий мы используем нейросетевой анализ, сравнивая информацию наших баз данных в США и находя схожие по структуре коллекторы и методы заканчивания. В США нашу инженерную компанию StrataGen контрактуют преимущественно средние и небольшие компании, а значит, наш опыт включает все типы нетрадиционных плеев со всеми их структурными особенностями и стратегиями разработки.

Baker Hughes: As you may know Baker Hughes leads in the US market in multistage completion from Fracpoint to Plug-and-Perf and we see that the adaption is a bit different. The Fracpoint open hole multistage completion system is more often used in Russia than Plug-and-Perf. We do not chase a maximum number of stages. Instead we aim to do as many stages as reasonable necessary to maximize production.

Baker Hughes: У нас есть различные решения, от бурения до эксплуатации. Но мы считаем, что наш альянс с CGG может помочь в выявлении высокопродуктивных зон и значительном уменьшении числа сухих скважин с помощью интерпретации данных трехмерной сейсморазведки, откалиброванной по нашим данным ГИС и LWD. Halliburton: Все предлагаемые нами решения для российского сектора нетрадиционных месторождений можно перечислять очень долго. Я бы хотел отметить одну из наших новинок под названием Cypher Service - решение, позволяющее сократить время между обнаружением коллектора и началом его промышленной разработки. Это специализированный сервис, от сейсмики до стимулирования, позволяет нашим заказчикам увеличить рентабельность www.rogtecmagazine.com

Carbo Ceramics: Reservoir characteristics are the defining factor. If there is sufficient similarity between reservoirs, the likelihood that it works here well is high. But unconventional reservoirs can vary highly and each field that lacks in similarities will need its own research and approach. Front-end engineering is well spent money compared to trial-and-error. In our view intensive information exchange between experts will accelerate the economic development of unconventional reservoirs.

Halliburton: As per my earlier comments there is no ‘one size fits all’ for unconventional reservoirs, but by analysis of local unconventional reservoirs experience and technologies from analogous other plays can be brought to Russia and then adapted to meet the specific characteristics and needs of the Russian market. The goal is to shorten the time from resource identification to commercial development as quickly as possible. There is also a training element to bring Russian scientists and engineers up the learning curve with unconventionals. I ‘grew up’ developing conventional reservoirs on the North Slope of Alaska, and have had to learn new approaches to be successful in unconventional reservoirs. IHS: Adaptation is critical. That’s one of the reasons IHS products include most if not all of the industry-accepted methods for well performance analysis, and have been built to support user developed workflows. Although common analysis techniques may be used, the process by which one analyses an Eagle Ford gas condensate well is different than the process of analysing a Vaca Muerta shale oil well. There are also factors like pressure-dependant

ROGTEC 29

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ разработки сланцевых и малопроницаемых коллекторов. CYPHER service достигает этого благодаря изучению параметров коллектора, точному анализу геолого-геофизических данных в сочетании с точными технологиями, производственным опытом, постоянным обучением и применением полученного практического опыта, а также адаптацией модели с использованием фактических эксплуатационных характеристик скважин.

Фото предоставлено компанией ООО «Трайкан Велл Сервис» Photo courtesy of LLC Trican Well Service

IHS: IHS Harmony™ - это наша аналитическая среда для работы с эксплуатационными характеристиками скважины, которая включает четыре различных программных инструмента для анализа данных по добыче из нетрадиционных скважин. Модуль IHS DeclinePlus будет поддерживать традиционные методы оценки, такие как угасание Arps, наряду с более современными методами, использующими только величину дебита, напр. методами растянутой экспоненциальной функции, Дуонга, и многосегментного угасания. IHS RTA добавляет к этому списку методы, использующие не только дебит скважины, но и давление, напр. теоретические кривые, материальный баланс фонтанирующей скважины, а также аналитические и численные модели. Инструменты IHS Virtuwell и IHS Perform используются для возможностей расчета ствола скважины и функций планирования механизированной эксплуатации. Программное обеспечение IHS Welltest - это комплексный инструмент для анализа данных мини-ГРП, т.е. общего полного анализа кривой изменения давления в нетрадиционных скважинах. Для компаний, которым не хватает времени, или которые считают, что у них есть достаточный опыт самостоятельного использования наших программных инструментов, мы предлагаем услуги консалтинговой организации, которая может быть привлечена для помощи в начале осуществления проекта или для проведения полномасштабного исследования по вопросам разработки месторождения. Что касается передачи технологий, вы просто представляете и реализуете в России технологии или услуги, которые хорошо зарекомендовали себя в других регионах мира, или их необходимо разрабатывать и адаптировать специально для имеющихся условий?

30 ROGTEC

variables, natural fractures, and other geological influences that must be accounted for in an analysis. There is a tremendous value in experience though, and much of our experience in unconventional at IHS can be leveraged to quickly develop an understanding of the behaviour and critical analysis considerations that must be taken into account for unconventional wells. What benefits will the regional operators gain by implementing or using your services/products? Weatherford: Weatherford prefers to work with clients in a collaborative fashion using an integrated approach relying on decisions supported by solid science. We have worked on tens of thousands of unconventional wells where we’ve learned each area’s geology is unique and each country’s challenges unique. So in the final analysis the primary benefit of working with Weatherford is that we keep an open mind. We remain humble; not believing we have the answer until we share a lot of facts with each other. At this point we can recommend the right technology to get the job done without wasting time and money. LLC Trican Well Service: First of all Trican employs a disciplined and scientific approach to research and development that delivers innovative products and processes, while addressing a shared commitment to safety, quality and reducing our impact on the environment. Our customers don’t only get technologies and processes focused on efficiency, effectiveness and significant savings but primarily on HSE. Minimizing the impact of our operations on the environment is one of Trican’s core values. Last year we also expanded our completion systems service line through the acquisition of a completion and intervention tools company based in Norway in early 2013 and by now managed to build a comprehensive, field-proven www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL Weatherford: Если рассматривать в качестве примера Баженовскую свиту, то было бы ошибкой просто перенести сюда методы, используемые для разработки формации Баккен в Северной Америке. Даже несмотря на тот факт, что обе они представляют собой морские сланцевые материнские породы верхнеюрского/нижнемелового периода. Фактически добыча может вестись из алевритистых и доломитовых пропластков, встречающихся в разрезе Баженовской свиты, что также роднит ее с формацией Баккен. Из-за огромного размера Баженовской свиты нам придется многому учиться непосредственно на месте. Полагаю, что при разработке Бажена мы столкнемся с абсолютно другими сложностями, чем при работе на Баккене в Северной Дакоте. Однако полезным может оказаться использование формации Баккен в качестве аналога для применения на начальных этапах тех же технологий. Например, для достижения оптимального уровня добычи жидких углеводородов там потребовалось осуществить бурение скважин с очень длинными горизонтальными стволами (> 3 300 метров), с применением более 30 стадий заканчивания и значительных объемов расклинивающего агента. ООО «Трайкан Велл Сервис»: Передача технологий - нелегкая задача. Как это часто бывает, системы, показавшие превосходные результаты на одном месторождении, могут не показать ожидаемые результаты на другом месторождении в том же самом географическом регионе. Ситуация может еще более осложниться, если мы говорим о применении технологии, разработанной в другом регионе, например в Северной Америке, которую необходимо применить в Западной Сибири. Trican Well Service осознает данные проблемы, поэтому для их рассмотрения и решения в прошлом году был открыт центр научных исследований и разработок на базе РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Первоначальной целью было использование опыта Trican наряду с базой знаний РГУ для адаптации наиболее перспективных технологий к российским условиям. В настоящее время мы успешно адаптировали, точнее, фактически переработали несколько систем для гидроразрыва в плотных пластах со сложными и уникальными условиями – например PolarFrac™ для сверхнизкотемпературного пласта с температурами, доходящими до 8 градусов С. Также мы работаем над адаптацией нашей системы TriFrac MLT™ с целью обеспечения ее совместимости с источниками воды на месторождениях Западной Сибири, чтобы в полной мере воспользоваться ее преимуществами для снижения логистических затрат наших клиентов на транспортировку воды, что составляет значительную долю стоимости работ по гидроразрыву пласта с использованием реагентов на водной основе в плотных коллекторах. Carbo www.rogtecmagazine.com

completion systems portfolio. The vision of our company is to provide the complete solution starting with completion, cementing, hydraulic fracturing, and finishing with coiled tubing. This can save much time to our customers. We also believe that our continued focus on meeting the needs of our customers, our sustainable investments in R&D, global experience, expertise and skills will allow us to deliver customized solutions for both Russian traditional and unconventional resources and provide high-quality service. Carbo Ceramics: We are producers of proppant which is used in hydraulic fracturing and we are proud of our consistent product quality worldwide. This quality gives our customers predictable and consistent production results. Our StrataGen engineering uses scientific methods not to model single fractures only but to determine the most efficient method for field development. We are very confident in our knowledge and we are the only company that has bi-lingual Russian engineers that have extensively worked in the US unconventional fields. We are ready to share this experience with our clients. Our FracPro software is the most popular frac simulation software in Russia. Baker Hughes: The regional operators learned from US lessons and started to use geoscience in unconventional reserves. Baker Hughes and CGG have formed an alliance to provide an integrated geoscience solution for shale reservoir exploration and production, which now allows operators to move from statistical drilling to targeted, sweet spot drilling, ensuring optimum return on investment. Out product Shadow plug is a large bore isolation device which incorporates an IN-Tallic frac ball. After stimulation, the ball disintegrates away leaving behind a large flowthrough ID ready for production eliminating the need to mill-out the plugs. And from a customer perspective, this technology provides a number of advantages such as the elimination of costly milling time, reduced cost and time save to complete a well. ProductionWave is a family of services tailored to boost production and reduce lifting costs in unconventional wells. It incorporates artificial lift, production chemicals and remote monitoring technologies. Halliburton: Again there are quite a few, but to summarize • Minimize the time from resource identification to commercial development • Maximize asset value; Increase total recoverable reserves Enhance production rate • Drive operational efficiency IHS: As producing companies move towards unconventional development, a tool set that is equipped to handle a large

ROGTEC 31

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ volume of wells in a short period of time with reliable results can be found in IHS Harmony. Membership in our Community of Best Practice will add the experience of our engineers that have analysed thousands of shale wells to our offering, ensuring that Russian companies have the tools, and guidance to use those tools, to achieve reliable analysis, modelling, and forecasting. IHS has a track record of equipping unconventional reservoir developers to drill, complete, and operate their wells using the best practices in the industry and to achieve economic success. Фото предоставлено компанией Weatherford Photo courtesy of Weatherford

Ceramics: Определяющим фактором являются характеристики коллектора. Если они похожи, то и результат можно считать высоко предсказуемым. Но нетрадиционные запасы по определению своему сильно различаются и для каждого нового типа плея необходимо провести исследования и выработать подход. Деньги, расходуемые на ультрасовременные инженерные разработки значительно полезнее традиционного метода проб и ошибок. Мы считаем, что интенсивный обмен опытом среди экспертов позволит ускорить темпы экономического развития нетрадиционных месторождений. Baker Hughes: Как вы, наверно, знаете, Baker Hughes является ведущей компанией в США по оказанию услуг многостадийного заканчивания скважин - от системы Fracpoint до системы Plug-and-Perf, и мы видим, что адаптация несколько отличается. Система многостадийного заканчивания скважин в открытом стволе Fracpoint применяется в России чаще, чем система Plug-and-Perf. И также в России мы не гонимся провести максимум стадий ГРП, но мы пытаемся провести обоснованное количество стадий, необходимое для максимальной добычи. Halliburton: Как я уже говорил, для нетрадиционных коллекторов нет единого «универсального» подхода к разработке, однако, анализируя местные нетрадиционные коллекторы, можно перенести в Россию опыт и технологии, апробированные на других аналогичных месторождениях, а затем адаптировать их с учетом конкретных характеристик и нужд российского рынка. Целью в данном случае является сокращение до минимума времени между обнаружением коллектора и началом его промышленной разработки. Также здесь присутствует элемент обучения, необходимый для прохождения российскими учеными и инженерами «кривой обучения» работе с нетрадиционными запасами. Я «вырос» на разработке традиционных запасов в районе Норт Слоуп на Аляске, и мне пришлось освоить

32 ROGTEC

новые подходы для достижения успеха в работе с нетрадиционными запасами. IHS: Адаптация является критически важным вопросом. Это одна из причин, по которой продукты IHS включают практически все принятые в данной индустрии методы анализа эксплуатационных показателей скважин, и они разрабатываются так, чтобы поддерживать разработанные пользователями последовательности операций. Несмотря на то, что можно применять и общие аналитические методы, порядок выполнения анализа газоконденсатной скважины на месторождении Игл Форд (Eagle Ford) отличается от порядка выполнения анализа скважины для добычи сланцевой нефти на месторождении Вака Муэрта (Vaca Muerta). Имеются также и такие факторы, как зависимые от давления переменные, естественная трещиноватость и прочие геологические воздействия, которые должны учитываться при проведении анализа. Опыт, однако, имеет огромную ценность, и большая часть нашего опыта работы с нетрадиционными запасами в IHS может использоваться для облегчения понимания того, какие соображения в части поведения пласта и критического анализа следует учитывать для нетрадиционных скважин. Какие преимущества получат местные добывающие компании благодаря внедрению или использованию ваших продуктов / услуг? Weatherford: Компания Weatherford стремится работать совместно с заказчиками, используя все преимущества интегрированного подхода и опираясь на решения, в основе которых лежат строгие научные принципы. У нас есть опыт работы с десятками тысяч скважин нетрадиционных месторождений, и мы точно знаем, что геология каждого региона уникальна, как и различны возникающие в процессе выполнения операций сложности. Поэтому важнейшими преимуществами работы с компанией Weatherford являются наши объективность и открытость. Мы не навязываем своих решений и предоставляем ответы лишь после совместного рассмотрения множества фактов, и именно поэтому www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL мы можем объективно рекомендовать оптимальную технологию для выполнения конкретных работ без потери времени и денег. ООО «Трайкан Велл Сервис»: Во-первых, Trican применяет упорядоченный и научный подход к исследованиям, разработкам, инновационным продуктам и технологическим процессам, при этом обязательно учитываются аспекты техники безопасности, качества и снижения воздействия на окружающую среду. Наши клиенты получают технологии и процессы, нацеленные не только на результативность, эффективность и значительную экономию, но в первую очередь на охрану труда, технику безопасности и охрану окружающей среды. Снижение воздействия наших работ на окружающую среду является одной из основополагающих ценностей компании Trican. В начале прошлого года мы также расширили наше подразделение по заканчиванию скважин, благодаря приобретению компании, базирующейся в Норвегии и специализирующейся на системах заканчивания и внутрискважинном оборудовании, тем самым расширив наши предложения по системам заканчивания. Видение нашей компании заключается в предоставлении полного технологического решения - от заканчивания, цементирования, гидроразрыва и до использования колтюбинга. Это может сэкономить много времени нашим клиентам. Мы также считаем, что наше постоянное взаимодействие с заказчиками, устойчивый уровень инвестиций в научноисследовательскую работу, мировой опыт, а так же наши знания и высококвалифицированные специалисты позволят нам предоставлять услуги самого высокого качества и технологические решения, подходящие как для традиционных ресурсов, так и для разработки нетрадиционных ресурсов в России. Carbo Ceramics: Мы производим проппант, используемый для ГРП и мы гордимся постоянством качества нашей продукции во всем мире. Наше качество обеспечивает нашим заказчикам предсказуемые и постоянно высокие производственные результаты. Инженерные разработки StrataGen используют научные методы не только для моделирования отдельного ГРП, но и для определения максимально эффективного метода разработки месторождений. Мы гордимся нашими знаниями и опытом, ведь только в нашей компании работают российские специалисты-билингвалы, обладающие значительным опытом работы на нетрадиционных плеях США. Мы готовы поделиться этим опытом с нашими заказчиками. Наш программный пакет FracPro – самый популярный в России продукт для моделирования ГРП. Baker Hughes: Региональные операторы сделали выводы из уроков США и начали применять геонаучные исследования в нетрадиционных запасах. Baker Hughes www.rogtecmagazine.com

и CGG образовали альянс для предоставления интегрированного геонаучного решения для разведки и эксплуатации сланцевых формаций. Данное решение позволяет операторам переходить от статистического бурения к целевому бурению высокопродуктивных зон, обеспечивая оптимальную окупаемость инвестиций. Наш продукт Shadow Plug - это устройство с увеличенным проходным отверстием для изоляции ствола скважины, в состав которого входит шарик “IN-Tallic” для многостадийного гидроразрыва. После интенсификации притока шарик растворяется, после чего остается сквозное отверстие с большим внутренним диаметром, готовое к эксплуатации, что устраняет необходимость в разбуривании пробок. С точки зрения заказчика, данная технология дает ряд преимуществ, например в том, что не надо тратить дорогостоящее время на фрезеровочные работы, при этом снижаются денежные затраты и сроки заканчивания скважины. ProductionWave - это группа услуг, предназначенных для повышения производительности и снижения себестоимости добычи нефти из нетрадиционных скважин. В нее входят технологии механизированной добычи, промышленных химреагентов и дистанционного контроля. Halliburton: Опять-таки, их довольно много, но главным образом это: • Сокращение до минимума времени между обнаружением коллектора и началом его промышленной разработки • Повышение ценности актива;; Увеличение общих извлекаемых запасов Увеличение дебита скважин • Повышение операционной эффективности IHS: Добывающим компаниям, двигающимся в направлении освоения нетрадиционных запасов, мы может предложить программу IHS Harmony, располагающую комплектом инструментов, рассчитанным на обработку информации по большому объему скважин за короткий период времени с надежными результатами. Членство в нашем “Сообществе передовых методов” добавит к предлагаемым нами продуктам опыт наших специалистов, проанализировавших тысячи скважин в сланце, и гарантирует наличие у российских компаний инструментов и указаний по пользованию такими инструментами с целью обеспечения надежного анализа, моделирования и прогнозирования. IHS хорошо известна тем, что предоставляет компаниямразработчикам нетрадиционных пластов инструментарий для бурения, заканчивания и эксплуатации их скважин с использованием передовых методов отрасли, а также для достижения экономической рентабельности.

ROGTEC 33

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ

Роберт Фалкс - Robert Fulks Weatherford

Дэниел Долл - Daniel Doll ООО «Трайкан Велл Сервис» - LLC Trican Well Service

Роберт Фалкс, директор по стратегическому маркетингу направления Закачка под давлением, работает в компании Weatherford уже более двадцати трех лет. Роб является членом группы технологий ГРП, а также занимает должность директора группы Разработка нетрадиционных ресурсов компании Weatherford. Группа отвечает за внедрение всего комплекса интегрированных сервисов на новых сланцевых месторождениях в Южной Америке, Азии, Африке и Европе. С 2005 года Роб играет важнейшую роль в разработке портфолио услуг компании Weatherford в сфере добычи сланцевой нефти и газа.

Дэниел Долл является Генеральным директором компании «Трайкан Велл Сервис» в России. Г-н Долл начал работу в компании «Трайкан» в 2011 г. в качестве Исполнительного директора по производству и на данный момент отвечает за всю производственную деятельность компании в России. Г-н Долл – квалифицированный инженер с более, чем 20-летним опытом работы в нефтегазовой индустрии. Он начал свою карьеру в 1991 году как полевой инженер, работая на морских буровых платформах в Мексиканском заливе. Затем г-н Долл занимал различные должности, связанные с производством, технологиями, маркетингом, а так же приобрел огромный опыт работы с технологиями цементирования скважин, ГРП, ГНКТ, а также борьбы с пескопроявлением. У Дэниела так же имеется многолетний опыт работы в транснациональных компаниях в различных регионах - США, Экваториальной Гвинее, Казахстане, Нигерии, Туркменистане, Узбекистане и России.

Роб окончил Военный институт в штате Вирджиния, получив степень бакалавра и став лучшим выпускником в своей группе. Затем поступил по государственной программе в аспирантуру экономического факультета Политехнического университета штата Вирджиния, а затем прошел программу MBA в университете Хьюстона. Карьеру в нефтегазовой отрасли Роберт начал в 1980 году в компании NL Baroid инженером по буровым растворам, затем был газокаротажником, а после – инженером по каротажу в процессе бурения в Мексиканском заливе. Затем он был переведен на должность инженера службы сбыта систем каротажа в процессе бурения. Роб имеет 33-летний опыт работы в нефтегазовой отрасли и состоит членом Общества инженеров-нефтяников (SPE) и Американской ассоциации геологов-нефтяников (AAPG). Он автор множества технических публикаций по разработке сухопутных и морских месторождений. Robert Fulks, Director of Strategic Marketing for Pressure Pumping, has been with Weatherford for more than twentythree years. In addition to being part of the fracturing technologies group Rob is also the Director of Weatherford’s Unconventional Resource Team (URT). The URT was chartered to introduce the same range of integrated services to emerging shale plays in South America, Asia, Africa and Europe. Since 2005 Rob has been instrumental in developing Weatherford’s shale oil & gas services portfolio.

Dan Doll is the General Director of Trican Well Service in Russia. Mr. Doll joined Trican as Executive Director, Operations in 2011, and is now responsible for Trican’s overall operations in Russia. Mr. Doll is a professional engineer with more than 20 years’ experience in the pressure pumping industry. He began his career as a field engineer, working offshore in the Gulf of Mexico in 1991. Since then, he has held various operational, technical and marketing positions and has a strong technical and operational background in cementing, fracturing, sand control and coiled tubing. In additional to his operational experience, Mr. Doll has a strong background in international business, having worked in the United States, Equatorial Guinea, Kazakhstan, Nigeria, Turkmenistan, Uzbekistan and Russia.

Rob received a BS from Virginia Military Institute (VMI) and was class valedictorian. Rob attended Virginia Tech economics grad school on a state fellowship and later an MBA at the University of Houston. He began his oilfield career in 1980 with NL Baroid as a mud engineer, mud logger, and LWD logging engineer in the Gulf of Mexico. He later was promoted as an LWD technical sales engineer. A thirty-three year veteran of the oil & gas industry, Rob Fulks is a member of SPE and AAPG and has authored numerous technical articles covering both onshore and offshore projects.

34 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL

Андрей Потапов - Andrey Potapov CARBO Ceramics (Eurasia) Андрей Потапов – менеджер по региональным продажам компании CARBO Ceramics (Евразия). Опыт его работы в нефтегазовой отрасли – более 12 лет: после выпуска из РГУ им. Губкина по специальности «разработка нефтяных и газовых месторождений», г-н Потапов работал в Российской Академии внешней торговли на факультете международной коммерции, занимал позиции менеджера по продажам и управляющего вопросами инспекции труб компании NOV Tuboscope, а также был экспертом по продажам сырой нефти компании Машиноимпорт. Andrey Potapov is Regional Sales Manager for CARBO Ceramics (Eurasia) and has over12 years of working experience in Oil and Gas Industry. He graduated from the Gubkin Russian State University with a degree in the development of oil and gas fields before working for the Russian Academy for Foreign Trade in the International Commercial faculty. Andrey also worked for NOV Tuboscope as Sales Manager, responsible for tubular inspection management and Machinoimport as an expert for crude oil sales.

Кевин Данн - Kevin Dunn IHS Кевин Данн - старший директор по техническим решениям в компании IHS. Он стал работать в IHS после недавнего вхождения в ее состав компании «Fekete Associates Inc.» в апреле 2013 года. Подразделение «IHS Energy» занимается техническими и экономическими вопросами в сфере энергетики и энергоносителей. Подробные учетные данные и прогнозы по поставкам нефти, газа и угля, в сочетании с аналитическими наработками по традиционным и развивающимся рынкам энергоресурсов, позволяют клиентам IHS принимать более продуманные и компетентные решения, начиная с базовых тактических действий и заканчивая общей стратегией. Kevin Dunn is Senior Director, Engineering Solutions at IHS. He joined IHS through the recent acquisition of Fekete Associates Inc. in April 2013. Prior to the acquisition, Kevin was the Vice President, Sales and Marketing for Fekete, where he spent the last 16 years in various roles including conducting pipeline modeling projects, performing well performance analysis on wells in various unconventional and conventional plays, and rigorous software testing. Kevin was responsible for the opening of Fekete’s office in Houston, Texas in 2011, which served as a software sales and support center for Fekete’s US based customers.

www.rogtecmagazine.com

Скот Эванс - Scot Evans Halliburton Скот Эванс - профессионал в области разведки и добычи углеводородом с 32-летним опытом работы в компаниях Exxon и Лэндмарк Графикс, Халлибуртон. В настоящий момент является вице-президентом по управлению интегрированными активами. За свою карьеру в нефтяной промышленности Скот накопил богатый опыт работы в геологии, разработке месторождений и ведении новых проектов. При его участии были разработаны методология и технологии планирования разработки месторождений, которые сейчас стали стандартами нефтегазовой промышленности. Начиная со сланцев Монтерей в Калифорнии, Скот уже более 25 лет посвятил работе с нетрадиционными запасами и коллекторами с естественной трещинноватостью. Скот является активным членом SPE, список публикаций которого насчитывает более десятка. Scot Evans is an E&P leader with a combined 32 years of experience with Exxon and Landmark Graphics/Halliburton. Currently Vice President of Halliburton’s Integrated Asset Management group, his background is in production geoscience, reservoir engineering and New Ventures. He has helped develop several methodologies and technologies in the area of field development planning that are now industry standards. He has been involved with unconventional and naturally fractured reservoirs for 25 years beginning with the Monterey Shale in California. Scot is an active member of the SPE with over 10 publications to date.

Андрей Кравченко - Andrey Kravchenko Baker Hughes Андрей Кравченко работает в компании «Baker Hughes» около 7 лет. В настоящее время он является менеджером по маркетингу и коммерческому развитию в московском офисе компании. Андрей занимал несколько различных должностей в отделе услуг по бурению. Он перешел на работу в Baker Hughes после окончания Уфимского государственного нефтяного технического университета в 2008 году по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин». Andrey Kravchenko has been working in Baker Hughes for around 7 years. Currently he is Marketing & BD Manager based in Moscow. Andrey has held several positions in Drilling Services Department. He joined Baker Hughes after graduating from Ufa State Petroleum Technological University in 2008 with specialty in Drilling of Oil and Gas Wells.

ROGTEC 35

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ

Освоение месторождений нефти низкопроницаемых пород в России

Tight Oil Developments in Russia Джеймс Хендерсон The Oxford Institute for Energy Studies

James Henderson Часть 2

3. Деятельность компаний на российских месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти Роснефть Как и подобает российской национальной нефтяной компании, Роснефть взяла на себя ведущую роль в разработке трудноизвлекаемых запасов нефти в стране, в частности после того, как в 2011 году было объявлено о создании совместного предприятия с ExxonMobil. Первоначально, наиболее важной частью данного совместного предприятия представлялись разведочные работы в арктических шельфовых регионах России, в частности в южной части Карского моря, но когда в июне 2012 года компании подтвердили свои совместные планы, стало очевидно, что наибольшие выгоды в ближайшей перспективе скорее всего ожидаются от освоения значительных ресурсов Баженовской свиты и Ачимовских отложений, в т.ч.

38 ROGTEC

The Oxford Institute for Energy Studies

Part 2

3. Corporate Activity in Russia’s Tight Oil Reservoirs Rosneft As befits Russia’s National Oil Company, Rosneft has taken the leading role in the development of the country’s tight oil reserves, in particular since the announcement of its joint venture with ExxonMobil in 2011. Initially the most significant part of this joint venture appeared to be the exploration of Russia’s Arctic offshore regions, in particular the South Kara Sea, but when the companies confirmed their joint plans in June 2012 it became clear that the near term benefits would most likely be seen in the development of Rosneft’s extensive Bazhenov and Achimov resources, including tight oil and shale oil reservoirs. The companies’ plans will focus on a pilot project covering 23 licences with an area of over 10,000 km2 and will include the drilling of new vertical and horizontal wells in addition to the deepening of existing wells and the revival of idle wells. www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL коллекторов трудноизвлекаемой нефти и сланцевой нефти. Планы компании будут фокусироваться на проекте опытно-промышленной разработки (ОПР), охватывающем 23 лицензионных участка площадью свыше 10 000 км2, в который, помимо углубления существующих скважин и восстановления бездействующих скважин, будет входить бурение новых вертикальных и горизонтальных скважин. Далее, в течение периода пробной эксплуатации (2013-2015 гг.), в пластах будет применена самая современная технология гидроразрыва, после чего будет выполнена оценка возможности применения расширенной схемы разработки. У Роснефти также есть второе предприятие с иностранным участием для разработки ее запасов в сланцах, т.к. Роснефть будет работать с компанией Statoil в Самарской области с целью разведки доманиковых горизонтов на ее 12 лицензионных участках. Так же как и в случае с совместным предприятием с ExxonMobil, Statoil предоставит финансирование и технический опыт в сотрудничестве с российскими работниками Роснефти в данном регионе. Роснефть предоставила ряд предварительных оценок своих потенциальных запасов трудноизвлекаемой нефти, в т. ч. оценку, датированную весной 2012 года, согласно которой ее запасы нефти в баженовской свите и трудноизвлекаемые запасы нефти составляют до 18 млрд. баррелей, а позже, на презентации для инвесторов в октябре 2012 года, была представлена более низкая оценка в 5,8 млрд. баррелей, которая затем была увеличена до 10,3 млрд. баррелей “трудноизвлекаемых” запасов, как было объявлено на круглом столе для аналитиков в Москве в мае 2013 года. Такое расхождение оценок отражает не только различия в определениях вышеупомянутых сланцевых, нетрадиционных и трудноизвлекаемых запасов и ресурсов нефти, но также то, что применение новой технологии, внедряемой компанией ExxonMobil, находится на очень ранней стадии. Как результат, другая оценка Роснефти, согласно которой объем добычи из ее нетрадиционных месторождений может достичь 300 тыс. баррелей в сутки к 2020 году, должна также рассматриваться с некоторой осторожностью. Тем не менее, Роснефть действительно имеет некоторый собственный опыт разведки и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, выполнив начальный проект добычи нефти из малопроницаемых пластов Салымской группы месторождений силами своего дочернего предприятия “Юганскнефтегаз”. Результаты ее работы не были особенно положительными, хотя компании удалось установить, что притоки в вертикальных скважинах, пробуренных к пластам www.rogtecmagazine.com

The latest fracking technology will then be applied to the formations during a trial period covering 2013–2015, after which an assessment will be made about a broader potential development scheme. Rosneft also has a second international partnership for its shale resources, since it will work with Statoil in the Samara region to explore the Domanic formations in twelve of its licences. As in the case of the ExxonMobil JV Statoil will be providing financial support and technical expertise in co-operation with Rosneft’s domestic employees in the region. Rosneft has provided a number of estimates of its tight oil potential, including an assessment in Spring 2012 that its Bazhenov and tight oil resources amounted to 18 billion barrels, followed by a lower 5.8 billion barrel estimate at an investor presentation in October 2012, which was then increased to 10.3 billion barrels of ‘hard-to-recover’ resources stated at a roundtable for analysts in Moscow in May 2013. This disparity in estimates reflects not only the varying definitions of shale, unconventional, ‘hard-to-recover’ and tight oil reserves and resources mentioned above but also the fact that the application of the new technology being introduced by ExxonMobil is at a very early stage. As a result, another Rosneft estimate that production from its unconventional resources could reach 300 kbpd by 2020 must also be viewed with some caution. Nevertheless, Rosneft does have some experience of its own in exploring for and developing tight oil resources, having undertaken an initial project to produce oil from the less permeable reservoirs at the Salym suite of fields via its Yuganskneftegas subsidiary. Its results were not particularly positive, although it did manage to establish that flow rates of 10 tonnes per day (c.75 bpd) could be sustained over several decades from vertical wells drilled into the Bazhenov and Abalak formations. This level of production, however, and the very low overall recovery rate of 7 per cent, would not make such a development economic on a widescale basis, hence the need for the more modern techniques planned to be used in the JV with ExxonMobil. Surgutneftegas Development of the tight oil resources around the Salym field has also been a focus for Surgutneftegas, and indeed the company has the longest history of any Russian company in the search for an economic way to develop ‘hard-to-recover’ oil. Over the past 30 years Surgutneftegas has drilled more than 600 wells into the Bazhenov formation on its licences, but the mixed results again highlight the difficulties in developing the resource successfully. 37 per cent of the company’s wells have been dry, demonstrating the problems with understanding the properties of a reservoir which is not homogenous, although more encouragingly the 63 per

ROGTEC 39

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ баженовско-абалакского комплекса, могут поддерживаться на протяжении нескольких десятков лет на уровне 10 т/сут. (или около 75 баррелей в сутки). Тем не менее, данный уровень добычи и очень низкий общий коэффициент извлечения нефти, составляющий 7%, не обеспечат экономическую целесообразность такого освоения в широком масштабе, отсюда возникает необходимость в более современных методах, которые планируется применять в СП с ExxonMobil. Сургутнефтегаз Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти в районе Салымского месторождения также было в центре внимания компании “Сургутнефтегаз”, и, действительно, у данной компании наиболее долгая, по сравнению с другими российскими компаниями, история поиска экономически целесообразного способа разработки трудноизвлекаемой нефти. В течение последних 30 лет компания “Сургутнефтегаз” пробурила более 600 скважин на баженовскую свиту на своих лицензионных участках, но противоречивость результатов, опять же, лишь подчеркивает трудности, связанные с успешной разработкой данных запасов. 37% скважин компании оказались «сухими», что демонстрирует проблемы в понимании геологических особенностей пласта, не являющегося однородным, но, с другой стороны, обнадеживает то, что в 63% скважин, в которых были получены притоки нефти, максимальные притоки составляли до 300 т/сут. (или около 2200 баррелей в сутки). За весь период своей деятельности к настоящему моменту компания “Сургутнефтегаз” добыла почти 9 млн. баррелей баженовской нефти, и хотя это в пересчете на весь 30-летний период дает довольно низкий дебит 800 баррелей в сутки, компания рассчитывает, что сможет добыть еще 30 млн. баррелей в следующие два десятилетия. С учетом несколько консервативного прогноза, согласно которому компания склонится к международному сотрудничеству и партнерству, представляется маловероятным, что компания “Сургутнефтегаз” будет находиться в авангарде освоения российских месторождений сланцевой нефти - она скорее будет второстепенным игроком, при этом продолжая разработку своих собственных технических решений по освоению месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Газпром нефть Газпром нефть, с другой стороны, практикует более инициативный подход и осуществляет два проекта добычи трудноизвлекаемой нефти, одновременно с этим планируя дальнейшее расширение своего участия в разработке сланцевых и плотных нефтяных пластов через покупку дополнительных

40 ROGTEC

cent of wells that have been successful have flowed up to a maximum of 300 tonnes per day (c.2,200 bpd). Over the life of its operations to date Surgutneftegas has produced almost 9 million barrels of Bazhenov oil, and although this equates to a rather low average of 800 bpd over the entire 30 year period the company estimates that it should be able to recover a further 30 million barrels during the next two decades. Given the somewhat conservative outlook that it adopts towards international co-operation and partnership it seems unlikely that Surgutneftegas will be at the forefront of Russia’s shale oil developments but will rather be a secondary player as it continues to develop its own technical solutions to the development of tight oil reservoirs. Gazprom Neft Gazprom Neft, on the other hand, is taking a more proactive approach and has two tight oil projects underway while also planning to further develop its exposure to shale and tight oil reservoirs through the purchase of additional licences. Shell is the company’s core partner in its first tight oil project, which is exploring the development of resources in the license area that contains existing conventional production from the Upper Salym field as part of the SPD 50:50 joint venture between the two companies. The JV partners have put together a plan for the implementation of an $80mm pilot project at the North Salym field, which contains deposits in the Bazhenov shale layer, and the intention is to further expand the JV in order to bid for new licences in the Khanty-Mansiisk region as part of a four year plan to bring major shale deposits into production in the region. Indeed Gazprom Neft has set out initial targets for the JV to commence production in 2015 before reaching peak output of 35 kbpd by 2024 and to ultimately exploit up to 650 mm barrels of reserves. In addition to its partnership with Shell, Gazprom Neft is also undertaking a project to review and potentially exploit the Palyanovskaya zone in the Bazhenov layer of the giant Krasnoleninsoye field. In August 2013 the company announced that that it would begin a four well pilot project by the end of 2013, with a plan to drill inclined wells into the tight oil layers over the next 18 months before deciding if a commercial development of the resource is possible. Gazprom Neft is well-placed to make this assessment as it has already brought 60 million barrels of tight oil into production from beneath existing fields in 2012 and plans to bring five more tight oil plays to the development phase from 2013. It also has extensive experience of using horizontal wells and hydro-fracking at its conventional fields in West Siberia, with plans to drill 120 horizontal wells and to conduct 90 multi-phase hydro-fracs in 2013. As a result it should be in a good position to deploy these skills in lower horizons, although the company has warned that www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 41

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ лицензионных участков. Shell является главным партнером компании в ее первом проекте добычи трудноизвлекаемой нефти, в рамках которого ведется исследование возможности разработки ресурсов на лицензионном участке, где находятся существующие “традиционные” объекты разработки Верхне-Салымского месторождения, в составе “СПД” , 50:50 совместного предприятия между двумя компаниями. Партнеры по СП составили совместный план реализации проекта ОПР стоимостью 80 млн. долларов на Северно-Салымском месторождении, содержащем отложения в баженовском сланцевом слое, и намереваются далее расширить СП с целью подачи заявки на новые лицензионные участки в Ханты-Мансийском автономном округе в рамках четырехлетнего плана по вводу в эксплуатацию основных сланцевых месторождений в регионе. При этом Газпром нефть наметил первоочередными задачами СП начать добычу в 2015 году, а к 2024 году достигнуть пикового объема добычи 35 тыс. баррелей в сутки, и в конечном счете освоить до 650 млн. баррелей запасов. Помимо своего партнерства с Shell, Газпром нефть также осуществляет проект оценки и возможной эксплуатации Пальяновской площади в баженовской свите гигантского Красноленинского месторождения. В августе 2013 года компания объявила о том, что к концу 2013 года начнет проект ОПР на четырех скважинах, планируя пробурить наклонные скважины на плотные нефтяные пласты в течение последующих 18 месяцев, после чего примет решение о возможности промышленного освоения данных запасов. Газпром нефть имеет все возможности для того, чтобы выполнить данную оценку, т.к. она уже ввела в эксплуатацию 60 млн. баррелей трудноизвлекаемой нефти под существующими залежами в 2012 году и планирует перевести еще пять плотных нефтяных пластов на этап разработки, начиная с 2013 года. У Газпромнефти также накоплен обширный опыт использования горизонтальных скважин и гидроразрыва на своих месторождениях традиционной нефти в Западной Сибири, и она планирует пробурить 120 горизонтальных скважин и выполнить 90 многоступенчатых гидроразрывов в 2013 году. Как результат, компания должна быть в состоянии применить данные навыки в нижележащих горизонтах, хотя компания предупредила, что нехватка технических ресурсов в России может оказаться сдерживающим фактором в деле полномасштабной эксплуатации баженовских запасов. ЛУКойл Компания ЛУКойл выражала свой энтузиазм по поводу запасов трудноизвлекаемой и сланцевой

42 ROGTEC

a shortage of technical resources in Russia could be a limiting factor in the full exploitation of the Bazhenov resource. LUKOIL LUKOIL has been expressing its enthusiasm for tight and shale oil resources for the past two years, with company vice president Leonid Fedun describing it as ‘our Bakken’ and stating that ‘we have the reserves, and sooner or later we will get them out’. Indeed LUKOIL has already begun to exploit the deeper and less permeable resources below its existing fields in West Siberia, noting in its 2013 Databook that it is increasing output at the Vostochno Perevalnoye and Potochnoye fields using multi-zone fracturing of horizontal wells to exploit the Achimov deposits in its licences. Although neither field is large (they have a combined proved reserve base of c.350 million barrels) the techniques being used there have helped to reverse production declines and that will also be applicable as the company moves to develop other tight oil reservoirs, including the Bazhenov, at current and new licences. In 2012 the company acquired the licences to the Imilorsky deposits in the Khanty Mansiisk region, which contain significant tight oil resources, and has also announced during a recent conference call that it is looking to acquire one or two more ‘hard-to-recover’ assets in the near future in order to take advantage of the improved economics for such reserves. LUKOIL also owns a 100 per cent subsidiary RITEK which has for some time been specialising in the recovery of ‘hard-to-develop’ reserves. Indeed the company, whose acronym stands for Russian Innovative Fuel Energy Company, is currently pioneering the development of Bazhenov shale reserves using a combination of horizontal drilling, hydro-fracking and thermal gas treatment technology. Two pilot projects, at the Galyanovskoye and Sredne-Nazymskoye fields, are currently investigating whether thermal gas treatment can help to improve the feasibility of producing shale oil by heating it up and allowing it to flow more easily through low permeability reservoirs, using techniques similar to those seen in the development of Canadian bitumen reserves. Although the trials are at an early stage it is hoped that the combination of heating and fracking could allow a much broader development of shale reservoirs throughout the LUKOIL portfolio. TNK-BP Although TNK-BP is now owned by Rosneft and no longer reports its activities separately, the company’s tight oil development plans before the takeover included seven pilot projects in West Siberia with a resource estimate of approximately 4.5 billion barrels. Indeed the company has been quoted as stating that it has almost 7.5 billion barrels of tight oil resources in West Siberia www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 43

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ нефти в течение последних двух лет, при этом вицепрезидент компании Леонид Федун описывает их как “наш Баккен” и заявляет, что “у нас есть запасы, и рано или поздно мы их извлечем”. И действительно, ЛУКойл уже приступила к эксплуатации запасов в глубоко залегающих и малопроницаемых пластах под своими существующими месторождениями в Западной Сибири, указав в своем официальном справочнике за 2013 год, что она увеличивает объемы производства на Восточно-Перевальном и Поточном месторождениях с использованием многоступенчатого гидроразрыва горизонтальных скважин для эксплуатации ачимовских отложений на своих лицензионных участках. Хотя ни одно из этих месторождений не является крупным (их совокупные доказанные запасы составляют около 350 млн. баррелей), применяемые на них методы помогают предотвратить падение добычи, и это будет также важно потому, что компания переходит к разработке других плотных нефтяных пластов, включая баженовскую свиту, на текущих и новых лицензионных участках. В 2012 году компания приобрела лицензионные участки для разработки Имилорских отложений в ХМАО, которые содержат значительные запасы трудноизвлекаемой нефти, а также объявила в ходе недавней телеконференции, что планирует приобрести еще один или два “трудноизвлекаемых” объекта в краткосрочной перспективе, чтобы воспользоваться преимуществами высокой экономической целесообразности таких запасов. В 100% собственности ЛУКойл также находится дочернее предприятие РИТЭК, которое уже некоторое время специализируется на извлечении трудноизвлекаемых запасов. И действительно, компания, название которой расшифровывается как “Российская инновационная топливноэнергетическая компания”, в настоящее время ведет первоначальную разработку баженовских запасов сланцевой нефти с одновременным применением горизонтального бурения, гидроразрыва и технологии термогазохимического воздействия на пласт. В рамках двух проектов ОПР, на Гальяновском и Средне-Назымском месторождениях, в настоящее время изучается, может ли помочь термогазохимическое воздействие на пласт повышению возможности добычи сланцевой нефти путем ее нагрева и улучшения ее притока сквозь низкопроницаемые пласты с использованием методов, аналогичных тем, что применяются при разработке канадских запасов битуминозной нефти. Хотя пробная разработка сейчас находится на ранней стадии, есть надежда, что сочетание нагрева и гидроразрыва позволит осуществлять намного более широкую разработку сланцевых пластов на всех предприятиях ЛУКойла.

44 ROGTEC

alone, with more than 20 billion barrels of total ‘difficultto-recover’ resources overall. A number of the pilot projects are aimed at the development of new reservoirs at existing fields, with the North Khokhryakovskoye field being a good example. Current production from the conventional layers of the field is 1,600 barrels per day and the company aims to double this figure in 2013 by exploiting the 350 mm barrels of tight oil reserves at the field using the standard techniques of horizontal drilling and multi-stage fracking. Although the production numbers are relatively small, the project will provide an indicator of the best methods to be used in the company’s tight reservoirs, and up to $100 million will be spent in 2013 to further the company’s understanding across all of its seven projects. A similar pilot will be conducted at the Ryabchik field on the borders of the giant Samotlor development, where almost 800 mm barrels of tight oil is believed to have development potential, while the company’s subsidiary Varyeganneftegaz plans to carry out a further three projects in partnership with Schlumberger in order to exploit the 2 billion barrels of ‘hard-to-recover’ reserves that it has on its books. Partnership has also been a theme in TNK-BP’s other two pilot projects, with the company working alongside Halliburton to exploit the Yem Yegovskoye field, another asset that is part of the huge Krasnoleninsky group of fields. TNK-BP’s share is estimated to contain around 750 mm barrels of light, tight oil, and Halliburton has taken on a risk contract to use its drilling and fracking technology to improve field performance, receiving bonus payments for beating specified operational targets. Prior to its takeover by Rosneft the company was looking to sign a similar deal to undertake its final pilot project at the Van Yogan field, with one of the company’s Deputy General Directors pointing out that the need for foreign contractors was based on the fact that ‘I think that in order to find some kind of efficient technology, we need to solve a whole lot of complex issues. Here we need quality well drilling and new completion methods, and it is precisely foreign service companies that have achieved success in these matters.’ Small Company Activity Aside from the large vertically integrated Russian oil companies and their foreign partners there are also a few small oil companies that are starting to investigate the country’s unconventional oil potential. Ruspetro is an independent company quoted on the London Stock Exchange that is primarily focused on the production of tight oil reserves in West Siberia. It operates licences in the Krasnoleninsky area, where it has gained access to licences covering 1,234 km2 of acreage with Bazhenov potential, and it has commenced initial exploratory work on these deeper reservoirs that are located below fields that already contain the company’s 1.8 billion of proved www.rogtecmagazine.com

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ

Партнерство также упоминается, когда речь заходит о двух других проектах ОПР ТНК-BP, с компанией, совместно с Halliburton ведущей эксплуатацию Ем-Ёговского месторождения - одного из объектов компании, входящих в огромную Красноленинскую группу месторождений. Доля

46 ROGTEC

Добыча - Production (bpd)

ТНК-BP and probable reserves. Meanwhile in the Tomsk region Хотя компанией ТНК-BP сейчас владеет Роснефть, и of Siberia Imperial Energy, a company now 100 per cent она больше не представляет отдельную отчетность owned by Indian National Oil Company ONGC, is also о своей деятельности, перед поглощением компании looking to exploit the shale and tight oil reserves in its ее планы по освоению трудноизвлекаемой нефти licences in order to offset steep declines in production включали семь проектов ОПР в Западной Сибири over the past two years. The company believes that it с ориентировочными запасами 4,5 млрд. баррелей. may have up to 2.1 billion barrels of tight oil resources Компания заявляла, что располагает почти 7,5 in its portfolio, and it is planning to start pilot projects млрд. баррелей запасов трудноизвлекаемой нефти in 2013 to investigate how much might be recoverable. в одной лишь Западной Сибири, и более 20 млрд. However, Imperial is seeking a strong partner to bring the баррелей суммарных трудноизвлекаемых запасов technical expertise and the financing that it will require в целом. Ряд проектов ОПР нацелен на разработку to fully appraise and develop its potential reserves, and новых пластов на существующих месторождениях, although there has apparently been some interest from при этом хорошим примером может служить potential partners no deal has been struck to date. Also Северно-Хохряковское месторождение. Текущий operating two licences in the Tomsk region, Petroneft is дебит из традиционных слоев месторождения another small company that has begun production from составляет 1600 баррелей в сутки, и компания traditional reservoirs but has also identified potential хочет удвоить этот показатель в 2013 году resources in the Bazhenov shale layers below its existing посредством эксплуатации 350 млн. баррелей fields. The company has yet to undertake any significant трудноизвлекаемых запасов на месторождении с appraisal work, but provides another example of применением стандартных методов горизонтального potential upside from the deeper unconventional layers in бурения и многоступенчатого гидроразрыва. Хотя West Siberia. цифры добычи относительно малы, проект станет индикатором оптимальных методов для применения 4. Achieving the Commercial Development of в плотных пластах компании, и в 2013 году будет Russia’s Tight Oil Resources потрачено до 100 млн. долларов на дальнейшее It is clear from the descriptions above that although изучение данного вопроса компанией на всех corporate enthusiasm for exploration of Russia’s семи ее проектах. Аналогичный проект ОПР будет unconventional resources is rising, and is also starting выполняться на Рябчиковском месторождении to involve international companies, most of the activity на границе гигантского Самотлорского concerns pilot projects to assess the size of the месторождения, где почти 800 млн. баррелей resource and the commercial realities of its extraction. трудноизвлекаемой нефти, как считается, имеют First results appear to have confirmed the geological потенциал для освоения, при этом дочернее Рис 4: Динамика добычи из типовой скважины Баженовского предприятие компании, месторождения “Варьеганнефтегаз”, Figure 4: Typical Bazhenov well production profile планирует осуществить еще три проекта в партнерстве 400 с компанией Schlumberger 350 с целью эксплуатации 2 млрд. баррелей 300 трудноизвлекаемых 250 запасов, находящихся на его балансе. 200 150 100 50 0 1

Год - Year 8 9

Добыча - Production (bpd) Источник: Собственные расчеты автора на основе данных компании Source: Author’s estimates based on company data

www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 47

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ TNK-BP оценивается в около 750 млн. баррелей легкой, трудноизвлекаемой нефти, и компания Halliburton заключила договор на условиях риска о применении ее технологии бурения и гидроразрыва для улучшения эксплуатационных характеристик месторождения, с получением премиальных выплат в случае перевыполнения плановых производственных показателей. До поглощения Роснефтью компания собиралась заключить аналогичную сделку для реализации ее заключительного проекта ОПР на Ван-Еганском месторождении, при этом один из заместителей генерального директора компании подчеркивал, что потребность в иностранных подрядчиках объяснялась тем, что “по моему мнению, чтобы найти некую эффективную технологию, нам необходимо решить целый ряд сложных вопросов. Здесь нам необходимо качественное бурение скважин и новые методы заканчивания, а в этих вопросах именно иностранные сервисные компании достигли успеха.” Деятельность небольших компаний Помимо крупных, вертикально интегрированных российских нефтяных компаний и их иностранных партнеров, имеется также несколько небольших нефтяных компаний, которые начинают исследовать потенциал нетрадиционной нефти в стране. Руспетро - независимая компания, котирующаяся на Лондонской фондовой бирже, которая в первую очередь фокусируется на добыче нефти из плотных нефтяных пластов в Западной Сибири. Она является компанией-оператором лицензионных участков в Красноленинском регионе, где получила доступ к лицензионным участкам общей площадью 1234 км2 с потенциальными запасами в баженовской свите, и приступила к начальным разведочным работам на данных глубоко залегающих пластах, расположенных под месторождениями, которые уже содержат 1,8 млрд. [баррелей] доказанных и вероятных запасов. Тем временем, в Томской области “Siberia Imperial Energy”, компания, которая сейчас находится в 100% владении Индийской национальной нефтяной компании (ONGC), также планирует эксплуатацию запасов сланцевой и трудноизвлекаемой нефти на своих лицензионных участках, чтобы компенсировать резкое падение добычи за последние два года. Компания считает, что у нее может быть до 2,1 млрд. баррелей запасов трудноизвлекаемой нефти в своем портфолио, и планирует начать проекты ОПР в 2013 году, чтобы узнать, какую часть нефти из данных запасов можно извлечь. Тем не менее, компания “Imperial” ищет сильного партнера, располагающего техническим опытом и денежными средствами, требующимися для полномасштабной оценки и разработки ее потенциальных запасов, и хотя потенциальные партнеры выражают определенную заинтересованность, никаких соглашений до

48 ROGTEC

uncertainties mentioned earlier, with initial flow rates from wells varying from 75 bpd day to 2,000 bpd, and in some extraordinary circumstances to 7,000 bpd. They also confirmed the well-known shale phenomenon of rapid production decline from individual wells, with output in year 2 being on average only 30 per cent of year 1 production, and year 3 output falling to only 20 per cent of the initial flow rates before a long decline output tail (see Figure 4 for a typical production profile). The greater risk that this has generated has been further compounded by the higher cost of drilling the necessary horizontal wells to a greater depth than has historically been associated with oil field development in Russia. While an average vertical well into a conventional West Siberian oil field might cost $1–2 million, a horizontal well into the deeper Bazhenov layer is more likely to cost in the region of $8–10 million, with some drilling companies estimating a possible cost as high as $15 million for more complex wells. By comparison US company Hess has reported that its average cost for drilling and completion of a well into the Bakken shale in North Dakota is now $8.6 million, while Marathon Oil reported that its average well cost into the Eagle Ford shale was in the region of $8–8.5 million in the fourth quarter of 2012. In Russia some companies have mentioned much lower drilling costs, with Rosneft citing a figure of $5 million per well, but it seems very unlikely that the average cost for the drilling and full completion of a well would be lower than in the very competitive US market. Source: Author’s estimates based on company data In light of these high well costs, variable flow rates and sharp decline rates that are so different from the traditional Russian oil field model, the economics of developing tight oil from the Bazhenov shale reservoirs require a tax system that allows swift cost recovery. The current Russian system, however, has been created for an industry largely producing from existing fields with low capital expenditure requirements. It is based on a revenue-based royalty (Mineral Extraction Tax or MET for short) and export tax regime that is applied to every barrel equally, from first production to final depletion, making no allowance for profitability. As a result, it has historically been very difficult to justify the commercial development of unconventional oil in Russia, especially as the effective tax rate at a $100 per barrel oil price has been around 60 per cent, assuming that 45 per cent of production is exported and 55 per cent sold domestically. For example, the author estimates that a Bazhenov well with a cost of $9 million and an initial flow rate of 50 tonnes per day (370 bpd) would have an IRR of minus 5% at an oil price of $100 per barrel under the tax system prevailing in the first half of 2013. Indeed it would need an export oil price of well over $200 per barrel to achieve a 15 per cent hurdle rate (assuming that 45 per cent of the oil is exported). www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 49

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ Рис 5: Экономические характеристики российской нетрадиционной нефти Figure 5: The Economics of Russian Unconventional Oil 120 100 80 60 40 20 0

$1 5m m

$1 4m m

$1 3m m

$1 2m m

$1 1m m

$1 0m m

$9 m m

$8 m m

$7 m m

$6 m m

-20

$5 m m

IRR (%)

настоящего момент еще не было подписано. Также оператором двух лицензионных участков в Томской области является компания “Petroneft”, еще одна небольшая компания, начавшая добычу из “традиционных” коллекторов, но она также выявила потенциальные запасы в баженовских сланцевых слоях под ее существующими месторождениями. Компания пока еще не начала каких-нибудь существенных оценочных работ, но она представляет собой еще один пример потенциальной выгоды от глубокозалегающих слоев нетрадиционной нефти в Западной Сибири.

Well Cost ($mm) 25tpd

50tpd

75tpd

100tpd

4. Выход на промышленную Источник: Собственные расчеты автора на основе цены нефти Urals Blend 100 долл. США за баррель разработку российских Source: Author’s calculations based on Urals Blend oil price of $100 per barrel запасов трудноизвлекаемой нефти As a result, a lengthy discussion has been continuing Из вышеописанного очевидно, что несмотря на between the oil industry and the Russian government рост энтузиазма компаний в отношении разведки concerning either the introduction of a profit based российских нетрадиционных запасов, а также tax system or a reduction in the current rates of MET включение в данный процесс международных and/or export tax. This has resulted in the passing at компаний, деятельность по большей части касается first reading of a bill that will significantly reduce, and проектов ОПР с целью оценки размера запасов и in some cases remove, the MET royalty tax from tight реальности их промышленного извлечения. Первые oil developments. The bill, which attempts to give результаты, как представляется, подтвердили tax breaks to a broad range of ‘hard-to-recover’ oil, геологические неопределенности, о которых essentially differentiates between reservoirs according упоминалось выше, при этом начальные дебиты to their permeability, the extent of field depletion and the скважин составляли от 75 баррелей в сутки до 2000 size of the oil-filled formation. Various co-efficients are баррелей в сутки, а в некоторых исключительных then applied to reduce the level of MET, with for example случаях доходили до 7000 баррелей в сутки. Они oil produced from layers with very low permeability and также подтвердили наличие хорошо известного no thicker than 10 metres being given a co-efficient of присущего сланцам явления быстрого падения 0.2 (that is, they pay 20 per cent of the current MET добычи из отдельных скважин, когда дебит rate), while similar reservoirs with a thickness more скважины во 2-м году эксплуатации составляет в than 10 metres will have a co-efficient of 0.4. The deep среднем лишь 30 процентов от дебита 1-го года, Tyumen deposits mentioned above will have a coа в 3-ем году эксплуатации дебит падает до всего efficient of 0.8, meaning that there will not be much лишь 20 процентов от начального, вслед за чем tax relief for any oil produced, but the shale layers in начинается долгое пологое падение дебита (см. the Bazhenov and its associated Abalak, Khadum and типовой профиль добычи на Рис. 4). Больший Domanik reservoirs will have a co-efficient of zero, риск, создаваемым данным явлением, еще более meaning that they will incur no MET for a period of 180 усугубляется более высокой стоимостью бурения tax periods (equivalent to 15 years). необходимых горизонтальных скважин на глубину больше той, что традиционно использовалась в The immediate impact of this tax change on a standard России для разработки нефтяных месторождений. shale well producing 50 tonnes per day and costing $9 В то время как средняя вертикальная скважина, million is impressive, but not completely persuasive. The пробуренная на традиционном западно-сибирском IRR is increases from minus 5 per cent to plus 7 per нефтяном месторождении, может стоить 1–2 млн. cent, but with most companies setting their hurdle rate in долларов, горизонтальная скважина, пробуренная the range 15–20 per cent this would still not be enough на нижележащий баженовский слой, вероятнее to justify investment. This highlights the key problem всего, будет стоить в районе 8–10 млн. долларов,

50 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ при этом некоторые буровые компании оценивают возможную стоимость бурения в 15 млн. долларов в случае более сложных скважин. Для сравнения отметим, что американская компания “Hess” сообщила о том, что средняя стоимость бурения и заканчивания одной ее скважины на баккеновскую сланцевую формацию в Северной Дакоте сейчас составляет 8,6 млн. долларов, а компания “Marathon Oil” сообщает о том, что средняя стоимость ее скважины, пробуренной на сланцевую формацию Игл-Форд, составляла около 8–8,5 млн. долларов в четвертом квартале 2012 г. В России некоторые компании упоминали гораздо более низкие затраты на бурение, при этом Роснефть приводила цифру 5 млн. долларов за скважину, но представляется очень маловероятным, что средняя стоимость бурения и полного заканчивания скважины будет ниже, чем на очень конкурентном рынке США. В свете данных высоких затрат на скважины, разброса дебитов и резких темпов падения добычи, которые так отличаются от традиционной российской модели нефтяного месторождения, экономические показатели разработки нетрадиционной нефти из баженовских сланцевых формаций требуют наличия налоговой системы, которая позволяет осуществлять быструю окупаемость затрат. Нынешняя российская система, однако, создана для отрасли, по большей части ведущей добычу из существующих месторождений с низкой потребностью в капиталовложениях. Она основана на роялти с дохода (т.е. налоге на добычу полезных ископаемых, сокращенно НДПИ) и режиме налога на экспорт, применяемом к каждому баррелю в равном размере, от первоначальной добычи и до окончательного истощения, без введения поправки на рентабельность. Как результат, исторически сложилось так, что промышленное освоение запасов нетрадиционной нефти в России очень сложно обосновать, особенно виду того, что действующая ставка налога при цене нефти 100 долларов за баррель составляет около 60 процентов, исходя из того, что 45 процентов добычи идет на экспорт, а 55 процентов реализуется на отечественном рынке. Например, по расчетам автора, скважина, пробуренная на баженовскую свиту, стоимостью 9 млн. долларов и с начальным дебитом 50 т/сут. (370 баррелей в сутки) имеет ВНР (внутреннюю норму рентабельности) минус 5% при цене нефти 100 долларов за баррель в соответствии с налоговой системой, общепринятой в первой половине 2013 г. Действительно, чтобы достичь 15% минимальной ставки доходности, необходимо, чтобы цена нефти на экспорт составляла значительно выше 200 долларов за баррель (исходя из того. что 45% нефти экспортируется).

52 ROGTEC

with the MET tax break, namely that it continues to apply the same break to all wells irrespective of cost or initial output, without regard to profitability. In essence, this is the same problem being faced by the Russian oil industry as a whole, except it is magnified because of the high costs involved and the huge range of uncertainty around many of the basic assumptions in the economic calculations. Figure 5 demonstrates the dramatic differences in the economic results between various well cost and initial output assumptions and underlines the continuing issue for all oil companies looking to develop Russian unconventional oil resources. As can be seen, a well with an initial output of 50 tonnes per day and a cost of $9 mm has an IRR of 7 per cent, but the same well producing 75 tonnes per day has an IRR of 24 per cent, and at 100 tonnes per day the IRR leaps to 44 per cent. Similarly a 50 tonne per day well has an IRR of 16 per cent at a $7 mm well cost but only 2 per cent at an $11mm cost. Although it might not seem surprising that a 50 per cent increase in output should produce a large increase in IRR, the key point here is that well output of 75 or 100 tonnes per day is well within the parameters of likely outcomes, but 25 tonnes per day is also perfectly possible, at which point the IRR barely gets above zero even if the well cost falls to $5 mm. Furthermore, these economics only take into account the cost of successful well development and make no allowance for the cost of the possible 35 per cent of wells that could be dry or non-commercial. Even if this ‘dry-hole’ percentage is reduced to 25 per cent or even 20 per cent the impact of the additional cost of one ineffective well in five would effectively add more than $2mm to the cost of each producing well, and as Figure 4 shows this could easily tip even a 75 tonne per day well into marginal economic territory. With the average well in the Bazhenov having an initial flow rate of 50 tonnes per day , however, it is not surprising that a number of companies are continuing to press for further tax breaks, including a reduction in the rate of export tax, from the Russian government. At present such a move is not under consideration, in particular because the impact on an already stretched Russian budget that relies heavily on oil export taxes would be too significant for the Ministry of Finance to countenance. As a result, although the current MET exemption is certainly a positive step towards the development of Russia’s shale and tight oil resources it may not be enough to encourage the full scale exploitation of the resource in the short term. A key indicator of the suitability of the tax regime is likely to emerge only after the completion of the Rosneft/ ExxonMobil pilot project in 2015, as this will provide some more accurate estimates for the key production and cost parameters for the economic calculations and ExxonMobil would be very unlikely to underwrite further www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL significant expenditure unless this was accommodated Как результат, между нефтяными компаниями и within a suitable tax environment. российским правительством на протяжении уже долгого времени ведется обсуждение возможности 5. A Practical Issue – The Availability of введения либо режима налогообложения прибыли, Sufficient Drilling Equipment либо снижения текущих ставок НДПИ и/или налога The issues of geology and taxation will clearly be critical на экспорт. В результате этого был принят в первом чтении законопроект, который существенно снизит, а to the development of Russia’s tight oil reserves, but a в некоторых случаях исключит НДПИ (платеж роялти) further complication could also emerge in the service industry, where the provision of sufficient equipment при освоении месторождений трудноизвлекаемой to meet aggressive development and production нефти. Законопроект, в рамках которого сделана objectives could be a significant problem. According to попытка предоставить налоговые льготы в data provided by REnergyCo, who produce monthly rig отношении широкого спектра трудноизвлекаемой statistics for Russia, the total current fleet of rigs working нефти, по сути разделяет проекты на категории in the country has varied between 717 in February and в зависимости от показателей проницаемости 978 in June 2013, and data from the Russian drilling коллекторов, степени выработанности company Eurasia Drilling would suggest that around 17 месторождения и размера нефтенасыщенного per cent of these would be powerful enough (1500 horse пласта. После этого применяются различные power or above) to drill коэффициенты с the deep horizontal Рис 6: Разбивка российского парка буровых станков целью снижения wells that are needed уровня НДПИ, при Figure 6: Breakdown of Russian rig fleet in the Achimov, этом, например, Bazhenov and Tyumen к нефти, добытой 2000hp, 2% reservoirs (see Figure из слоев с 500hp, 11% 1500hp, 15% 6). As a result we очень низкой can deduce that there проницаемостью are approximately и толщиной не 150–175 heavy rigs более 10 метров, active in Russia at применяется 750hp, 16% 1200hp, 8% present, but it would коэффициент also seem logical to 0,2 (т.е. conclude that they are соответствующая all already active drilling компания платит the 800 horizontal wells 20 процентов от that were completed текущей ставки in Russia in 2012 НДПИ), в то время on existing fields, как к нефти из particularly in Timan аналогичных Pechora and West коллекторов Siberia. As a result, толщиной более 1000hp, 48% it would seem to be 10 метров будет Источник: Eurasia Drilling Company safe to conclude that, применяться Source: Eurasia Drilling Company although some old rigs коэффициент will be freed up to work 0,4. К глубоким on unconventional reservoirs, it is likely that the majority отложениям тюменской свиты, упомянутым выше, of the rigs needed to develop Russia’s tight oil reservoirs будет применяться коэффициент 0,8, означающий, will need to be built over the next few years. Indeed rig что налоговая льгота на всю добытую нефть будет manufacturers are already anticipating a multi-billion не такой уж большой, но к сланцевым формациям в dollar bonanza as a result of this increased activity. баженовской свите и связанных с ней Абалакским, Хадумским и Доманиковым горизонтах будет A relatively simplistic analysis would appear to support применяться нулевой коэффициент, а это означает, this conclusion. If we assume, for the sake of argument, что они не будут облагаться НДПИ в течение 180 that all rigs required to carry out deep unconventional налоговых периодов (эквивалентных 15 годам). drilling will need to be new and that the Ministry of Natural Resources target of 1 mmbpd of production Непосредственное воздействие данного must be met in 10 years, then using standard изменения налога на типичную скважину в сланце, assumptions for initial well output, decline rate and производящую 50 тонн в сутки и стоящую 9 wells drilled per rig per year then we can estimate the млн. долларов, впечатляюще, но не до конца www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 53

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ убедительно. ВНР возрастает от минус 5% до плюс 7%, но учитывая то, что большинство компаний устанавливает свою минимальную ставку доходности в диапазоне 15-20%, этого все еще будет недостаточно для обоснования инвестиций. Это подчеркивает основную проблему с налоговой льготой по НДПИ, а именно то, что при этом продолжает применяться та же самая льгота ко всем скважинам, независимо от стоимости или начального дебита, без учета рентабельности. По сути, это та же самая проблема, которая стоит сейчас перед всей российской нефтяной отраслью в целом, за исключением того, что она усиливается ввиду высоких соответствующих затрат и огромной области неопределенности в отношении многих из исходных допущений в экономических расчетах. На Рис. 5 показаны существенные различия в экономических результатах между разнообразными допущениями по стоимости скважин и начальным дебитам, что представляет собой все еще нерешенный вопрос для всех нефтяных компаний, планирующих вести освоение российских запасов нетрадиционной нефти. Как видно из вышеприведенного, скважина с начальным дебитом 50 т/сут. и стоимостью 9 млн. долларов имеет ВНР 7 процентов, но та же самая скважина при дебите 75 т/сут. имеет ВНР 24 процента, а при дебите 100 т/сут. ВНР взлетает до 44 процентов. Аналогичным образом, скважина с дебитом 50 т/сут. имеет ВНР 16 процентов при стоимости скважины 7 млн. долларов, но лишь 2 процента при стоимости скважины 11 млн. долларов. Хотя может казаться неудивительным, что 50% рост дебита приводит к значительному повышению ВНР, главная идея здесь заключается в том, что дебит скважины 75 или 100 т/сут. находится вполне в пределах параметров возможных результатов, но 25 т/сут. - это также очень даже возможный дебит, при котром ВНР составляет лишь чуть больше нуля, даже если стоимость скважины снизится до 5 млн. долларов. Более того, данные экономические показатели учитывают лишь стоимость успешного освоения скважины и не вводят поправку на стоимость возможных 35 процентов скважин, которые могут оказаться сухими или малопродуктивными (нерентабельными). Даже если данную процентную долю сухих скважин снизить до 25% или даже 20%, воздействие дополнительной стоимости одной непродуктивной скважины из пяти добавит более 2 млн. долларов к стоимости каждой продуктивной скважины и, как показано на Рис. 4, это может легко перевести скважину с дебитом 75 т/ сут. в разряд экономически необоснованных. При том, что средняя скважина в баженовской свите имеет начальный дебит 50 т/сут. , однако,

54 ROGTEC

number of rigs required. We assume that the initial well production will be 50 tonnes per day and will decline as shown in Figure 3 above, and on this basis the number of wells required to reach output of 1mmbpd will peak at 1800 in year 10 of a full development programme (see Figure 7). In terms of the number of rigs needed to meet this drilling programme, we assume that each well will take 35 days to drill (compared to around 26 days for Bakken wells in the USA) and that there will also be time needed for movement between well sites and fields, which will probably be considerable. Eurasia Drilling estimates that it would take on average 45 days to move a rig from one field to another, but as it is likely that multiple wells will be drilled from the same site before any movement we have reduced this ‘down-time’ to an average of 25 days, in which case the implication is that each rig would be able to drill, on average, 6.1 wells per annum. This would imply that at the peak level of activity 220 rigs would need to be active drilling new wells to maintain output at or just above 1 mmbpd, and if one then includes a 25% contingency to allow for rig downtime and maintenance one can estimate that up to 275 new rigs might need to be constructed over the next 10 years to meet an aggressive Russian unconventional oil production target. In terms of a comparison with the US, around 180 rigs were active in North Dakota and Montana in August 2013 according to the Baker Hughes rig count statistics, supporting production of 700,000 bpd, implying production per rig of 3,900 bpd, while our Russian assumptions suggest that 275 rigs will be needed to sustain 1 mmbpd, or 3,600 bpd per rig. Given the difficulties of the Russian environment and the developing nature of the services industry there, this difference in efficiency would seem to be reasonable and provides some confidence in our estimate. The key question, of course, is whether this number of rigs can be built within the given 10 year timescale. Even if the forecast outlined above is only directionally correct, achieving 1 mmbpd of tight oil output would require a tripling of Russia’s heavy oil rig fleet, and with the individual cost of new heavy rigs estimated in a wide range of $10-60mm the total bill could reach as much as $15 billion, or around $1.5 billion per annum over 10 years. By comparison, Eurasia Drilling, which accounted for 29 per cent of all onshore drilling in 2012 (see Figure 8) had a total capital expenditure for the year of $600 mm. Extrapolating this to create an approximation for the drilling industry as a whole, we can surmise that total OFS drilling capital expenditure might have totalled $2 billion in 2012, meaning that our estimate of the potential annual requirement for unconventional drilling alone would account for 75% of this if the Ministry of Natural Resources target is to be met. Of course it must be acknowledged that all these calculations are highly theoretical at present, but they www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL неудивительно, что ряд компаний продолжает бороться за получение от российского правительства дополнительных налоговых льгот, в т. ч. за снижение ставки налога на экспорт. В настоящее время такой шаг не рассматривается, в частности потому, что воздействие на и так уже раздутый российский бюджет, полагающийся в основном на налоги на экспорт нефти, будет слишком большим, и Министерство Финансов не пойдет на это. Как результат, хотя нынешнее освобождение от НДПИ определенно является положительным шагом к освоению российских запасов сланцевой и трудноизвлекаемой нефти, его может быть недостаточно для стимулирования полномасштабной эксплуатации данных запасов в краткосрочной перспективе. Ключевой индикатор соответствия налогового режима, вероятно, появится только после завершения в 2015 году проекта ОПР, выполняемого Роснефтью и ExxonMobil, т.к. благодаря нему будут получены несколько более точные оценки ключевых параметров добычи и затрат для экономических расчетов, а ExxonMobil вряд ли примет решение об осуществлении дополнительных существенных затрат, если оно не будет вписываться в рамки устраивающего компанию режима налогообложения. 5. Практический вопрос - наличие достаточного количества бурового оборудования Вопросы геологии и налогообложения, очевидно, будут критически важными при освоении российских запасов трудноизвлекаемой нефти, но также может появиться дополнительное осложнение в сервисной отрасли, где предоставление достаточного числа оборудования для выполнения амбициозных целевых показателей освоения и добычи может представлять собой серьезную проблему. Согласно информации, предоставленной компанией “REnergyCo”, которая составляет ежемесячную статистическую отчетность по буровым станкам для России, общий текущий парк станков, работающих в стране, составлял от 717 в феврале и 978 в июне 2013 г., а согласно информации, полученной от российской буровой компании “Eurasia Drilling”, предполагается, что около 17 процентов данных станков будут достаточно мощными (1500 л/с или более) для бурения глубоких горизонтальных скважин, которые необходимы в ачимовских, баженовских и тюменских горизонтах (см. Рис. 6). Как результат, мы можем сделать вывод, что в настоящее время в России активно работают около 150-175 станков большой грузоподъемности, но также будет логичным заключить, что все они уже активно заняты на бурении 800 горизонтальных скважин, которые были закончены в России в 2012 году на существующих месторождениях, в т. ч. в Тиман-Печорском районе www.rogtecmagazine.com

do at least highlight the very real potential of an OFS industry capacity constraint over the next decade in Russia. Indeed, even short term forecasts of likely drilling activity underline the tremendous growth that is likely to occur as more intensive and deeper exploration and development activities proceed. Figure 9 shows an industry forecast for the increasing drilling volumes and the growing prevalence of horizontal drilling in Russia to underline the point. One final point about the investment required in Russia’s oilfield services industry is that there may be a significant risk of delay in spending while oil companies establish the true potential of the resource base. Oilfield service companies will not invest in the drilling capacity to service an industry producing 1mmbpd until they know that this potential can be reached and therefore that their new rigs will be able to make a reasonable rate of return over the medium to long term. An outcome that saw either production targets being missed or production peaking at 1mmbpd but then going into rapid decline could spell disaster for service companies, and as a result they will be likely to invest cautiously as they see the unconventional industry in Russia grow. By default this is likely to temper the growth in production in the short term, meaning that more aggressive output targets are unlikely to be met. 6. Other issues Aside from the major issues of the economic viability of unconventional oil development in Russia and the availability of sufficient oil service capacity, there are a number of other questions that will need to be answered before companies make significant investment decisions. Law on Strategic Reserves: One legislative issue, at least for foreign companies, concerns the Law on Strategic Reserves which was introduced as an amendment to the Subsoil Law in May 2008, and which limits foreign involvement in fields with reserves above a certain size, namely 70 million tonnes (c.500 million barrels) for oil and 50bcm (c.1.75 Tcf) for gas. Any fields larger than this, or located offshore, must have a Russian company as a majority shareholder. However, because shale oil resources are much more complicated to define in compartmentalised blocks compared to conventional fields, which generally have a defined areal extent and depth below a trap of some kind, the Russian authorities may struggle to define accurately whether a particular company owns a strategic resource or not. This could in future create problems for any foreign company that might start as a majority shareholder in a license area only to find that its position is illegal. At present this potential problem is being resolved through the formation of JVs between Russian companies with a 51 per cent stake and foreign companies with a 49 per cent stake, but if the industry is to develop in a rapid and competitive

ROGTEC 55

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ и в Западной Сибири. Как результат, можно прийти к достаточно обоснованному заключению о том, что, несмотря на освобождение части старых станков для работы на пластах с нетрадиционной нефтью, вероятно, что большую часть станков, требующихся для освоения российских залежей трудноизвлекаемой нефти, понадобится изготовить в течение нескольких следующих лет. И действительно, компании-изготовители станков уже предвкушают многомиллиардные долларовые поступления в результате активизации данных работ.

fashion the issue of strategic reserves may need to be addressed in order to encourage a broader sweep of company involvement in unconventional oil development.

56 ROGTEC

No. of New Wells

Production (bpd)

Corporate landscape: This raises a second more subjective question about the corporate environment needed to catalyse successful development of unconventional reserves. The Unconventional Gas Centre in North Dakota lists 89 companies that operate in the Bakken shale area of the US alone, and it is this diversity of corporate involvement as well as the small and adaptive nature of many of the companies that has been Относительно упрощенный анализ, как at the heart of the success of the unconventional oil and представляется, подтверждает данный вывод. Если gas industry in that country. The largest producers from мы предположим, the Bakken shale in Рис 7: Расчет количества скважин, необходимых для в рамках данного 2012 were Whiting выполнения целевых показателей России по добыче обсуждения, Petroleum and трудноизвлекаемых запасов нефти что все станки, Hess, and although Figure 7: Estimate of wells needed to meet Russia’s tight oil требующиеся these are not production targets для проведения small companies, глубокого бурения with market 1200 2000 на пласты с capitalisations 1800 1000 нетрадиционной of $6.2 billion 1600 нефтью, должны and $26.5 billion 1400 800 быть новыми, и respectively, they are 1200 что намеченный not the multinational 600 1000 Министерством IOCs that were 800 природных ресурсов actually quite slow 400 600 целевой показатель to enter the US 400 добычи 1 млн. барр./ unconventional 200 200 сут. должен быть industry. As достигнут через 10 described by one 0 0 Year лет, то, используя industry participant 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 стандартные ‘the big international Wella Drilled Production (bpd) допущения по oil companies are Источник: Собственные расчеты автора начальному дебиту good at being Source: Author’s estimates скважины, темпам able to plan падения добычи и количеству пробуренных скважин ahead… have multi-year timeframes and can execute на станок в год, мы можем рассчитать число very complex projects. But all these things become требующихся станков. Предположим, что начальный weaknesses when you are working in shale plays. You дебит скважины будет составлять 50 т/сут., а темпы need to revisit your planning according to what you learn падения будут такими, как показано на Рис. 3 выше, about the reservoir, or the market. And that adaptive и с учетом этого количество скважин, необходимых planning is what the smaller companies are good at.’ для достижения поставленной цели 1 млн. барр./ Indeed one Chevron employee openly commented that сут., будет составлять на пике 1800 в 10-й год ‘we’re going to do it [shale oil development] right, [but] it программы полномасштабной разработки (см. Рис. will probably take us a little longer than some others.’ 7). Что касается числа станков, необходимых для выполнения данной программы бурения, допустим, The corporate landscape in Russia is in sharp contrast что на бурение каждой скважины уйдет 35 суток (по to the dynamic smaller company model in the US, with сравнению с 26 сутками на баккенских скважинах a few large companies leading the way, dominated by в США), и что также понадобится некоторое время the country’s NOC Rosneft. A partnership model with для перемещения станка между площадками large IOCs has been developed in order to introduce скважин и месторождениями, которое, вероятно, international technology and experience, but one будет значительным. По расчетам Eurasia Drilling, conclusion from the Chevron experience might be that на перемещение станка с одного месторождения progress is likely to be methodical rather than rapid. It is на другое уйдет в среднем 45 дней, но т. к. too early to draw any conclusions yet as to whether the вероятно, что с одной площадки будет буриться Russian model will ultimately be more or less successful www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL сразу несколько скважин, прежде чем станок будет than the US model, as the IOC/NOC partnership concept перемещен, мы уменьшили данное время простоя is itself at an early stage of development. All that can be до 25 дней, и в таком случае подразумевается, что said is that it is different and so inherently carries the risk каждый станок сможет пробурить, в среднем, 6,1 of becoming a longer term rather than a shorter term скважины в год. Таким образом, на пиковом уровне project, with large companies having a broader focus of активности понадобятся 220 активных станков для interests and concerns to act as potential distractions бурения новых скважин с целью поддержания дебита than the smaller and more entrepreneurial concerns that на уровне 1 млн. барр./сут. или чуть больше, и если have been at the forefront of shale oil developments in добавить к этой цифре 25% на непредвиденные the US. обстоятельства с учетом времени простоя и ремонта станков, можно заключить, что может Licensing: The relatively tight nature of Russia’s понадобиться изготовить до 275 новых станков corporate landscape is also exacerbated by the licensing в течение следующих 10 лет, чтобы обеспечить regime for tight and unconventional oil, which tends to выполнение амбициозного целевого показателя по favour larger companies. Much of the Bazhenov shale добыче российской reservoir lies below Рис 8: Доля компании в буровых работах на суше в России нетрадиционной existing licenses and (за 2012 г.) нефти. Если fields in West Siberia Figure 8: Company share of onshore drilling in Russia (2012) сравнивать с США, and, as has been то там, согласно mentioned above, is Other In-house, 8% статистическим the main source rock данным по числу for oil in the region. In станков компании some instances the RN-Burenie, 9% Eurasia, 29% “Baker Hughes”, в licenses for shallower августе 2013 г. в reservoirs also extend Северной Дакоте и down to the deeper Монтане работали shale layers, and so около 180 станков, the large companies обеспечивая добычу which dominate 700 000 барр./сут., Russian production таким образом объем have extensive добычи на станок Bazhenov exposure Surgut, 23% составлял 3900 барр./ by default. Even if SSK, 7% сут., в то время the current licenses как по российским do not currently предположениям, для extend down to the RU Energy, 7% поддержания добычи Bazhenov, however, WFT, 4% на уровне 1 млн. барр./ it is expected that Other Independants, Erriell, 2% 11% сут., понадобится 275 companies owning станков, или 3600 the shallower licenses Источник: Eurasia Drilling барр./сут. на станок. will be able to extend Source: Eurasia Drilling Company С учетом трудностей their exploration to российского климата и развивающегося характера the deeper horizons as a matter of course. As far as new сервисной отрасли в России, данное различие licenses are concerned, Gazprom Neft has identified в результатах кажется разумно обоснованным и acreage containing a potential 8-10 billion tons (60–75 обеспечивает некоторую степень уверенности в billion barrels) of resources that has yet to be allocated нашей оценке. in the Khanty-Mansiisk region alone, so the possibility of new entrants arriving still remains. Given the current Ключевым вопросом, конечно, является то, government preference towards state-controlled возможно ли будет изготовить такое количество institutions, however, highlighted by a recent Fitch станков в течение данного 10-летнего периода. ratings agency report, and the implications of the Law on Даже если приведенный выше прогноз верен лишь Strategic Reserves discussed above, it would seem likely как ориентировочный, достижение уровня добычи that the majority of this new acreage will go to the same трудноизвлекаемой нефти 1 млрд. барр./сут. group of companies that currently dominate the industry. потребует трехкратного увеличения парка тяжелых станков России, а при том, что индивидуальная Environment and water issues: Russia’s huge стоимость новых тяжелых станков оценивается в geographical expanse means that it is unlikely to be широких пределах от 10 до 60 млн. долларов, в troubled by the environmental concerns that are currently www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 57

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ

58 ROGTEC

mm meters

сумме это составит целых 15 млрд. долларов, или facing more densely populated countries where lobby около 1,5 млрд. долларов в год на протяжении 10 groups are raising concerns about the possible impact лет. Для сравнения отметим, что Eurasia Drilling, of fracking on supplies of potable water and the risk которая в 2012 году выполнила 29 процентов от of seismic disturbances. Nevertheless, Russia does всех буровых работ на суше (см. Рис. 8), произвела have some strict environmental laws that can impose капзатраты за год на общую сумму 600 млн. severe fines on companies that cause damage through долларов. Если экстраполировать эту цифру, чтобы leaks or harmful waste disposal, and it is currently создать аппроксимацию для буровой отрасли в unclear whether these might need to be adapted целом, мы можем предположить, что суммарные further to account for the increased activity that would капзатраты на бурение нефтепромысловых result from significant horizontal drilling and well сервисных компаний в 2012 году могли составить fracking involved in the development of tight and shale 2 млрд. долларов, а это означает, что наша оценка resources. Given that activity on tight reservoirs using потенциальной годовой потребности лишь в бурении these techniques has been underway for some years нетрадиционными способами может составить under current legislation one might assume that this 75% указанной суммы, если потребуется достичь will remain the situation if drilling for unconventional целевых показателей resources Рис 9: Прогноз буровых работ в России на период до 2015 года Министерства expands. Given the Figure 9: Forecast of drilling activity in Russia to 2015 природных ресурсов. difficult terrain in Siberia, however, 30 Конечно, приходится combined with the 4.5 признать, что все extreme weather 25 4 данные расчеты conditions, which в настоящее means that the 3.5 20 время являются в landscape changes 3 значительной степени from a frozen 15 2.5 теоретическими, wasteland in winter 2 но они, по крайней to boggy marshes 10 1.5 мере, указывают на in summer, it 1 весьма реальный would not be 5 0.5 потенциал ограничения surprising if the в плане возможностей Russian authorities 0 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013E 2014E 2015E нефтепромысловых decided that Drilling (LHS) Horizontal (RHS) сервисных компаний new legislation is в России на required to manage Источник: Eurasia Drilling Source: Eurasia Drilling следующие 10 лет. a different type В действительности, of development даже краткосрочные прогнозы вероятных буровых activity that involves high levels of liquid injection and работ подчеркивают колоссальный рост, который, the need to deal with the return of at least 15 per cent вероятно, произойдет по мере того, как начнутся of injected water to the surface. Any examination of this более интенсивные и глубокие работы по разведке issue could clearly take some time and cause delays to и разработке. На Рис. 9, в подтверждение operational activity. вышесказанному, приведен отраслевой прогноз увеличения объемов бурения и роста числа One of the other main environmental issues may also горизонтально пробуренных скважин в России. concern the use of water. Although there would seem to be little risk of drought in Siberia, the fact that И последнее замечание по поводу инвестиций, temperatures remain below zero for a significant part of требующихся в отрасли нефтепромысловых услуг the year means that the issue of water provision could в России - может существовать значительный be a significant one. This may require state approval for риск задержки осуществления затрат, пока a broader network of heated pipelines to manage winter нефтяные компании устанавливают истинный water supply, the expansion of road transport fleets and потенциал ресурсной базы. Нефтепромысловые storage facilities to cater for water provision at different сервисные компании не будут инвестировать в times of the year and an adaptation of the rules for water буровое оборудование для обслуживания отрасли, extraction and injection that are currently managed by производящей 1 млн. баррелей в сутки, пока не the Ministry of Natural Resources. None of these issues будут знать, что данный потенциал может быть are insurmountable, of course, but could nevertheless достигнут и, следовательно, что их новые станки lengthen the process of moving from the exploration to смогут достойно окупить себя в перспективе от full development of Russia’s unconventional resources. www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL среднесрочной до долгосрочной. Такое развитие событий, при котором либо целевые показатели добычи не будут достигнуты, либо суммарный дебит достигнет отметки 1 млн. барр./сут. а затем резко снизится, может обернуться катастрофой для сервисных компаний и, как результат, они, вероятно, станут осуществлять осторожные инвестиции по мере того, как будут наблюдать рост отрасли нетрадиционной добычи в России. По умолчанию, это, вероятно, сдержит рост добычи в краткосрочной перспективе, а это означает, что более амбициозные целевые показатели добычи вряд ли будут выполнены. 6. Прочие вопросы Помимо основных вопросов экономической целесообразности разработки нефти нетрадиционными методами в России и наличия достаточных мощностей у сервисных компаний, есть ряд других вопросов, на которые необходимо дать ответ, прежде чем компании примут решения о значительных инвестициях. Закон “О стратегических запасах”: Одна правовая проблема, как минимум для иностранных компаний, связана с Законом “О стратегических запасах”, который был принят в виде изменения к Закону “О недрах” в мае 2008 г., и который ограничивает иностранное участие в месторождениях с запасами, превышающими определенную величину, а именно 70 млн. тонн (или около 500 млн. баррелей) по нефти и 50 млрд. куб. м. (или около 1,75 триллиона куб. футов) по газу. Для любых месторождений, превышающих данный размер, или расположенных на континентальном шельфе, владельцем контрольного пакета акций должна быть российская компания. Тем не менее, поскольку запасы сланцевой нефти намного сложнее определить в разобщенных нефтяных блоках, чем на месторождениях традиционной нефти, у которых, как правило, имеется определенное площадное распространение и глубина под ловушкой того или иного вида, российские власти могут затрудниться с точным определением, владеет или нет стратегическими запасами отдельно взятая компания. В будущем это может создать проблемы для любой иностранной компании, которая может приступить к работе как владелец контрольного пакета акций на лицензионном участке, и лишь потом обнаружить, что это является противозаконным. В настоящее время данная потенциальная проблема решается путем создания совместных предприятий между российскими компаниями, владеющими 51 процентом акций, и иностранными компаниями с 49% долей участия, но для того, чтобы развитие данной отрасли было быстрым и конкурентным, может понадобиться окончательно решить www.rogtecmagazine.com

Manpower requirements: A final, and much more subjective, question concerns the availability of sufficient skilled labour in Russia’s oil heartland to meet the requirements of the much more intensive work required to exploit unconventional oil and gas. While it is impossible to be definitive at this early stage of the resource development, the development of the Bakken resource in the US is estimated to be creating 65,000 new industry-related jobs, and the boom in oil production in North Dakota is causing a shortage of manpower and facilities. As one industry participant described the situation – ‘we need help, we need manpower and we need intelligence.’ In Russia much of the country’s skilled oil industry workforce is already heavily engaged in stemming the decline of the country’s existing assets and indeed the economy as a whole could be facing labour shortages as the population declines, with the consequence that if a dramatic increase in drilling is required to accelerate unconventional output then it is likely that significant additional manpower will be required that cannot just be shifted from existing fields. Of course foreign company participation can alleviate this problem to an extent, but nevertheless there must be some question about the availability of skilled human resources in West Siberia to meet future industry needs. 7. Conclusions Russia’s traditional oilfields in West Siberia are in decline and the Russia government and its oil companies are therefore faced with some stark choices if they wish to retain the country’s oil production above 10 mmbpd. Much excitement has been generated by the huge exploration potential of the country’s offshore basins, with joint ventures being formed between Rosneft and various IOCs to exploit licenses in the South Kara, Barents and Black Seas and with tax incentives being provided by the Russian administration to encourage investment. A separate element of these joint ventures has also been the exploitation of Russia’s tight and shale oil resources, which could in fact produce a more rapid result in terms of production to replace any decline from current fields. Indeed, with the USGS estimating that Russia is the largest holder of shale oil resources in the world, with 75 billion barrels of potentially recoverable resources, it would seem that the opportunity is huge, and the Russian Ministry of Natural Resources has set a target of 1 mmbpd of production from this resource base by 2025. This enthusiasm, however, needs to be tempered because of a number of issues that will need to be faced if successful development of Russia’s unconventional oil is to be achieved. The country’s most extensive shale oil, in the Bazhenov reservoir, has been likened to the Bakken resources in North Dakota which are currently producing over 700,000 bpd, but the differences between the two areas are as interesting as

ROGTEC 59

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ вопрос стратегических запасов, чтобы привлечь более широкий спектр компаний к освоению нетрадиционных запасов. Корпоративная среда: В связи с этим встает второй, более субъективный вопрос о корпоративной среде, необходимой для активизации успешного освоения нетрадиционных запасов. Центр нетрадиционной добычи газа в Северной Дакоте насчитал 89 компаний, работающих на одном лишь только участке сланцевой формации Баккен в США, и именно данное разнообразие корпоративного участия, а также малый размер и быстрая адаптация многих из компаний лежат в основе успеха отрасли добычи нефти и газа нетрадиционными методами в данной стране. Крупнейшими компаниями, осуществляющими добычу из сланцевой формации Баккен, были “Whiting Petroleum” и “Hess”, и хотя это компании немаленькие, с рыночной капитализацией 6,2 млрд. долларов и 26,5 млрд. долларов соответственно, они не являются международными нефтяными компаниями, которые, фактически, довольно медленно осуществляют вхождение в американскую отрасль нетрадиционной добычи нефти. По словам одного участника отраслевого рынка, “большие международные нефтяные компании хорошо умеют строить планы на будущее... их графики составляются на много лет вперед, и они могут реализовывать очень сложные проекты. Но все это превращается в недостатки, когда работаешь в сланцевых формациях. Такая работа требует внесения корректив в свои планы в зависимости от степени изученности пласта или от рыночной конъюнктуры. И такое адаптивное планирование лучше удается небольшим компаниям.” И действительно, один работник компании “Chevron” в открытую прокомментировал, что “мы собираемся осуществить это [разработку сланцевой нефти] правильным образом, [но] на это, вероятно, у нас уйдет больше времени, чем у некоторых других компаний.” Корпоративная среда в России резко контрастирует со сложившейся в США динамической моделью участия небольших компаний - в России несколько крупных компаний возглавляют процесс, и доминирует здесь “Роснефть”, национальная нефтяная компания страны. Модель партнерства с крупными международными нефтяными компаниями разработана с целью внедрения международных технологий и опыта, но одним заключением на основе опыта Chevron может быть то, что прогресс, вероятно, скорее будет методичным, а не быстрым. Пока еще слишком рано делать какие-либо выводы относительно того, будет ли российская модель в конечном счете более или менее успешной, чем американская, т. к. концепция партнерства

60 ROGTEC

the similarities. A detailed geological assessment of the more than 2 million km2 of Bazhenov reservoir has yet to be completed, but even the early seismic and drilling results suggest a significant heterogeneity across even short distances, with starkly different initial flow rates and decline curves from wells only a few kilometres apart. Furthermore, there is a large difference in well drilling cost estimates that again suggests a wide variety of operating conditions, increasing the risks for operators. In these circumstances a tax regime that focuses on royalty payments per barrel of oil produced or exported without regard for cost recovery is always going to make it difficult for oil companies to generate commercial returns from their investments. The Russian government has started to appreciate this fact, and recent legislation has offered a scale of MET royalty payments according to the difficulty of extraction, but as our analysis has shown even this may not be enough to encourage widescale investment. Reductions in export tax rates may also be required, but a more rational long-term approach would be a restructuring of the regulatory system to focus on taxing profits rather than revenues. The Russian administration is reluctant to do this for fear that ‘creative oil company accounting’ will result in the majority of oil production being classified as ‘hard-to-recover’, with a consequent loss in tax revenue, but it may be the case that the need to incentivise the development of Russia’s unconventional resources can provide an additional spur to action on a profit-tax regime for the Russian oil industry. Another key question for the development of Russia’s shale and tight oil resources will be the expansion of the oil service industry. The number of heavy oil rigs, which are capable of drilling the deep horizontal wells needed to exploit the Bazhenov reservoirs, will need to triple if the Ministry of Resources target is to be met, raising a question about the ability of the oil service industry to meet the possible $15 billion expenditure requirement. Furthermore, the industry will also have to expand its ownership of fracking equipment and other operational items, and this will put pressure both on its ability to finance so much purchasing in a relatively short period of time and its willingness to take the risk of investing in what remains an uncertain resource base. The other key issue which faces the Russian oil industry as it seeks to develop its unconventional resources is the overall corporate landscape of the sector. In North Dakota alone 89 small and medium-sized companies are involved in developing the Bakken shale, while in Russia four large and vertically integrated companies (now that Rosneft owns TNK-BP) are heading the drive to develop the Bazhenov reservoirs in co-operation with their new international partners. It is too early to say whether the new NOC-IOC partnership model that is becoming www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL международных и национальных нефтяных компаний сама по себе находится на ранней стадии разработки. Все, что можно сказать на данный момент, это то, что эта концепция иная, и поэтому в своей основе она содержит риск превращения в долгосрочный, а не краткосрочный проект, так как у крупных компаний имеется более широкий круг интересов и проблем, которые могут стать потенциальными отвлекающими факторами по сравнению с небольшими и по большей части связанными с предпринимательской деятельностью проблемами, возникающими в первую очередь в ходе освоения месторождений сланцевой нефти в США. Лицензирование: Относительно сложный характер российской корпоративной среды также отягощается режимом лицензирования в отношении трудноизвлекаемой и нетрадиционной нефти, который проявляет тенденцию к тому, чтобы отдавать предпочтение более крупным компаниям. Большая часть баженовской сланцевой формации залегает под существующими лицензионными участками и месторождениями в Западной Сибири и, как было упомянуто выше, она является главной нефтематеринской породой в регионе. В некоторых случаях лицензионные участки с коллекторами неглубокого залегания также простирались ниже, до залегающих глубже сланцевых формаций, и поэтому крупным компаниям, доминирующим в российском добывающем секторе, по умолчанию принадлежат значительные объемы в баженовской свите. Даже если нынешние лицензионные участки сейчас не простираются вниз до баженовских отложений, тем не менее, ожидается, что компании, владеющие лицензионными участками неглубокого залегания, смогут распространить свои разведочные площади на более глубокие горизонты, как нечто само собой разумеющееся. Что касается новых лицензионных участков, Газпром нефть выявила площадь, содержащую потенциальные 8-10 млрд. тонн (60–75 млрд. баррелей) запасов, которая еще предстоит распределить, лишь в одном ХМАО, так что все еще возможно появление на данном рынке новых участников. Однако с учетом того, что правительство сейчас отдает предпочтение организациям, контролируемым государством, что подчеркивается в недавнем отчете рейтингового агенства Fitch, а также возможных последствий введения описанного выше Закона о стратегических запасах, кажется вероятным, что большинство данной новой площади отойдет той же самой группе компаний, которые сейчас доминируют в отрасли. Вопросы охраны окружающей среды и водных ресурсов: То, что Россия занимает огромную географическую площадь, означает малую www.rogtecmagazine.com

prevalent in Russia will be successful in developing the country’s tight and shale oil resources. The suspicion must be, however, that companies with a broad sweep of domestic and international interests will be less likely to focus on the swift resolution of the many problems that are sure to be faced than the very entrepreneurial entities that are prevalent in the US unconventional sector. Overall, then, although Russia undoubtedly contains huge potential for the development of unconventional oil resources, it would seem unlikely that the aggressive Ministry of Natural Resources target will be met. We will know much more about the geological and commercial issues that the industry faces once the Rosneft-ExxonMobil pilot project is competed in 2015, but the suspicion is that the Russian government may need to show even more flexibility in its tax arrangements in order to encourage full scale development of the Bazhenov shale. On a positive note, this could produce the ultimate catalyst towards a full revision of the oil tax system towards a profit-based model, in order to ensure that production remains above 10 mmbpd. A less encouraging development would see continued concerns about a short-term loss of tax revenue leading to a continuation of the status quo with ad hoc adjustments, thus undermining the development of the industry and preventing even the more conservative Ministry of Energy targets for shale and tight oil production being met. вероятность того, что ее будут беспокоить те проблемы экологии, которые сейчас актуальны в странах с более высокой плотностью населения, где группы лоббистов сейчас поднимают вопросы о возможном воздействии гидроразрывов на источники питьевой воды и риске сейсмических возмущений. Несмотря на это, у России есть несколько строгих законов об охране окружающей среды, согласно которым можно налагать высокие штрафы на компании, причиняющие ущерб посредством утечек или сброса вредных отходов, и в настоящее время неясно, необходимо ли их дополнительно адаптировать с учетом активизации деятельности в результате значительных объемов горизонтального бурения и гидроразрыва пластов, применяющихся при освоении запасов трудноизвлекаемой и сланцевой нефти. С учетом того, что работы в плотных пластах с использованием данных методов ведутся на протяжении уже нескольких лет в рамках текущего законодательства, можно предположить, что ситуация не изменится при распространении бурения на запасы нетрадиционной нефти. Тем не менее,

ROGTEC 61

НЕТРАДИЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДЫ учитывая сложный рельеф Сибири в сочетании с неблагоприятными погодными условиями, означающие, что здешний ландшафт характеризуется промерзшими равнинами зимой и топкими болотами летом, будет неудивительным, если российские власти решат, что для управления различными видами работ по освоению, подразумевающими большие объемы нагнетания жидкости и необходимость учесть вынос на поверхность не менее 15 процентов закачанной воды, потребуется новое законодательство. Любое изучение данного вопроса, очевидно, может занять определенное время и вызвать задержки в выполнении работ. Еще одним важным вопросом в области экологии может также стать водопользование. Хотя в данном случае речь не идет о представляющемся маловероятным риске засухи в Сибири, но тот факт, что температуры составляют ниже нуля значительную часть года означает, что проблема водообеспечения может быть существенной. Для этого может потребоваться согласование с государством более широкой сети обогреваемых трубопроводов, чтобы обеспечить поставку воды в зимнее время, расширения парков автомобильного транспорта и объектов хранения, чтобы обеспечивать наличие воды в различные периоды года, а также адаптации нормативов отбора и нагнетания воды, которые сейчас контролируются Министерством природных ресурсов. Конечно, ни один из данных вопросов не является непреодолимым, но тем не менее они удлиняют процесс перехода от разведки к полномасштабной разработке российских нетрадиционных запасов нефти. Потребность в рабочей силе: Последний, и гораздо более субъективный вопрос касается наличия в самом сердце России достаточного числа квалифицированных работников, отвечающих требованиям гораздо более интенсивных работ, необходимых для эксплуатации нетрадиционых нефти и газа. При том, что на данной ранней стадии невозможно давать точные оценки, освоение запасов Баккена в США, по расчетам, создаст 65 000 новых рабочих мест в отрасли, а бум добычи нефти в Северной Дакоте сейчас вызывает дефицит рабочей силы и оборудования. Как описал сложившуюся ситуацию один из участников рынка – “мы нуждаемся в помощи, мы нуждаемся в рабочей силе и мы нуждаемся в информации.” В России большая часть квалифицированных работников уже активно привлечена к работам по предотвращению истощения существующих запасов страны и, действительно, экономика в целом может столкнуться с дефицитом рабочей силы по мере сокращения численности населения, с последствием, что если потребуется резко увеличить объемы бурения для ускорения

62 ROGTEC

извлечения нетрадиционной нефти, весьма вероятно, что потребуются в большом количестве дополнительные работники, которых нельзя просто перевести на новые объекты с существующих месторождений. Конечно, участие иностранных компаний может способствовать решению данной проблемы, но, несмотря на это, вопрос наличия квалифицированных кадров в Западной Сибири для удовлетворения будущих нужд отрасли по-прежнему актуален. 7. Выводы Российские месторождения традиционной нефти в Западной Сибири находятся на стадии истощения, и поэтому российскому правительству и его нефтяным компаниям придется сделать неизбежный выбор, если они желают сохранить объемы добычи нефти в стране на уровне свыше 10 млн. баррелей в сутки. Много энтузиазма вызвал огромный потенциал для разведочных работ шельфовых зон страны, это сопровождалось созданием совместных предприятий между Роснефтью и различными международными нефтяными компаниями с целью эксплуатации лицензионных участков в южной части Карского моря, Баренцева и Черного морей, и с введением российской администрацией налоговых льгот для привлечения инвестиций. Отдельным направлением деятельности данных совместных предприятий также является эксплуатация российских запасов нетрадиционной и сланцевой нефти, что может, по сути, дать более быстрый результат в плане объемов добычи, компенсирующих падение добычи на существующих месторождениях. Действительно, при том, что, по оценкам геологической службы США (USGS), Россия является крупнейшим владельцем запасов сланцевой нефти в мире, с 75 млрд. баррелей потенциально извлекаемых запасов, может показаться, что здесь открываются огромные возможности, и Министерство природных ресурсов РФ поставило цель к 2025 году добывать 1 млн. баррелей в сутки из данной ресурсной базы. Этот энтузиазм, однако, следует умерить, т.к. сначала требуется решить ряд вопросов, которые возникнут в случае необходимости успешного освоения российских запасов нетрадиционной нефти. Наиболее большие запасы сланцевой нефти в стране, в баженовской свите, сравнивают с запасами на месторождении Баккен в Северной Дакоте, где сейчас добывают более 700 000 баррелей нефти в сутки, но различия между этими двумя участками так же интересны, как и сходства. Детальная геологическая оценка более 2 млн. км2 баженовской свиты еще не завершена, но даже предварительные результаты сейсмических изысканий и бурения говорят о значительной неоднородности в пределах даже малых расстояний, с очень различающимися начальными дебитами и www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL кривыми падения добычи из скважин, находящихся друг от друга на расстоянии всего лишь нескольких километров. Кроме того, существует большое различие в оценках затрат на бурение, что, опять же, предполагает широкий разброс условий эксплуатации, при этому увеличивая риски для компаний-операторов. В данных обстоятельствах налоговый режим, фокусирующийся на платежах роялти за баррель добытой или экспортированной нефти без учета возмещения производственных затрат всегда будет затруднять для нефтяных компаний обеспечение коммерческой окупаемости своих инвестиций. Российское правительство начало принимать во внимание данный факт, и недавние законодательные решения предлагают различные платежи роялти в виде налога на добычу полезных ископаемых в зависимости от сложности извлечения, но как показал наш анализ, даже этого может быть недостаточно для привлечения широкомасштабных инвестиций. Может также потребоваться снижение ставок налога на экспорт, но более рациональным подходом в долгосрочной перспективе была бы реструктуризация нормативной базы, чтобы она фокусировалась на обложении налогом прибыли, а не дохода. Российская администрация не желает идти на это, опасаясь, что “гибкая система бухгалтерского учета в нефтяных компаниях” в результате приведет к тому, что большая часть добытой нефти будет классифицироваться как “трудноизвлекаемая”, с последующим сокращением налоговых поступлений, но может оказаться так, что необходимость в стимулировании освоения российских запасов нетрадиционной нефти может придать дополнительный импульс к введению режима налогообложения прибыли для российской нефтяной отрасли. Еще одним важным вопросом в деле освоения российских запасов сланцевой и трудноизвлекаемой нефти будет расширение сервисной отрасли нефтяной промышленности. Количество нефтяных буровых станков большой грузоподъемности, способных бурить глубокие горизонтальные скважины, необходимые для эксплуатации баженовских пластов, понадобится увеличить в три раза, чтобы достичь целевых показателей, установленных Министерством природных ресурсов. В связи с этим возникает вопрос о способности сферы услуг в нефтяной отрасли обеспечить выполнение возможного требования об осуществлении затрат на сумму 15 млрд. долларов. Более того, сервисные компании также должны будут расширить свой парк оборудования для гидроразрыва пластов и другого технологического оборудования, а это окажет давление как на их способность к финансированию такого большого объема закупок в течение относительно короткого периода времени, так и на их желание взять на себя риск инвестирования в www.rogtecmagazine.com

то, что все еще является неопределенной ресурсной базой. Общая корпоративная среда в данной отрасли является еще одним важным вопросом, стоящим перед российской нефтяной отраслью при освоении ее запасов нетрадиционной нефти. В одной лишь Северной Дакоте 89 малых и средних компаний участвуют в разработке сланцевой формации Баккен, в то время как в России четыре крупных и вертикально интегрированных компании (после того, как ТНК-BP была поглощена Роснефтью) возглавляют деятельность по освоению баженовских пластов совместно со своими новыми международными партнерами. Сейчас слишком рано говорить о том, будет ли новая и становящаяся преобладающей в России модель партнерства “национальная нефтяная компания - международная нефтяная компания” успешной при освоении запасов трудноизвлекаемой и сланцевой нефти в стране. Тем не менее, есть подозрение, что компании с широким охватом отечественных и международных интересов будут с меньшей вероятностью фокусироваться на оперативном решении многих проблем, с которыми наверняка столкнутся те самые частные предприятия, доминирующие сейчас в американском секторе добычи нетрадиционными методами. В общем и целом, хотя Россия, без сомнения, имеет огромный потенциал для освоения запасов нетрадиционной нефти, кажется маловероятным, что амбициозный плановый показатель Министерства природных ресурсов будет выполнен. Мы будем иметь более полную информацию о геологических и коммерческих вопросах, которые стоят перед отраслью, после завершения в 2015 году проекта ОПР, выполняемого Роснефтью и ExxonMobil, но есть подозрение, что российскому правительству может понадобиться продемонстрировать еще больше гибкости в своих налоговых мероприятиях, чтобы стимулировать полномасштабную разработку баженовской сланцевой формации. Хорошей новостью, однако, является то, что это может придать сильный импульс процессу полного пересмотра режима налогообложения нефтяных предприятий, с изменением его на модель налогообложения прибыли, для того, чтобы объемы добычи не опустились ниже 10 млн. баррелей в сутки. При менее оптимистичном развитии событий правительство по-прежнему будет беспокоить сокращение налоговых поступлений в краткосрочной перспективе, в результате чего изменения вноситься не будут, а будут осуществляться лишь однократные корректировки, что отрицательно скажется на развитии отрасли и не позволит выполнить даже более умеренные плановые показатели добычи сланцевой и трудноизвлекаемой нефти, установленные Министерством энергетики.

ROGTEC 63

ИНТЕРВЬЮ

Интервью ROGTEC: Михаил Шустер, руководитель проекта АСП, «Салым Петролеум Девелопмент» The ROGTEC Interview: Mikhail Shuster, ASP Facilities Project Manager, Salym Petroleum Development 64 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW С 2013 года компания «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД), ведущая разработку Салымской группы месторождений в Западной Сибири, реализует пилотный проект химического заводнения на основе трехкомпонентной смеси АСП (анионного ПАВ, соды и полимера). В апреле этого года СПД успешно завершила бурение скважин под пилотный проект. Об основных этапах применения инновационной технологии по повышению нефтеотдачи, ключевых задачах проекта и его сложностях рассказал в интервью журналу ROGTEC руководитель проекта АСП Михаил Шустер. Вы – руководитель проекта АСП в СПД. Расскажите о вашей роли, а также о краткосрочных и долгосрочных целях проекта. Роль руководителя проекта в рамках проекта АСП многогранна. Она включает в себя несколько основных функций. Во-первых, это обеспечение охраны здоровья, охраны труда, общественной безопасности и охраны окружающей среды (ОЗОТОБОС); во-вторых, планирование всех процессов проекта АСП; в-третьих, обеспечение правильности технических решений и проектирования объектов инфраструктуры. Помимо этого я отвечаю за выработку контрактной стратегии и подготовку договоров и соглашений, организацию научно-исследовательской работы, формирование бюджета и контроль его исполнения, обеспечение качества, разработку и реализацию кадрового плана, а также организацию испытаний и пуско-наладочных работ на объектах АСП. Мне хотелось бы также отметить, что с учетом сложности проекта АСП и мультидисциплинарности решаемых задач его реализация была бы невозможна без проектной команды проекта АСП и помощи всех подразделений компании СПД. Что касается целей и задач, которые нам предстоит решить в рамках проекта АСП, то нашей краткосрочной целью является безопасная и качественная реализация пилотного проекта АСП на Западно-Салымском месторождение с соблюдением установленных акционерами www.rogtecmagazine.com

Since 2013, Salym Petroleum Development (SPD), the company which develops the Salym group of fields in Western Siberia, has been executing a pilot project for chemical flooding on the basis of a three-component ASP (alkali, surfactant, and polymer) mixture. This April SPD successfully completed drilling of wells for the pilot project. In an interview for the ROGTEC magazine, Mikhail Shuster, ASP Facilities Project Manager, speaks about key phases of application of the innovative enhanced oil recovery (EOR) technology, the project’s key targets and challenges. I understand you are the ASP Facilities Project Manager at SPD – tell us a bit about your role and what your short and long term goals are. The role of the project lead within the scope of the ASP project is multifaceted. It includes several key functions. First, it is to ensure protection of health, safety, security, and environment (HSSE); second, planning of all processes within the ASP project; third, ensuring correctness of technical solutions and infrastructural facilities design. In addition thereto, I am responsible for the development of contracting strategy and preparation of contracts and agreements, arrangements for research and development, generation of the budget and supervision of its utilization, quality assurance, development and implementation of human resource plan, as well as arrangements for testing and commissioning at ASP facilities. I would also like to note that, taking into account the complexity of the ASP project and multidisciplinary nature of the tasks it solves, its execution would be impossible without the ASP project team and assistance from all divisions across SPD. As it pertains to goals and tasks we are to solve within the scope of the APS project, our short-term goal is the safe and quality execution of the pilot ASP project on West Salym field in compliance with the pilot project budget and timing parameters set forth by the shareholders. We are to practice this technology in actual field conditions, demonstrate its advantages, and assess potential risks and opportunities for its further scaling. SPD’s long-term goal is a full-field

ROGTEC 65

ИНТЕРВЬЮ параметров бюджета и сроков пилотного проекта. Нам необходимо на практике опробовать данную технологию в реальных полевых условиях, продемонстрировать ее преимущества и оценить потенциальные риски и возможности для ее дальнейшего масштабирования. Долгосрочная цель для СПД – полномасштабное внедрение технологии АСП на Западно-Салымском месторождении. В рамках нашей стратегии разработан долгосрочный план поэтапного внедрения этой технологии на месторождении, но в данном контексте необходимо учитывать, что полномасштабное внедрение АСП возможно только при изменении налогового режима, применяемого для недропользователей Российской Федерации. Без налоговых льгот полномасштабное внедрение технологии АСП не имеет экономического смысла по причине высоких капитальных и операционных затрат.

implementation of ASP technology on West Salym field. Within the scope of our strategy, a long-term plan for phased implementation of this technology on the field has been developed; however, it must be taken into account within this context that a full-field implementation of ASP is only possible with changes in the tax regime applied to Russian Federation subsoil users. Without tax incentives, full-field implementation of ASP technology is economically unfeasible due to high capital and operating expenses.

АСП – сравнительно новый, но многообещающий метод повышения нефтеотдачи. Скажите, как продвигается пилотный проект? Какие результаты планирует получить СПД?

In 2050, the global demand for energy products may double or even triple vs. 2000, taking into account further development of modern industries in the economy. Due to the fact that the huge energy deficiency will not disappear, oil and gas will play the leading role in the global energy sector and chemical industry for as long as several decades. At the same time, older fields are in decline, which makes the issues of finding new reserves and enhancing oil recovery in the course of their development even more relevant. Therefore, the high demand for hydrocarbons sets forth tasks which must be solved through efficient and innovative methods – these are, in particular, EOR methods.

Прежде всего, я хотел бы пояснить, в чем заключается ценность применения методов повышения нефтеотдачи и химического заводнения на основе АСП в частности. В 2050 году глобальный спрос на энергоносители может возрасти вдвое или даже втрое по сравнению с 2000 годом, учитывая дальнейшее развитие современных отраслей экономики. В связи с тем, что огромный дефицит энергии никуда не исчезнет, нефть и газ еще несколько десятилетий будут играть ведущую роль в мировой энергетике и химической промышленности. В то же время происходит истощение разрабатываемых месторождений нефти, что делает еще актуальней вопросы поиска новых запасов и увеличение нефтеотдачи при их разработке. Следовательно, высокая потребность в углеводородах выдвигает задачи, которые необходимо решать эффективными и инновационными методами, какими являются, в частности, методы увеличения нефтеотдачи (МУН). В России эра «легкой нефти» также подходит к концу. Месторождения в Западной Сибири, дающие более половины российской нефти, вошли в этап падающей добычи, обводненность многих месторождений превышает 90%, а разработка новых запасов, сосредоточенных в сложных географических, геологических и климатических условиях, сопряжена с большими рисками и необходимостью масштабных инвестиций. Новейшие технологии добычи, в том числе

66 ROGTEC

ASP is a relatively new but promising EOR method. Tell us how is your pilot project going? What results have you achieved/are expected? First of all, I would like to explain the value of applying EOR and chemical flooding methods – in particular, ASP-based.

The era of ‘easy oil’ is drawing to a close in Russia. The fields in Western Siberia, which yield more than a half of Russia’s oil, have entered the phase of production decline; water cut on many fields exceeds 90%, while development of new reserves concentrated in difficult geographic, geologic, and climatic conditions is associated with high risk levels and the need for large-scale investment. State-of-the-art production technologies including EOR methods make it possible to enhance oil recovery factor (ORF) and produce oil which several decades ago was believed to be impossible to recover. Research results have shown that ORF enhancement on a global scale by mere 1% will make it possible to increase conventional oil reserves to 88 bln barrels, which is three times as much as they currently produce in a year. ASP technology is indeed an enhanced oil recovery method which fosters the enhancement of oil recovery factor. With ASP technology, The ASP components are dissolved in water and injected into the oil producing formation. The surfactant reduces the surface tension between oil and water. Alkali protects www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

методы увеличение нефтеотдачи, позволяют повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) и добывать нефть, которую несколько десятилетий назад извлечь не представлялось возможным. Проведенные исследования показывают, что повышение КИН в глобальном масштабе всего на 1% позволит увеличить традиционные запасы нефти до 88 млрд. баррелей, что в три раза больше, чем сегодня добывается за год. Технология АСП как раз один из методов повышения нефтеотдачи, которые способствуют увеличению коэффициента извлечения нефти. По технологии АСП активные вещества, растворенные в воде, закачиваются в нефтеносные слои. Анионное поверхностно-активное вещество снижает поверхностное натяжение нефти, а под воздействием соды меняется электрический заряд породы, что, в свою очередь, уменьшает потери ПАВ. Полимер применяется для увеличения вязкости раствора. Комплексное использование всех этих компонентов дает эффект, сходный с эффектом смывания моющим средством жира со www.rogtecmagazine.com

the surfactant. And polymer is used to increase the viscosity of the mixture. The effect of integrated usage of these components is similar to what happens when a detergent washes grease off a frying pan. ASP technology has already yielded practical results in the USA, Canada, Oman, and China. SPD has been studying the ASP technology since 2008. It has completed series of laboratory and field tests, with impressive results. The use of the technology in a single well tracer test demonstrated the displacement of 90 percent of the oil left in the formation after waterflood. We have been executing a pilot ASP project since 2013. SPD has successfully completed drilling of 7 wells for the pilot project recently. In addition thereto, we started construction of ASP pipeline and ASP mixing unit, the completion of which has been scheduled as early as by the end of this year. There are statistics suggesting using ASP over conventional water flood techniques could increase the recoverable oil by up to 20%.

ROGTEC 67

ИНТЕРВЬЮ сковородки. Технология АСП уже дает практические результаты в США, Канаде, Омане, Китае.

Are you seeing this increase in reality out in the field?

СПД изучает технологию АСП с 2008 года. Компания уже провела ряд лабораторных и полевых испытаний, результаты которых впечатляют. Так, применение технологии на одной скважине продемонстрировало вытеснение 90% нефти, оставшейся после заводнения. С 2013 года мы реализуем пилотный проект по АСП. В настоящее время СПД успешно завершила бурение 7 скважин для пилотного проекта. Кроме того, мы приступили к строительству трубопровода АСП и установки смешения компонентов, завершить которое планируется уже в конце этого года.

It will only become possible to speak about actual indicators after the execution of the pilot project and obtaining of first results. At the same time, ASP technology has been applied on oil fields in various countries of the world including China, India, Canada, and the USA. Following the results of the application, ORF gain on these project has been evaluated to be 10-20% of initial oil in place vs. conventional waterflooding.

Согласно статистике, применение АСП после заводнения позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти на 20%. Вы ожидаете получить подобный результат на практике? О реальных показателях можно будет говорить только после реализации пилотного проекта и получения первых результатов. В то же время технология АСП применялась на нефтяных месторождениях разных стран мира, включая Китай, Индию, Канаду и США. По результатам применения прирост КИН на этих проектах оценивается в 10-20% от начальных геологических запасов по сравнению с обычным заводнением. Важная отличительная черта технологии АСП состоит в том, что, учитывая схожесть геологических характеристик месторождений Западной Сибири, ее можно тиражировать и на другие нефтепромыслы региона. По подсчетам экспертов, с помощью технологии химического заводнения на основе АСП можно добыть в течение ближайших 20 лет дополнительно 2.4 млрд. тонн нефти по Западной Сибири. Это гигантский объем, учитывая тот факт, что годовая добыча Югры сегодня составляет около 260 млн тонн. В прошлом некоторые методы увеличения нефтеотдачи вызывали экологические опасения. Гарантируете ли вы соблюдение природоохранных требований в рамках реализации проекта по повышению нефтеотдачи? Прежде всего, отмечу, что третичные методы добычи нефти, в том числе химическое заводнение на основе закачки АСП, позволяют более рационально использовать природные ресурсы. Традиционные методы позволяют добыть только 30-40% нефти изначально находящейся в недрах,

68 ROGTEC

An important distinguishing feature of ASP technology is the fact that, taking into account similar geologic characteristics of fields in Western Siberia, it can be replicated on other oilfields in the region as well. As calculated by experts, ASP-based chemical flooding technology may assist in producing additional 2.4 bln tons of oil across Western Siberia within the next 20 years. This is a huge volume taking into account the fact that annual production in Khanty-Mansi Autonomous Okrug – Yugra today is about 260 mln tons. Some EOR techniques have, in the past, been the cause of environmental concern. How are you ensuring environmental compliances on your EOR project? First of all, I would note that tertiary oil production methods including ASP injection-based chemical flooding, make it possible to use natural resources in a more efficient manner. Conventional methods only make it possible to produce 30-40% of initial oil in place; the remaining hydrocarbon volumes rest in the formation. The development of technologies to enhance oil recovery factor is a priori focused on a more intensive utilization of resources available. In addition thereto, ASP, as compared to other oil production projects, is a more wasteless technology. Usage of the existing infrastructure and existing wells makes it possible to minimize environmental footprint as well as substantially reduce additional waste generation per ton of additional oil production. On a separate note, the components in the ASP mixture are non-toxic. They are used in household chemistry (alkali and surfactant) and water treatment (polymer). For comparison: toxic level and maximum allowed concentration codes for all components do not exceed MACs for crude oil. SPD is executing the APS project in strict compliance with all nature preservation requirements. The project has successfully passed environmental expert assessment and obtained the full set of PLA. www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

остальной объем углеводородов остается в пласте. Разработка технологий по увеличению коэффициента нефтеизвлечения априорно направлена на более интенсивное использование имеющихся ресурсов.

How does the regions climate affect your ASP project, and in particlualar the properties of surfactant? Do the cold temperatures limit the use, storage, mixing and distribution of ASP mix?

Более того, по сравнению с другими проектами по добычи нефти АСП является более безотходной технологией. Использование существующей инфраструктуры и существующих скважин позволяет минимизировать влияние на окружающую среду, а также значительно снизить дополнительно генерируемые отходы на тонну дополнительно добытой нефти.

We have specially considered the issue of climatic conditions in Western Siberia in the course of designing the pilot ASP project infrastructure. Thus, the surfactant to be applied within the scope of the pilot project is in fact a virtually solid substance at 0°C. As far as we are concerned, this of course called for development of special technical solutions. All project and technical solutions have been developed taking into account the higher requirements determined by the geography of the West Salym field location, and make it possible to continuously and safely operate process facilities 24/7 under any weather conditions possible in the Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug – Yugra.

Отдельно стоит сказать и о нетоксичности компонентов, входящих в смесь АСП. Они применяются как в бытовой химии (сода, детергент), так и водоочистке (полимер). Для сравнения, коды токсичности и предельно допустимой концентрации всех компонентов не превышают ПДК сырой нефти. СПД реализует проект АСП с соблюдением всех природоохранных требований. Проект успешно прошел экологическую экспертизу и получил полный перечень разрешительной документации. Как климат региона влияет на проект АСП, в том числе на свойства ПАВ? Ограничивают ли низкие температуры условия хранения, смешивания и применения компонентов смеси? Вопрос климатических условий Западной Сибири учитывался нами особо при ведении работ по проектированию инфраструктуры пилотного проект АСП. Так, например, ПАВ, который будет применяться в рамках пилотного проекта, при 0°С является практически твердым веществом. С нашей стороны, это, конечно, потребовало www.rogtecmagazine.com

ASP looks like a key to unlock the rich hydrocarbon reserves of Western Siberia. Why have other oil companies not activelyused EOR methods, including ASP? No doubt that enhanced oil recovery-focused projects are interesting for many Russian oil companies. However, these technologies require a very thorough engineering and adaptation to local development conditions. SPD is the leader in this sphere in Russia. This position is in particular ensured by the powerful research and development potential of the shareholder companies – Shell and Gazprom Neft. Shell has a proprietary research and development unit in Rijswijk (The Netherlands), while the Russian oil company specialists work on the premises of Gazprom Neft Scientific and Technical Center.

ROGTEC 69

ИНТЕРВЬЮ разработки особых технических решений. Все проектные и технические решения разработаны с учетом повышенных требований, обусловленных географией расположения Западно-Салымского месторождения, и позволяют вести непрерывную безопасную эксплуатацию технологических объектов в круглосуточном режиме при любых возможных погодных условиях в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре.

It is important to understand that state of the art technologies are costly; they often require the creation of unique competencies and a ramified infrastructure. Due to this fact, the production cost of such oil is much higher than conventional. Active execution of similar projects in Russia requires the involvement and efforts on behalf of companies as well as incentives and support on behalf of the state.

АСП – своеобразный ключ к богатым кладовым Западной Сибири. Раскрытие этого потенциала может дать новую жизнь сотням месторождений. Почему другие нефтяные компании активно не внедряют методы повышения нефтеотдачи, включая АСП?

As I noted early in the interview, full-field implementation of the ASP technology has no economic feasibility without provision of tax incentives. Jointly with our shareholders, we have prepared several proposals on this issue, and submitted them for review by relevant state authorities. In case certain tax incentives are established, ASP application will make it possible to prevent production decline in the key oil producing district of Russia as well as create hundreds of new jobs and raise investment for dynamic development of related industries in the region such as petro chemistry and hi-tech oilfield services; that is, the effect of ASP application will be manifold. Active application of this technology is a win win situation for everyone – companies, state, and community.

Безусловно, проекты, направленные на повышение нефтеотдачи интересны многим российским нефтяным компаниям. Но данные технологии требуют очень тщательной проработки и адаптации к местным условиям разработки. СПД является лидером в данной области в России. Эта позиция обеспечивается, в частности, мощным научно-исследовательским потенциалом компанийакционеров «Шелл» и «Газпром нефть». У «Шелл» есть собственное научно-исследовательское подразделение в Райсвике (Нидерланды), а специалисты российской нефтяной компании работают на базе НТЦ «Газпром нефть». Важно понимать, что новейшие технологии дорогостоящие, зачастую они требуют создание уникальных компетенций и разветвленной инфраструктуры. В связи с этим себестоимость такой нефти значительно выше обычной. Для активной реализации подобных проектов в России необходимы не только заинтересованность и усилия со стороны компаний, но также стимулирование и поддержка со стороны государства.

70 ROGTEC

Besides ASP, SPD also focuses on the development of the Bazhenov formation that is very promising in terms of horizontal wells and unconventional development. What plans do you have for the harder to recover reserves in this formation? Are we to see large scale development of Bazhenov’s “hard to recover reserves” from SPD in the very near future? SPD has been involved in a large-scale theoretical and practical work towards studying Bazhenov formation development methods since 2003 when the development of the Salym group of fields started. Within as little as the last three years, the company has drilled three vertical appraisal wells, performed 3D www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW Как я отмечал, в начале нашего интервью, без предоставления налоговых льгот полномасштабное внедрение технологии АСП не имеет экономического смысла. Вместе с акционерами мы подготовили ряд предложений по этому вопросу и внесли их на рассмотрение соответствующим государственным органам. При создании определенных налоговых стимулов применение АСП позволит не только предотвратить падение добыче в главном нефтедобывающем округе России, но и создать сотни новых рабочих мест, привлечь инвестиции для динамичного развития смежных отраслей в регионе, таких как нефтехимия и высоко технологичные нефтесервисные услуги, то есть эффект от применения АСП будет мультипликативен. От активного применения данной технологии выиграют все: и компании, и государство, и общество. Помимо АСП СПД большое внимание уделяет разработке баженовской свиты, которая является многообещающим горизонтом в плане разработки трудноизвлекаемых запасов и строительства горизонтальных скважин. Каковы ваши планы по разработке трудноизвлекаемых запасов этой свиты? Увидим ли мы в ближайшее время масштабную разработку СПД этой формации? СПД ведет масштабную теоретическую и практическую работу по изучению методов разработки баженовской свиты с самого начала освоения Салымской группы месторождений в 2003 году. Только за последние три года компания пробурила три вертикальные оценочные скважины, выполнила трехмерные сейсмические исследования, отобрала керн, провела широкий комплекс геофизических исследований, а также осуществила длительное тестирование двух скважин для оценки добычных перспектив баженовской свиты. В ходе наших исследований мы пришли к выводу, что наиболее эффективная технология из всех решений, апробированных при освоении схожих по свойствам с баженовской свитой залежей, – бурение горизонтальных скважин с множественными гидроразрывами пласта. В настоящее время этот метод воздействия на пласт активно применяется для добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов по всему миру. Суть технологии состоит в последовательном выполнении нескольких гидроразрывов пласта в одной горизонтальной скважине. В результате данных работ в пласте образуются трещины, внутрь которых через скважину закачивается гранулообразный материал проппант, который препятствует их смыканию. Наличие таких трещин позволяет значительно www.rogtecmagazine.com

seismic, retained a core, performed a broad set of geophysical studies, as well as executed an extended testing of two wells in order to evaluate production outlook for the Bazhenov formation. In the course of our studies we have come to the following conclusion: the most efficient technology among the solutions tested in the course of development of deposit with properties similar to those of the Bazhenov formation is to drill horizontal multiple frac wells. This formation stimulation method is currently actively applied for oil production from low permeability reservoirs all over the world. The essence of the technology is consecutive execution of several fracs in a single horizontal well. As a result of this work, cracks are formed in the formation, through which proppant – a pellet-type material – is injected into the well, which prevents closure thereof. Presence of such cracks makes it possible to substantially enhance formation conductivity and therefore increase the well drainage area and the volume of hydrocarbons recovered from the formation. As you know, at the end of 2013 SPD spudded the first one out of three horizontal Bazhenov formation appraisal wells. In 2014-2015, the company will perform a multi-stage frac and the required set of well tests there. This will make it possible for our specialists to obtain data on the initial flow rate and evaluate the potential of the Bazhenov formation in detail. We are currently looking forward to receiving the first results provided to us by construction of first wells.

увеличить проводимость пласта, а, следовательно, повысить площадь дренирования скважины и объем извлекаемых из пласта углеводородов. Как вы знаете, в конце 2013 года СПД приступила к бурению первой из трех оценочных горизонтальных скважин на баженовскую свиту. В 2014-2015 гг. компания проведет на них многостадийный ГРП и необходимый комплекс геофизических исследований. Это позволит получить нашим специалистам данные по начальному дебиту и детально оценить потенциал баженовской свиты. В настоящее время мы с нетерпением ждем первых результатов, которые даст нам строительство первых скважин.

ROGTEC 71

ДОБЫЧА

ППД – ПУТЬ ИННОВАЦИЙ NEW TECHNOLOGIES TO MAINTAIN RESERVOIR PRESSURE

АЛСУ МАТИСОВА

ALSU MATISOVA

Сегодня, когда многие уникальные месторождения нефти находятся на поздней стадии разработки, все большее значение приобретает система поддержания пластового давления или, как ее именуют сами нефтяники, ППД.

With many unique oilfields in late stage development, RPM, Reservoir Pressure Maintenance systems, are becoming increasingly important. It is the modern RPM systems, or, more precisely, the new technologies used to maintain the reservoir pressure that make it possible to increase oil recovery.

Именно современные системы ППД, а точнее, новые технологии, применяемые для поддержания пластового давления, позволяют увеличить коэффициент извлечения нефти. В настоящее время специалисты компании «Татнефть» работают, прежде всего, над снижением энергозатрат и повышением эффективности производства, они ориентированы на защиту внутрискважинного оборудования нагнетательных скважин от высокого давления и коррозии, а также комплексную оптимизацию процессов ППД. Вставка В 2013 году введены в эксплуатацию 222 новые нагнетательные скважины. На 173 из них внедрена технология ОРЗ (одновременно-раздельная закачка). С начала использования этой технологии она применяется на 581 скважине, дополнительная добыча от внедрения ОРЗ составила 1146,5 тыс. тонн.

72 ROGTEC

Tatneft engineers are working first and foremost on the reduction of energy consumption and increasing production efficiency. They are focused on the protection of the downhole equipment in injection wells against high pressure and corrosion, and also on the comprehensive optimisation of the RPM processes. 222 new injection wells were commissioned in 2013, and at 172 of them, dual injection technology has been introduced. Since we implemented this technology, it has been used in 581 wells, which have provided an incremental production of 1146.5 thousand tons of oil. RPM SYSTEM MILESTONES The evolution of the RPM system at Tatneft can be split into five stages. It stems from the USSR Council of Ministers Decree dated 28 April 1959, when it was decided to design a peripheral water flooding system at Romashkinskoye and Bavlinskoye fields in order to increase oil production. It was there where the construction of the first water www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION ВЕХИ ИСТОРИИ Если проследить историю развития системы ППД в «Татнефти», то ее можно разделить на пять этапов.

treatment and injection facilities started, where injection wells were commissioned, cluster pumping stations and the associated high pressure and low pressure water pipelines were built.

Свое начало система ППД берет с По¬становления Совета Министров СССР от 28 апреля 1959 года, когда с целью увеличения нефтедобычи было принято решение о проектировании законтурного заводнения на Ромашкинском и Бавлинском месторожде¬ниях. Именно здесь для поддержания пластового давления были начаты первые работы по строительству объектов подготовки и закачки воды, вводились нагнетательные скважины, строились КНС и, соответственно, водоводы высокого и низкого давле¬ния. На первом этапе, т.е. с конца 50-х до 1985 года, система ППД сформировалась и начала усиленно развиваться. Этому способствовали большие объемы добычи нефти и, соответственно, большие объемы закачки воды.

During the first stage, from the late 1950s to 1985, the RPM system was formed and began to quickly develop. This was encouraged by large amounts of oil production and the associated large volumes of water injection. During the second stage (1985-1995), the main task for the specialists was to solve the problem of the reliability of the system’s water pipelines. Pipes with anti-corrosive coating were barely in existence then, and corrosion protection technologies were not widely used in oil production. Because of this, we would say the key feature of this stage was a catastrophic increase in the number of water line ruptures (more than 20 ruptures a day) and the reduction (splitting) of the remaining oil reserves and the produced and injected water volumes.

Рисунок 1: Одновременно-раздельная закачка в продуктивные пласты Figure 1: Dual injection to producing formations Двухствольная устьевая арматура Dual string wellhead параллельный якорь Parallel anchor

1280 1146.5

1120 960 849.4

800 611.9

640

425

480 383.5

Пакер Packer

320 103 3 0.4

2006

21 12.2

2007

127

На втором этапе (1985 –1995 гг.) главной задачей специалистов стало решение проблемы надежности водоводов системы. Трубы с антикоррозионным покрытием тогда только входили в обиход и технологии антикоррозийной защиты в нефтедобычи широко не применялись. Поэтому основной особенностью этого этапа можно назвать катастрофический рост порывов водоводов (более 20 в день), а также снижение (дробление) остаточных запасов нефти, объемов добываемой и закачиваемой воды.

170.3

66.3

2008

Количество установок Number of units

www.rogtecmagazine.com

316

226

160 0

581

2009

2010

2011

2012

2013

Доп. добыча с нараст.итогом, тыс. т. Cumulative incremental production, 000 tonnes

The decisive factor in the improvement in reliability of the water pipelines was, of course, using pipes with internal and external protection coatings. The largescale introduction of steel-plastic pipes (SPP) reduced the failure rate by a factor of 30. During the next, third stage (1995-2002), Tatneft engineers specialising in RPM began to upgrade the RPM pumping stations and establish the conditions for a more targeted injection. Science was moving forward and some brand new technologies were being developed that would provide the stability of the RPM system. During that period such

ROGTEC 73

ДОБЫЧА И решающим фактором в повышении надежности водоводов, конечно, стало применение труб с внутренним и наружным защитными покрытиями. Массовое же внедрение металлопластмассовых труб (МПТ) сократило аварийность более чем в 30 раз. На следующем, третьем этапе (1995-2002 гг.) специалисты системы ППД компании «Татнефть» взялись за модернизацию насосных станций ППД и создание условий для индивидуализации закачки. Наука не стояла на месте, разрабатывались качественно новые технологии, обеспечивающие стабильность системы ППД. Именно в это время появились такие инструменты, как малорасходные насосы, раскрылся широкий спектр качественного оборудования скважин и кустовых насосных станций (КНС), накладных расходомеров. На четвертом этапе (2003–2010 гг.) в компании была поставлена цель комплексной оптимизации процессов ППД, преимущественно, на базе программных комплексов. Активно реализовывалась программа по замене насосно-компрессорных труб (НКТ) в нагнетательных скважинах на НКТ с внутренним полимерным покрытием. Пятый, нынешний этап, рассчитан до 2015 года и направлен на обеспечение адресности закачки, повышение надежности насосных агрегатов, скважинного оборудования и трубопроводов, энергоэффективности системы ППД в целом. Его нельзя назвать последним этапом, так как система ППД постоянно развивается. На период до 2015 года принята Концепцию реконструкции и развития системы ППД. Главной ее особенностью является комплексность применения новых технических и технологических решений. Это позволяет достичь максимального коэффициента нефтеизвлечения при оптимизации энергозатрат. ЦЕЛЬ - ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ Не секрет, что системы ППД на нефтяных месторождениях характеризуются высокой энергоемкостью. Так, на их долю приходится более 30% всей потребляемой компанией электроэнергии. Самыми энергоемкими являются насосные агрегаты КНС. Сегодня перед специалистами компании стоит важнейшая задача снижения удельного энергопотребления. Для этого ежегодно совместно с ООО «УК «СистемаСервис», обслуживающей эти насосные агрегаты, формируется программа по капитальному ремонту и оптимизации насосных агрегатов. Эта программа на основании расчетов технико-экономического обоснования позволяет в необходимый момент

74 ROGTEC

tools as low flowrate pumps emerged, a wide range of high-quality downhole and cluster pumping station equipment and clamp-on flowmeters was in use. During the fourth stage (2003-2010), the company aimed to achieve comprehensive optimisation of the RPM processes, mainly using software packages. The programme for replacement of conventional tubing strings in injection wells with polymer-coated tubing strings was actively implemented. The fifth and current stage is expected to end in 2015 and is aimed at injection targeting, increasing the reliability of the pumping units, downhole equipment and pipelines, energy efficiency of the RPM system at large. This stage cannot be called the last stage, as the RPM system is constantly evolving. For the period ending 2015, a tailored “RPM System Reconstruction and Development Concept” was adopted. Its key feature is the integration of applying the new engineering and process solutions. This would help the company achieve the maximum oil recovery factor while optimising energy consumption. AIMING AT ENERGY EFFICIENCY It is no secret that the RPM systems at oilfields are characterised by high energy consumption. They demand more than 30% of the electric power consumed by the company. The pumps at the cluster pumping stations are the most power intensive units. These days, the company specialists are trying to reduce their energy intensity. To this effect, every year the company, together with OOO “UK Sistema-Servis”, the company that services these pumping units, establishes a programme for major repairs and optimisation of the pumping units. This programme, based on the feasibility study calculations, makes it possible to carry out major repairs of the pumping unit when necessary, thus saving the company approximately 28.8 million roubles a year. Tatneft pursues the objective of energy saving by having started the pilot operation of two displacement pumps manufactured by German companies KAMAT (in NGDU “Almetyevneft”) and WEPUKO (at NGDU “Elkhovneft”). The results of the 2013 pilot operation demonstrated that the energy intensity of these pumps is 2-2.5 times lower than that of centrifugal pumps having similar characteristics. That’s why the company decided to purchase five more pumps: two KAMAT pumps (for NGDU “Almetyevneft”) and three WEPUKO pumps (two for NGDU “Elkhovneft” and one for NGDU “Leninogorskneft”). Their maintenance is carried out by the specialists of OOO “UK Sistema-Servis”. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION Рисунок 2: Динамика внедрения НКТ с ПЭП и пакеров М1-Х Figure 2: History of introduction of PE-coated tubing strings and M1-X packers 100

1200 1073

87.4

86.5

1027 80.9

1000

947

75.6

896

70.8

863 825

64.0

800

60.3

58.8

699

53.4

50.3 545 39.6

503 29.9

494

505

33.7

36.5

538 500

377

400 16.0

523

45.2

422

444

55.4

649

44.1

600

382

360

29.3

12.7 25.1

200

164 11.3 14.3 10

84 3.9

6 0

0 2002

2003

2004

НКТ с ПЭП, скв. PE-coated tubing strings, No. of wells

2005

2006

2007

Пакер М1-Х, шт Packer M1-X, each

проводить капитальный ремонт насосного агрегата, что приводит к экономии около 28,8 млн рублей в год. Эту же цель – снижение энергоемкости -«Татнефть» ставит перед собой, начав опытнопромышленную эксплуатацию двух насосов объемного действия германских фирм. Результаты опытно-промышленной эксплуатации 2013 года показали, что удельное энергопотребление этих насосов в 2-2,5 раза ниже, чем у центробежных насосов с аналогичными характеристиками. Поэтому в компании принято решение закупить еще пять насосов объёмного действия. Их сервисное обслуживание осуществляется силами специалистов ООО «УК «Система-Сервис», которые прошли специальное обучение на фирмахпроизводителях насосов в Германии. В настоящее время бoльшая часть оборудования системы ППД (насосные агрегаты, вспомогательное оборудование КНС), внутрискважинное и устьевое оборудование (НКТ, пакеры, нагнетательная арматура) обслуживается специалистами сервисных компаний Татарстана - ООО «УК «СистемаСервис» и УК ООО «ТМС групп», с которым у ОАО «Татнефть» заключены договоры. Централизация www.rogtecmagazine.com

2008

2009

2010

Защищенность НКТ, % Protection with tubing strings, %

2011

2012

2013

Защищенность пакерами, % Protection with packers, %

At present, most of the RPM system equipment (pumping units, auxiliary equipment of the cluster pumping stations), downhole and wellhead equipment (tubing, packers, injection valves) is serviced by the specialists of two Tatarstan service companies, OOO “UK Sistema-Servis” and UK OOO “TMS Group”, under the contracts executed between them and OAO “Tatneft”. The centralisation of service in managing companies enabled the optimisation of the equipment stock and the costs of its maintenance, organisation of circulating equipment stock, and reduction of the downtime caused by its repairs. INTELLIGENCE IS THE FUTURE Intelligence rules the world. The production industry cannot evolve without science. The efficiency of cooperation between science and production industry is evidenced by the long-term joint work efforts of the scientists and oilfield personnel. The production and scientific potential of Tatneft is closely associated with the activity of TatNIPIneft. The institute, established in 1956, is one of the largest scientific centres within the oil industry. Petroleum scientists are now solving the most complex scientific and engineering design problems related to the integrated development of oil fields in various mining

ROGTEC 75

ДОБЫЧА сервиса в управляющих компаниях позволила оптимизировать фонд оборудования, затраты на его обслуживание, организовать оборотный фонд оборудования, снизить простои, связанные с его ремонтом. БУДУЩЕЕ – ЗА ИНТЕЛЛЕКТОМ! Миром правит интеллект. Производство не может развиваться без науки. Эффективность содружества науки и производства подтверждена многолетней совместной работой ученых и практиков-нефтяников. А производственный и научный потенциал «Татнефти» тесно связан с деятельностью ТатНИПИнефть. Институт, созданный в 1956 году, является одним из крупнейших научных центров нефтяной отрасли. Ученые-нефтяники сегодня решают сложнейшие научные и проектно-технические задачи комплексного освоения нефтяных месторождений в различных горно-геологических условиях. Не остается без их внимания и система ППД. Так, в настоящее время в «Татнефти» успешно внедряется технология сброса и очистки попутно добываемой воды на группе скважин, разработанная специалистами ТатНИПИнефть. Технология предназначена для отделения и очистки попутно добываемой воды на группе скважин с последующей ее закачкой в нагнетательные скважины того же куста. Новая разработка позволяет снизить объем жидкости, перекачиваемой по трубопроводам систем нефтесбора и ППД, и объем потребления пресной воды для закачки в пласт. Разумеется, это не единичная разработка. Среди успешно внедренных высокоэффективных технологий ТатНИПИнефть – одновременнораздельная закачка (ОРЗ), позволяющая производить закачку в два и более пласта одной скважиной и экономить затраты на бурение новой скважины; межскважинная (МСП) и внутрискважинная перекачка (ВСП), которая дает возможность производить закачку пластовой жидкости с выводом и без вывода ее на поверхность. Специальные разработки применяются и на месторождениях, удаленных от источников водообеспечения на значительные расстояния. Здесь используются системы индивидуальных УЭЦН или системы МСП или ВСП, позволяющие организовать адресную закачку с целью ППД. Многие-многие другие технические решения и технологии, направленные на совершенствование управлением системой ППД. Отработку своих новых технологий компания

76 ROGTEC

and geological environments. The RPM system has not been neglected by them either. Nowadays, Tatneft successfully implements a technology developed by TatNIPIneft specialists - the technology of disposal and treatment of produced water at a well clusters. The purpose of the technology is the separation and treatment of the produced water at a well cluster followed by its injection into injection wells of the same cluster. Pilot testing was conducted at a unit installed on the well cluster at GZU-50A (pad metering station) of CDNG-4 (oil and gas production department) of the Arkhangelskoye field being developed by NGDU “Yamashneft”, as division of OAO “Tatneft”. The key factors contributing to the success of the project were smaller volumes of fresh water used for RPM; a reduction in the energy consumption required to pump fresh water, produced fluids and waste water. The new design solution allows a reduction in the volume of liquid transferred by oil gathering and RPM system lines and the consumption volume of fresh water injected into the formation. The technology allows a reduction in the diameters of oil pipelines and water pipelines, which results in lower capital costs during construction. This “frees up” the initial water separation units and oil processing units, which allows a reduction in the capital costs of their upgrade. It effectively reduces the cost of oil processing. This is indeed energy efficiency in practice! Naturally, it’s not a one-off solution. Among successfully implemented TatNIPIneft’s technologies are the dual injection that enables injection into two or more reservoirs from one well, thus saving on the costs of drilling a new well; inter-well and intra-well pumping, which makes it possible to inject reservoir fluid and either recover it at the surface or not, and a great many other engineering solutions and technologies aimed at the improvement of the RPM system management. The company fine-tunes its new technologies at the so-called Digital Oil Fields. Automation facilities, when developing “difficult” oil reservoirs, provide the oil workers with an opportunity to optimise their equipment capacity and well productivity by analysing their data, and also to forecast the well depletion dates based on historical data. At the same time, the data relating to the older production wells can be used to forecast the behaviour of new wells. Advanced automation systems allow us to centrally control a large number of wells using remote monitoring systems. Intellectual elements are also introduced to the RPM system. In NGDU “Almetyevneft”, at the third block of the www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION ведет на так называемых Рисунок 3: Насосные агрегаты объемного действия интеллектуальных Figure 3: Displacement pumping units месторождениях. Средства 86% автоматизации при разработке 90 82% трудноизвлекаемых 80 68% запасов дают нефтяникам 70 возможность оптимизировать 60 производительность 45% 50 оборудования и 40 продуктивность скважин 6.0 30 3.8 7.8 3.4 за счет анализа ее данных; кВт*ч.м3 кВт*ч.м3 кВт*ч.м3 20 к В т * ч . м 3 kW-h/m3 kW-h/m3 kW-h/m3 предсказывать на основе kW-h/m3 10 прошлых данных сроки 0 исчерпания скважин. ГНУ ЦНСА Объёмный насос - 1 Объёмный насос - 2 Одновременно данные старых Group pump unit Automatic circulating Volumetric pump - 1 Volumetric pump - 2 скважин с богатой историей pump station добычи можно использовать КПД, % - Efficiency, % Уд. расход, кВт*ч/м3 - Specific flow rate, kW-h/m3 для прогнозирования поведения новых. Современные системы автоматизации позволяют Berezovskaya area, a pilot project has been implemented централизованно управлять большим количеством to use the software package that controls the inter-well скважин с помощью систем дистанционного pumping system (IWP). This programme allows us to мониторинга. obtain the data on the operation of the electric submersible pumps in the inter-well pumping system, to process the Элементы интеллектуализации внедряются и в obtained values, identify deviations of actual values from the системе ППД. Так, в НГДУ «Альметьевнефть» на setpoint (operational) ones, and to produce such deviations третьем блоке Березовской площади реализован in the form of reports. The program provides integration пилотный проект по применению программного of operating parameters of injection and production wells, продукта, обеспечивающего управлением системой and generates recommendations on the changing of the межскважинной перекачки (МСП). Эта программа injection mode.

ДОБЫЧА позволяет получать данные по параметрам работы установок ЭЦН системы МСП, производить обработку показаний, выявлять отклонения фактических значений от заданных (режимных) и представлять данные отклонения в виде отчетных форм. Программа обеспечивает интеграцию показаний по работе нагнетательных и добывающих скважин, а также выдает рекомендации по изменению режима закачки. Среди перспективных технологий заводнения в условиях истощенности запасов следует также назвать те, которые позволяют поддерживать заданный уровень добычи нефти в условиях поздней стадии разработки месторождений. Кроме уже названных выше ОРЗ, ВСП, МСП к ним относится и закачка с целью ПНП различных химических реагентов с помощью передвижных установок КУДР (это комплекс мобильных установок по приготовлению и закачке водных растворов сыпучих и жидких реагентов в скважины с целью повышения нефтеотдачи пластов). В нагнетательные скважины закачка производится с целью выравнивания профиля приемистости, потокоотклонения и увеличения приемистости. Специальные разработки применяются и на месторождениях, удаленных от источников водообеспечения на значительные расстояния. Здесь используются системы индивидуальных УЭЦН или системы МСП или ВСП, позволяющие организовать адресную закачку с целью ППД. Для оптимального выполнения установленного режима закачки просто выбирается типоразмер УЭЦН. Говоря о современных технологиях, нельзя обойти и их экологическую составляющую. Так, применение системы водоводов в антикоррозионном исполнении позволило сократить количество порывов на водоводах сточной воды в системе ППД более чем в 30 раз. Использование защищенных НКТ с ПЭП и высокогерметичных пакеров М1-Х позволяет эффективно защищать эксплуатационные колонны нагнетательных скважин от воздействия высокого давления и агрессивных сточных вод, что, в свою очередь, не только сокращает затраты на ремонт скважин, но и снижает негативное воздействие на питьевые водоносные пласты, сохраняет родники. В конечном же итоге, вся деятельность специалистов по ППД направлена на поиск эффективных решений по дальнейшему улучшению условий разработки и ресурсосбережения.

Among leading-edge technologies for flooding in the late stage of field development are those that allow us to maintain the targetted oil production level for mature fields. In addition to the above mentioned dual injection, intra-well pumping and inter-well pumping, there is the injection of various chemicals for enhanced oil recovery (EOR) using mobile KUDR units (a fleet of mobile units for batching and injection of bulk and liquid chemicals into wells to enhance oil recovery). Injection into injection wells is carried out in order to straighten the injectivity profile, deflect the flow and increase the injectivity. Special engineering designs are also used in the fields that are located at large distances from water sources. In such fields, individual electric submersible pump systems or inter-well / inter-well pumping systems are used, which help organise targeted injection for RPM. For the optimum implementation of the established injection mode, a standard-size electric submersible pump is selected. When discussing advanced technologies we should of course take note on environmental protection. As an example, using the system of corrosionprotected water pipelines allowed us to cut down the number of ruptures of waste water pipelines in the RPM system by a factor of more than 30. Using protected PE-coated tubing strings and extremely leak-tight M1-X packers allows us to efficiently protect the production strings of injection wells from high pressure and corrosive waste water, which, in turn, not only cuts the well servicing costs but also reduces the negative impact on fresh water aquifers and preserves water springs. Ultimately, all the efforts of RPM specialists are aimed at searching for efficient solutions to further improve development conditions and resourcesaving. There will always be more new ways to reduce energy consumption and we must not be complacent. It means that the introduction of new engineering solutions and technologies will continue in the future. на достигнутом. А это значит, что работы по внедрению новых технических решений и технологий продолжатся.

Новые возможности для снижения энергозатрат всегда найдутся, если не останавливаться

78 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 79

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ

Вероятностные аспекты оценки ледовых нагрузок и воздействий на объекты обустройства морских месторождений на примере айсберговой угрозы Offshore Hazards: Assessing the Impact of Icebergs on Offshore Production Platforms Часть 2 - Part 2 Д.А. Онищенко (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Dmitry A. Onishchenko (Gazprom VNIIGAZ LLC)

4 Модель перемещения айсбергов Важным аспектом при моделировании движения айсбергов является выделение двух масштабов: глобального и локального. Выделим с центром в точке расположения платформы некоторую “локальную” область, площадь которой обозначим Areg (рис. 1). На уровне глобального масштаба оценивается вероятность (частота) прихода айсбергов в эту область, а на уровне локального масштаба рассчитывается условная вероятность столкновения данного айсберга с платформой (при условии, что он вошел в пределы области). Размеры области должны быть такими, чтобы архивные данные достоверно свидетельствовали о фактах наблюдения айсбергов в пределах выделенной области. Обычно такие области имеют границами меридианы и параллели. Архивные данные по айсбергам в Баренцевом море представлены для областей, занимающих 2 град. по широте и 5 град. по долготе (рис. 2, [16]). Обозначим через λ интенсивность потока айсбергов, приходящих в выделенный район. Отметим, что указанный параметр может оцениваться по архивным данным, но в принципе может и рассчитываться с помощью моделирования полной “судьбы” айсберга методом Монте-Карло от момента его образования у одного из выводных ледников, прослеживания траектории его дрейфа под действием

4 Iceberg Movement Model An important aspect when modelling iceberg movement is the identification of two scales: global and local. Let’s select, with the centre at the platform location point, a “local” domain, the area of which we express as Areg (Fig. 1). At the global scale level, we estimate the probability (frequency) of the icebergs arriving at this area, and at the local scale level, we estimate the conditional probability of an iceberg/platform collision (provided that the iceberg has arrived within the domain boundaries). The dimensions of the region must be such that the archive data would provide reliable evidence of the facts of seeing the icebergs within the selected domain. Usually, such domains have meridians and parallels as boundaries. The archive data on icebergs in the Barents sea are provided for the domains occupying 2 degrees of latitude and 5 degrees of longitude (Fig. 2, [16]). Let λ denote the rate of occurrence for icebergs arriving at the selected region. Note that the said parameter may be assessed using archive data, but, in principle, it can be estimated through modelling of the entire iceberg’s “life” using the Monte-Carlo method, from the moment of its formation near one of the outlet glaciers, tracking its drift trajectory under the influence of flow fields and wind within the framework of general regional models of “atmosphere-ice-ocean” type. The estimation using the second option above requires, naturally, colossal computer

80 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT полей течений и ветра в рамках общих региональных моделей типа “атмосфера-лед-океан”. Расчет по второму варианту требует, конечно, колоссальных затрат компьютерного времени и достоверной информации о полях течений и ветров. Введем следующие обозначения: D – размер пришедшего в район Areg айсберга (например, характерный или максимальный размер в плане на уровне воды); v – средняя скорость движения айсберга внутри области; tres – время пребывания айсберга в пределах области; ℓ – общая длина пути айсберга внутри области. В общем случае все четыре перечисленных параметра являются случайными. Часто предполагается, что величины D и v независимы в вероятностном смысле (это, конечно, требует обоснования в конкретных условиях ) и описываются соответствующими функциями плотности wD(x) и wv(x). В то же время величины v, tres и ℓ заведомо зависимы, поскольку связаны очевидным соотношением ℓ = v.tres. Дальнейшее построение модели зависит от гипотез относительно вероятностных распределений данных величин, в том числе, от того, какие из них принять за основные. Например, в модели “дождя” [13], когда имеются основания предполагать, что все айсберги в исследуемом районе совершают преимущественно прямолинейное движение вдоль выделенного направления (рис. 3), за основную переменную рационально принять скорость v. При этом ℓ ≡ L2 = const. Если же движение айсбергов непрямолинейно (рис. 1), или достаточно хаотично, то типичный подход к моделированию в этом случае заключается в предположении, что время tres распределено по показательному Ft (x)=1-e-μx, где _ μ=1 ⁄ t res – обратная величина среднего значения времени пребывания айсберга в пределах области. Обычно поток приходящих айсбергов считается пуассоновским, и тогда можно показать, что среднее (в статистическом смысле) значение n̅ числа айсбергов в области Areg в произвольный момент времени вычисляется по формуле n= ̅ λ/μ . (10) Для качественного сопоставления различных регионов по уровню айсберговой опасности вводится понятие пространственной плотности айсбергов (среднее число айсбергов в пределах данной области в конкретный момент времени, отнесенное к площади): ρ=n/̅ Areg . www.rogtecmagazine.com

(11)

Areg Asw

Рисунок 1: Схема, описывающая модель хаотического движения айсбергов Figure 1: Pattern showing chaotic iceberg motion model time consumption and credible information on the flow fields and winds. Let’s introduce the following symbols: D – the size of the iceberg entering the region Areg (e.g. typical or maximum plane size at the water level); v – the average speed of the iceberg movement within the domain; tres – the duration of the icebergs stay within the domain; ℓ – the total length of the iceberg travel distance within the domain. In the general case, all the four above-mentioned parameters are random. It’s often assumed that the values D and v are independent in the probability sense (which, of course, requires to be substantiated in the specific conditions) and are described with the corresponding density functions wD(x) и wv(x). At the same time, the values v, tres and ℓ are invariably dependent, as they are connected by an evident relation ℓ = v.tres. Further construction of the model depends on the hypotheses of probability distributions of these variables, including on which of them should be adopted as the basic ones. For example, in the “rain drops” model [13], when there are grounds to assume that all the icebergs in the region of study carry out predominantly rectilinear movements along the selected direction (Fig. 3), the speed v should be adopted as the basic variable. With

ROGTEC 81

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ that in mind, ℓ ≡ L2 = const. If the icebergs movement is not rectilinear (Fig. 1) or is sufficiently chaotic, the typical approach to modelling in this case would be an assumption that the time tres is distributed under the exponent rule Ft (x)=1-e-μx, where μ=1 ⁄ t res ̅

Переходим к расчету вероятности столкновения айсберга с платформой. За время пребывания айсберга в районе он проходит путь ℓ = v tres и “заметает” площадь Asw = ℓ D (рис. 1).

pimp (D,v)=(D+W)/L1 =(D+W)L2/L1 L2 =Asw /Areg. (12) Для модели “дождя”, согласно вышесказанному, ℓ = L2, а для модели хаотического движения ℓ = v/μ.

18/205

15/192

26/141

16/67

8/69

19/53

35/122

10/59

12/40

8/23

8/115

1/2

20/23

2/2

1/1

1/3

3/12

0/0

1/1

Теперь можно определить условную вероятность PImp столкновения платформы с айсбергом, имеющим произвольные (неизвестные) размер и скорость, при условии, что он появился в рассматриваемом районе: PImp=∫0Dmax ∫ 0vmax pmp (x1,x2 ) wD (x1) wv (x2)dx1 dx2 , (13) где Dmax характеризует максимальный айсберг, который может достичь границ рассматриваемого района (с учетом географических и климатических особенностей региона), а vmax – максимально возможная по физическим ограничениям скорость дрейфа айсберга. Заметим, что применяемый подход позволяет достаточно просто учесть снижение вероятности столкновения за счет применения системы мониторинга и активного воздействия на айсберги с целью их отвода. Если предположить, что эффективность такой системы применительно к айсбергу размера D и со скоростью v характеризуется вероятностью неудачи γ(D,v)), то формула для условной вероятности возможного столкновения принимает вид PImp=∫0Dmax ∫ 0vmax pimp (x1,x2 )γ(x1,x2 )wD (x1)wv (x2)dx1 dx2 . Если имеющихся статистических данных недостаточно для определения зависимости скорости айсберга от его размера и если в целях упрощения принять, что успешность операций по воздействию на айсберг не зависит от его размеров и скорости и равна γ =const, то можно получить следующее выражение для оценки

82 ROGTEC

20/202

Широта – Latitude

Столкновение происходит тогда и только тогда, когда расстояние между “центрами” платформы и айсберга оказывается меньше (W +D)/2, где W – характерный размер платформы на уровне ватерлинии. Если интерпретировать это как попадание центра платформы (точка С на рис. 1) в полосу шириной W +D и длиной ℓ, которая некоторым случайным образом расположена внутри области, то условная вероятность pimp (D,v) столкновения пришедшего в район айсберга с платформой (при условии, что его диаметр равен, а скорость v) может быть оценена с помощью выражения

71 14/25

2/3

0/0

2/2

1/3

4/6

2/2

63 35.00

40.00

45.00

50.00

55.00

60.00

65.00

Долгота – Longitude Рисунок 2: Данные о наблюдениях айсбергов в за период наблюдений 1888–1991 гг. [16] (красным квадратом обозначено Штокмановское месторождение) Figure 2: Iceberg observations data for observation period 1888-1991 [16] (red mark representing Shtokman field) is a reciprocal of the average value of the time spent by the iceberg within the domain. Usually, the flow of arriving icebergs is considered a Poisson input, and then it is possible to show that the average (statistical) value n̅ of the number of icebergs in domain Areg at an arbitrary time point is calculated from the formula n= ̅ λ/μ . (10) For quality comparison of different regions in terms of the level of iceberg hazard, we introduce the notion of spatial density of icebergs (the average number of icebergs within the given domain at a certain time point, referred to the area): ρ=n̅ /Areg . (11) Let’s move on to the calculation of the probability of an iceberg/platform collision. For the duration of the iceberg stay in the region it travels over the distance ℓ = v tres and “sweeps” the area Asw = ℓ D (Fig. 1). www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT условной вероятности столкновения пришедшего айсберга с платформой: ̅ /Areg , (14) PImp=γ(D̅ +W)v̅ t res где черта сверху обозначает среднее значение соответствующей случайной величины. Как уже отмечалось, одной вероятности столкновения недостаточно для задания расчетной нагрузки. Для проектирования необходимо рассчитывать вероятность более сложных случайных событий, характеризующих не только сам факт столкновения, но и параметры столкнувшегося айсберга. Приведем несколько характерных примеров. В рамках описываемого подхода можно, например, рассчитать условную вероятность PImp* (D) столкновения платформы с айсбергом, размер которого не меньше заданного значения D, при условии, что в районе появился айсберг с неизвестными параметрами (при отсутствии системы активного воздействия на айсберги): PImp* (D)=(1/Areg) v̅ t ̅ res ∫DDmax(x1+W)wD (x1)dx1

(15)

Эта величина монотонно убывает от PImp до 0 при возрастании D от 0 до Dmax. Чтобы найти безусловную вероятность столкновения платформы с айсбергом, необходимо учесть частоту прихода айсбергов в исследуемый район. Если использовать модель пуассоновского потока с интенсивностью λ, то, как известно, вероятности появления ровно k айсбергов (k = 0, 1, 2, …) в течение интервала времени T вычисляются по формуле Parr (k,T)=(λT)k e-λT/k! Теперь можно показать, что безусловная вероятность столкновения платформы в течение периода времени T с айсбергом, размер которого не меньше заданного значения D, определяется соотношением P(D,T)=1-exp[-λT PImp* (D)]

(16)

(приD=0 получаем безусловную вероятность столкновения платформы в течение периода времени T с произвольным айсбергом). В действительности, найденное соотношение (16) справедливо как для редких событий, так и для частых (см. [17]), конечно, в рамках сделанных предположений. Однако для редких событий, к которым относится столкновение с айсбергом, величина PImp* (D) весьма мала, что позволяет записать следующую www.rogtecmagazine.com

A collision occurs when (and only when) the distance between the “centres” of the platform and the iceberg turns out to be less than (W +D)/2, where W is a characteristic size of the platform at the waterline level. If this is interpreted as the platform centre (point С in Fig. 1) being within a band of width W +D and length ℓ, which in some random manner is located within the domain, then the conditional probability pimp (D,v) of collision between the iceberg arriving at the region and the platform (provided that its diameter is D, and the speed is v) may be estimated from the expression pimp (D,v)=(D+W)/L1 =(D+W)L2/L1 L2 =Asw /Areg.

(12)

For the rain drops model, in accordance with the above, ℓ = L2, and for the chaotic movement model ℓ = v/μ. Now we can determine a conditional probability PImp of the collision of the platform with an iceberg of random (unknown) size and speed, provided that it arrived at the region under consideration: PImp=∫0Dmax ∫ 0vmax pimp (x1,x2 ) wD (x1) wv (x2)dx1 dx2 ,

(13)

where Dmax characterises the maximum iceberg that can reach the boundaries of the region under consideration (taking account of the geographic and climatic features of the region), and vmax is the maximum possible, by physical limits, speed of the iceberg drift. Note that the used approach allows to quite simply take into account reducing the collision probability owing to the monitoring system and active action on the icebergs for the purpose of their diversion. If we assume that the efficiency of such a system in relation to an iceberg of size D and speed v is characterised by a failure probability γ(D,v)), the formula for conditional probability of a possible collision would become PImp=∫0Dmax ∫ 0vmax pimp (x1,x2 )γ(x1,x2 )wD (x1)wv (x2)dx1 dx2 . If the available statistical data is insufficient to determine the relationship between the iceberg speed and its size, and if, for simplicity, we assume that the success rate of the operations aimed at impacting the iceberg does not depend on its size and speed and equals γ=const, we can obtain the following expression for estimation of the conditional probability of the collision of the arriving iceberg with the platform: PImp=γ(D̅ +W)v̅ t res ̅ /Areg ,

(14)

where the line above means the mean value of the corresponding random variable. As noted earlier, the collision probability alone is not enough for setting the design load. For the purposes of design, it is necessary to design the probability of more complex random events that characterise not only the fact of

ROGTEC 83

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ приближенную формулу: P(D,T)≈ λTPImp* (D), точность которой не хуже (λTPImp*)2. Отметим, что в рамках описанного подхода можно рассчитать различные другие показатели айсберговой опасности, например, вероятностную функцию распределения кинетической энергии айсберга, соударяющегося с платформой: FK* (z)≡Pr{K<z / Imp}= =∫0Dmax ∫ 0vmax ∫ 0kmax (x1+W)/(D̅ +W) Fh (z/ ( x3 x 12 x 22 )) wD (x1) wv (x2 ) wk (x3)dx1 dx2 dx3 . Предполагается, что кинетическая энергия K вычисляется по формуле K= 1/2 mv2= 1/2 (πD2/4) k’hρice v2=kρice D2 hv2 где h – общая высота айсберга, D – его диаметр на уровне ватерлинии, v – скорость, k – коэффициент формы, а ρice – плотность льда айсберга. Все величины, кроме последней, предполагаются случайными с известными вероятностными распределениями: функцией распределения Fh (x4) и функциями плотности wD (x1),wv (x2),wk (x3) соответственно. Для получения численных оценок требуются соответствующие исходные данные. Вопрос о способах их получения, оценке их достоверности и полноты требует отдельного рассмотрения. 5 Оценка частоты столкновений айсберга с платформой Выполним оценочные расчеты вероятности столкновения платформы с айсбергом для района Штокмановского месторождения (ШГКМ), расположенного в Баренцевом море. Анализ архивных данных за период 1888-1991 гг. [8,16] показывает, что общее число айсбергов, наблюденных за весь 100-летний период в районе, представляющем собой географический квадрат 72-740 с.ш., 40-450 в.д. площадью Areg = 36000 м2 (рис. 2), может быть оценено значением 30. Это соответствует частоте прихода айсбергов в количестве 0,3 в год. В 2003 г. очередная ледоисследовательская экспедиция в район ШГКМ [16] зафиксировала факт аномального выброса айсбергов: общее число зафиксированных айсбергов и их обломков составило 41. Объединяя информацию в один массив, принимаем среднюю интенсивность прихода айсбергов λ = 0,7/T1, где T1 – длительность одного года в выбранных единицах времени. Примем средний размер айсбергов на уровне ватерлинии равным D = 100 м, а диаметр плавучей платформы W = 50 м. Средняя скорость дрейфа оценивается как vdrift =

84 ROGTEC

collision, but the parameters of the colliding iceberg too. Let us give you some typical examples. Within the framework of the described approach we can, for instance, estimate the conditional probability PImp* (D) of a collision between the platform and an iceberg whose size is above the established value D, provided that in the region an iceberg with unknown parameters has turned up (in the absence of a system of active impact on icebergs): PImp* (D)=(1/Areg) v̅ t ̅ res ∫DDmax(x1+W)wD (x1)dx1

(15)

This value monotonically decreasing from PImp to 0 as D rises from 0 to Dmax. To find the unconditional probability of the platform/ iceberg collision, the frequency of icebergs arrival at the region of study should be taken account of. If we use a Poisson flow model with intensity λ, then, as is known, the probabilities of occurrence of precisely k icebergs (k = 0, 1, 2, …) during the time interval T are calculated from the formula Parr (k,T)=(λT)k e-λT/k! Now we can show that the unconditional probability of the platform collision within the time period T with an iceberg, whose size is above the established value D, is calculated by the relationship P(D,T)=1-exp[-λT PImp* (D)]

(16)

(if D=0, we obtain an unconditional probability of collision of the platform during the time period T with a random iceberg). In fact, the found relationship (16) is true for both rare events and frequent ones (see [17]), of course, within the framework of the assumptions made. However, for rare events, which include a collision with an iceberg, the value PImp* (D) is very small, and that allows to write down the following approximation formula: P(D,T)≈ λTPImp* (D), whose accuracy is not worse than (λTPImp*)2. Note that within the framework of the described approach we can estimate various other indicators of the iceberg hazard such as the probabilistic function of distribution of kinetic energy for an iceberg colliding with the platform: FK* (z)≡Pr{K<z / Imp}= =∫0Dmax ∫ 0vmax ∫ 0kmax (x1+W)/(D̅ +W) Fh (z/ ( x3 x 12 x 22 )) wD (x1) wv (x2 ) wk (x3)dx1 dx2 dx3 . It is assumed that the kinetic energy K is calculated from www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT 0,2 м/с. Тогда, при условии прямолинейного движения айсберга оценка максимальной длительности его пребывания в рассматриваемом районе составляет 12 сут. Наблюдения за айсбергами в Баренцевом море показывают, что траектории их движения значительно отличаются от прямолинейных. Была найдена оценка для коэффициента извилистости траекторий айсбергов для условий центральной части Баренцева моря: kизв = 5 [16]. Для дальнейших расчетов примем три характерных значения средней длительности пребывания айсберга в районе Areg: tres = 20 суt, 40 суt, 60 суt. Соответствующие значения пространственной плотности айсбергов, S1 вычисляемые по формуле (11), равны

the formula K= 1/2 mv2= 1/2 (πD2/4) k’hρice v2=kρice D2 hv2 where h is the total height of the iceberg, D is its diameter at the waterline level, v is the speed, k is the form coefficient, and ρice is the density of the iceberg’s ice. All the values except the last one are assumed as random with known probability distributions: distribution function Fh (x4) and density functions wD (x1),wv (x2),wk (x3) respectively. To obtain numerical estimates, the relevant source data is required. The issue of obtaining such data, analysis of its credibility and completeness is the subject of a separate review.

старт – start

ρ = 1,1.10-12; 2,1.10-12; 3,2.10-12 (17) Используя соотношение V (14), находим, что вероятности столкновения с пришедшим в район L2 айсбергом для этих трех случаев равны 0,0014; 0,0029 и 0,0043. С D учетом интенсивности прихода айсбергов в рассматриваемый квадрат получаем, что ожидаемое число столкновений в течение W года с айсбергом для платформы, размещенной на Штокмановском финиш – finish L1 месторождении, составляет 0,001; 0,002 Рисунок 3: Модель дождя [Rain drops model] и 0,003 соответственно. Figure 3: Rain drops model Ниже будет показано, что найденные значения находятся в 5 Assessment of the Frequency of Iceberg to хорошем соответствии с результатами расчетов, Platform Collisions выполненных при оценке айсберговой опасности для Let’s run estimates of probability of the platform/iceberg месторождений шельфа Канады (с учетом пересчета collision for the Shtokman field area located in the Barents интенсивности потока приходящих айсбергов). Sea. The analysis of archive data for the years 1888-1991 [8,16] has demonstrated that the total number of icebergs Необходимо отметить, что в работах специалистов observed during the entire 100-year period in the region ААНИИ на основе тех же исходных данных получена being a geographic square 72-740 north, 40-450 east, of оценка частоты столкновения с айсбергом 1 раз в area Areg = 36,000 m2 (Fig. 2), may be estimated at 30. 35 лет [16] (в работе [8] приводится несколько иная This corresponds to the frequency of the icebergs arrival оценка – 1 раз в 104 года), что отвечает вероятности of 0.3 per year. In 2003, a regular ice research expedition столкновения в течение года примерно равной 0,03 www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 85

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ (соответственно, 0,01). Оба значения, полученные с помощью методики, отличной от изложенной в настоящей работе, на порядок больше приведенных выше. Также в указанных работах приводится оценка, согласно которой в районе ШГКМ в среднем 1 раз в 5 лет с вероятностью 95% следует ожидать приход от 9 до 19 айсбергов в течение одного года, а один раз в 10 лет – от 12 до 26. С учетом вышесказанного, представляется, что в указанных работах степень айсберговой угрозы, выражаемая в вероятностных показателях, существенно завышена. По-видимому, это является следствием выбранного подхода, не отражающего всей специфики проблемы. Интересно сопоставить данные по частоте появления айсбергов с районом Ньюфаундленской банки (восточное побережье Канады). Там айсберги появляются гораздо чаще. Например, в квадрате 4647,50 с.ш., 47,5-49,50 з.д. площадью 26000 км2 среднее количество наблюдаемых айсбергов составляет 72,6 в апреле и 88,9 в мае [7]. Отметим, что имеется значительная неравномерность поступления айсбергов в рассматриваемый район. Так, например, в 1984 г. параллель 480 с.ш. пересекло более 2200 айсбергов, а в 1966 г. не было зафиксировано ни одного такого случая, что в сопоставлении со случаем зафиксированного в 2003 г. массового выброса айсбергов в район ШГКМ [8], по-видимому, позволяет сделать вывод о том, что такие ситуации хоть и имеют низкие вероятности реализации, тем не менее являются типичными для изучаемой проблемы. Для квадрата 46-470 с.ш., 48-49 з.д. площадью 8500 км2, где расположено месторождение White Rose, при моделировании айсберговой угрозы среднегодовое число айсбергов, приходящих в указанный квадрат, оценено числом 70. Пространственная плотность айсбергов для данного района равна ρ = 2,5.10-10, что на два порядка превышает соответствующий показатель (17) для района ШГКМ. Согласно проведенным на предпроектной стадии расчетам, для индивидуального айсберга вероятность столкновения с плавучей платформой или судном FPSO, установленным на месторождении White Rose, составляет значение порядка 0,002…0,003 (как известно, на месторождении реализована концепция FPSO). С учетом интенсивности потока приходящих айсбергов, годовая частота случаев столкновения с айсбергами составляет 0,14…0,21. Это почти на два порядка больше по сравнению с полученными выше оценками для ШГКМ, что находится в полном соответствии с тем фактом, что интенсивность потока айсбергов

86 ROGTEC

visiting the Shtokman gas condensate field [16] recorded an abnormal outbreak of icebergs: the total number of the recorded icebergs and their fragments was 41. By combining the information in one array, we assume the average rate of iceberg occurrence λ = 0,7/T1, where T1 is the duration of one year in the selected units of time. Let’s assume the average size of the icebergs at the waterline level as D = 100 m, and the diameter of the floating platform as W = 50 m. The average drift velocity is estimated at vdrift = 0.2 m/s. Then, provided that the iceberg movement is rectilinear, the maximum duration of its stay in the region under consideration is 12 days. Observations of icebergs in the Barents Sea demonstrate that their trajectories are significantly different from rectilinear. An estimated value was found for the tortuousness of icebergs’ trajectories for the central part of the Barents Sea: kcurve = 5 [16]. For further calculations, let’s assume three characteristic values of the average duration of iceberg stay in region Areg: tres = 20, 40, 60 days. The corresponding values of spatial density for icebergs calculated from the formula (11) are ρ = 1,1.10-12; 2,1.10-12; 3,2.10-12

(17)

Using the ratio (14), we find that the probabilities of collision with an iceberg arriving at the region for these three cases are 0.0014, 0.0029 and 0.0043. Taking account of the frequency of the icebergs arrival at the square under consideration, we obtain that the anticipated numbers of collisions with an iceberg during a year for a platform located in the Shtokman field are 0.001, 0.002 and 0.003 respectively. We will show below that the found values are in good agreement with the results of estimations made when evaluating the iceberg hazard for Canadian offshore fields (honouring the rate of occurrence of the arriving icebergs). We should note that in the works of AARI specialists based on the same source data, the estimated frequency of iceberg collisions is once every 35 years [16] (in the work [8], a slightly different estimate is given, once every 104 years), which is equivalent to the probability of collision during a year approximately equal to 0.03 (and 0.01, respectively). Both values obtained using the methodology different from the described in this work, are one order of magnitude greater than those above. Also, the said works contain an estimate according to which in the Shtokman field area, on the average once every five years, with 95% probability, one should expect the arrival of 9 to 19 icebergs during a year, and once every 10 years - from 12 to 26 icebergs. In view of the above, it appears that in the said works the degree of the iceberg hazard expressed in probabilistic indicators is considerably overestimated. It seems that this is a www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT

на Ньюфаундленской банке более чем в 100 раз превосходит аналогичный показатель для ШГКМ. При этом проектом обустройства месторождения White Rose допускается столкновение с айсбергом массой до 100000 т. С учетом применения системы айсбергового мониторинга и, при необходимости, мер по активному воздействию на айсберги (эффективность всей системы оценивается как 8590%), а также возможности отсоединения райзеров и якорных линий в экстремальных ситуациях (надежность этой технической операции принята равной 99%), итоговая вероятность столкновения платформы в течение года с айсбергом, масса которого превышает 100000 т, оценивается как (1,2…1,6).10-4, что признано удовлетворяющим критерию безопасности. Нефтяное месторождение Хайберния (Hibernia) расположено в 315 км к юго-востоку от побережья о. Ньюфаундленд, немного южнее месторождения White Rose. Частота появления айсбергов здесь немного меньше. Платформа гравитационного типа (Gravity Base Structure, GBS) “Хайберния” является первой и пока единственной в мире платформой, запроектированной на восприятие удара айсберга. Расчетный айсберг по критерию прочности (соударение с которым платформа должна выдерживать без каких-то бы ни было повреждений) имеет массу 1 млн т, при этом повторяемость такого события оценивается как 1 раз в 500 лет. Расчетный айсберг по критерию безопасности (при соударении с которым платформа может получить локальные повреждения, www.rogtecmagazine.com

consequence of the chosen approach that does not reflect all the specific aspects of the problem. It would be interesting to compare the iceberg occurrence rate data with those for the Grand Banks of Newfoundland (east coast of Canada). There, icebergs occur much more often. For example, in the square 46-47.50 north, 47.5-49.50 west, of 26,000 km2 area, the average number of observed icebergs is 72.6 in April and 88.9 in May [7]. Note that there is a substantial irregularity of the icebergs arrival at the region under consideration. For example, in 1984, the 480 north parallel was crossed by over 2200 icebergs, and in 1966 no such cases at all were recorded, which, in comparison with the massive arrival of icebergs at the Shtokman field area recorded in 2003 [8], as it seems, allows to draw a conclusion that such situations, despite having low probabilities of occurrence, are still typical for the problem under study. For the square 46-470 north, 48-490 west with the area 8500 km2, where the White Rose field is located, when modelling the iceberg hazard, the average annual number of icebergs arriving at the said square is estimated at 70. The spatial density of icebergs for this region is ρ = 2,5.10-10, which is two orders of magnitude greater than the corresponding indicator (17) for the Shtokman gas condensate field area. According to the calculations made at the pre-design phase, for an individual iceberg, the probability of collision with a floating platform or FPSO vessel installed in the White Rose field is in the order of 0.002…0.003 (as is known, the FPSO concept was implemented in the field). Taking account of the rate of occurrence for the arriving icebergs, the annual frequency of iceberg collisions is 0.14…0.21. This is almost two orders of magnitude greater than the obtained above estimates for the Shtokman field, and it is in full agreement with the fact that the rate of occurrence of icebergs in the Grand Banks of Newfoundland is 100+ times greater than the same indicator for the Shtokman field. Furthermore, the development plan for the White Rose field provides for a possible collision with an iceberg weighing up to 100,000 tons. Taking account of the application of the iceberg monitoring system and, where necessary, measures of making active impact on the icebergs (the efficiency of the entire system being estimated at 85-90%), and also potential disconnection of risers and anchor lines in emergency situations (the reliability of this technical operation is assumed as 99%), the resulting probability of the platform collision during a year with an iceberg whose weight exceeds 100,000 tonnes is estimated at (1,2…1,6).10-4, which is regarded as meeting the safety criterion.

ROGTEC 87

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ устранимые последующим ремонтом) имеет массу 6 млн т, при этом повторяемость такого события оценивается как 1 раз в 10000 лет. Рассчитанная для платформы “Хайберния” частота столкновений с айсбергом составляет порядка 1 случая в 10 лет, что соответствует вероятности столкновения 0,1 в течение года. Кроме того, проектом предусмотрена постоянно действующая программа ледового мониторинга, предусматривающая наличие систем раннего обнаружения, отслеживания и активного воздействия на айсберги, что призвано снизить вероятность соударения айсбергом с платформой. Более чем за 10 лет эксплуатации платформы “Хайберния” не было сообщений ни об одном случае столкновения, хотя в работе [15] в рамках подхода, учитывающего достаточно большую вероятность пропуска небольших по размеру айсбергов в процессе реализации мониторинга и тем самым значительно увеличивающим прогнозное значение числа приходящих айсбергов, получена оценка частоты столкновения порядка 0,3 случаев в год, что снова существенно выше, чем для условий Штокмановского месторождения. Заключение По результатам сопоставительного анализа «детерминистического» (традиционного) и «вероятностного» подходов к проектированию сделан вывод, что основным препятствием для так называемого вероятностного подхода к проектированию может оказаться недостаток исходных данных о вероятностных распределениях определяющих параметров. В то же время, на примере задачи об оценке айсберговой опасности продемонстрирована эффективность применения вероятностных подходов к задачам определенного класса. Приведен вариант построения и анализа модели, позволяющей рассчитывать различные показатели айсберговой опасности для морских платформ, включая вероятность столкновения с айсбергом, у которого определенные параметры (например, диаметр, масса или кинетическая энергия) имеют значения, не ниже заданных. Приведены оценочные значения вероятности столкновения айсберга с платформой в условиях Штокмановского месторождения, которые оказываются на порядок более низкими по сравнению с аналогичными значениями, полученными ранее другими авторами. Для применения описанной методики на проектной стадии освоения Штокмановского месторождения необходимо провести более детальный статистический анализ имеющейся базы данных по наблюдению айсбергов в Баренцевом море с целью определения с достаточной степенью надежности вероятностных распределений параметров айсбергов, используемых в рамках предложенного подхода.

88 ROGTEC

The Hibernia oil field is located 315 km south-east off the coast of the island of Newfoundland, just a bit south of the White Rose field. The frequency of iceberg occurrence here is much lower. Hibernia Gravity Base Structure (GBS) is the first platform (and the only one in the world so far) designed to survive a collision with an iceberg. The design iceberg, by the strength criterion (collision with which the platform must withstand without any damage), weighs 1 million tons, and the repeatability of such an event is estimated as once every 500 years. The design iceberg, by the safety criterion (when colliding with which the platform can sustain local damage that can be remedied by a later repair), weighs 6 million tons, and the repeatability of such an event is estimated as once every 10,000 years. The frequency of iceberg collisions estimated for the Hibernia platform is in the order of 1 event per 10 years, which is equivalent to the collision probability of 0.1 during a year. Moreover, the design provides for an ongoing ice monitoring programme based on the availability of systems of early warning, tracking and active action on icebergs aimed at reducing the probability of iceberg/platform collisions. For over 10 years of operation of the Hibernia platform no collisions have been reported, though in the work [15] within the framework of the approach honouring a quite large probability of omitting smaller icebergs in the course of the monitoring implementation, thus considerably increasing the forecast value of the number of arriving icebergs, an estimated frequency of iceberg collisions was obtained at 0.3 events per year, which, again, is considerably higher than that for the conditions of the Shtokman field. Conclusion From the results of a comparative analysis of the “deterministic” (traditional) and “probabilistic” design approaches, a conclusion has been drawn that the main hindrance for the so-called probabilistic design approach may be the lack of source data on probabilistic distributions of the determining parameters. At the same time, the example of the task to estimate the iceberg hazard has demonstrated the efficiency of application of probabilistic approaches to the tasks of a certain class. An example of a model construction and analysis has been given that allows to calculate various indicators of the iceberg hazard for offshore platforms, including the probability of collision with an iceberg whose certain parameters (e.g. diameter, weight or kinetic energy) have values above the established ones. The estimated values for probability of iceberg/platform collision are given for the Shtokman field conditions, which are an order of magnitude smaller than the similar values obtained earlier by other authors. In order to apply the described methodology at the design phase of the Shtokman field development, it is necessary to carry out a more detailed statistical analysis of the available database of icebergs observations in the Barents Sea, so that we could determine with an adequate degree of reliability of probabilistic distributions of iceberg parameters used within the framework of the proposed approach.

www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 89

Получайте экземпляр журнала ROGTEC каждый квартал 4 выпуска журнала в год всего за 100 евро.

Экономия 15% при подписке на 2 года! Экономия 25% при подписке на 3 года! Чтобы подписаться, заполните форму ниже и отправьте ее по факсу +350 2162 4001 или по эл. почте на circulation@rogtecmagazine.com Или свяжитесь с Александром Пантелеевым: alexander.panteleev@rogtecmagazine.com Оплата возможна кредитной картой или банковским переводом Receive a copy of ROGTEC every quarter for only €100 Euro.

Save 15% by subscribing for 2 years! Save 25% by subscribing for 3 years! To start the process, complete your details below, and fax to +350 2162 4001 or e-mail circulation@rogtecmagazine.com Or contact Alexander Panteleev, alexander.panteleev@rogtecmagazine.com Payment can be made by Credit Card or Bank Transfer

Name / ФИО: Company / Компания: Position / Должность: Address / Адрес:

Telephone / Тел.: Fax / Факс: Email / Эл. почта: ROGTEC37

ИНТЕРВЬЮ

Завершающее интервью номера с Сергеем Чижиковым, генеральным директором Ingenix Group Closure Interview: Sergey Chizhikov, CEO, Ingenix Group

Расскажите, пожалуйста, о Вашей должности и роли в компании. С момента основания компании в составе Группы Газпромбанка в 2009 году, я занимаю должность генерального директора, ответственного как за текущую деятельность, так и развитие бизнеса Ingenix Group. Ingenix Group – относительно молодая компания. Расскажите, пожалуйста, вкратце об истории компании и развитии ее бизнеса за последние 4,5 года. Какими Вам представляются перспективы для роста и развития Ingenix Group в предстоящие годы? За последние годы Ingenix Group выполнила десятки проектов, включая подготовку техникоэкономических обоснований, комплексные должные проверки и технический аудит в российском секторе разведки и добычи нефти и газа. Численность работников компании возросла почти втрое, с 25 до 70 специалистов в сферах геологии, геофизики, разработки и обустройства нефтегазовых месторождений , финансового менеджмента. Мы накопили большой опыт при проведении сложных экспертных оценок, а также при выполнении отдельных задач как для больших нефтегазовых корпораций, так и для малых и средних компаний. Комплексный подход дает нам возможность обеспечить заказчиков нужной информацией для принятия решений, а также готовыми рекомендациями для получения преимущества перед конкурентами. Мы планируем укрепить наши позиции, увеличить размер нашей доли на рынке и диверсифицировать бизнес Группы Газпромбанка в данном направлении. Не могли бы Вы описать в качестве примера

92 ROGTEC

Please describe your position and role within the company Since the establishment of the company within Gazprombank Group in 2009, I have been the CEO responsible as for the daily company’s activities and for the development of Ingenix Group’s business. Ingenix Group is a relatively young company created in 2009. Please, describe the company’s history shortly and how has business been over the last 4.5 years? How do you see growth for Ingenix Group developing in the coming years? Throughout the past years Ingenix Group has completed dozens of projects, such as cost-engineering and modeling, due diligence surveys of companies, as well as technical audits in the Russian oil&gas upstream sector. The team has grown almost 3 fold, up from 25 to 70 experts in geology, geophysics, field management, construction, and financial management. We’ve gained great experience and improved our standards both in integrated expertise assessments and in specific assignments from big oil and gas corporations, as well as from small and mid-scale companies. Our Integrated approach gives us the ability to provide our clients with the relevant information for decision-making and ready-touse solutions based on the best practices for competitive advantages. We plan to uphold our market position by increasing our presence in the market and diversifying the business of Gazprombank in this direction. Tell us about a recent success story Ingenix Group have had. A combination of knowledge and skills of our experts in the field of oil and gas construction and economic assessment led us to the development of a software solution for modeling the cost of construction and evaluation of upstream development in a lifecycle www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW недавний успешный опыт работы Ingenix Group? Сочетание знаний и умений наших экспертов в строительстве нефтегазовых объектов и техникоэкономической оценке привело нас к разработке программного решения для моделирования стоимости строительства нефтегазовых объектов и оценки эффективности разработки месторождений. Программный комплекс “Ingenix Cost Manager” получил положительные отзывы аналитиков и менеджеров по строительству и экономистов многих российских компаний. Это отражает большой спрос на сравнительный анализ затрат с помощью инструментов моделирования, где сближаются структура российских смет и западный подход к кост-инжинирингу. С учетом того, что сейчас множество компаний предлагают услуги консультации в области апстрима (разведки, разработки и добычи углеводородов), какие преимущества дает заказчику выбор Ingenix Group в качестве партнера? Любой заказчик, обращающийся в Ingenix Group, получит профессиональную консультацию наших отраслевых экспертов - от геологии до экономики, от небольших заданий до сложных задач, от освоения недр до строительства трубопроводов.

perspective. The Ingenix Cost Manager software has received a positive feedback from analysts and construction managers from many Russian companies. This reflects the large demand in cost benchmarking using modeling tools where the structure of Russian “smetas” (cost estimate statements) and the Western approach to cost engineering converge will be adapted. With a number of companies offering upstream consultancy services, what benefits does the client get by choosing Ingenix Group as a partner? By addressing Ingenix Group any client will receive a professional consultancy from our industry experts – from geology to economics, from small tasks to complex challenges, from exploration to pipeline construction. We pay special attention to knowledge and experience but tend not to get “frozen” within standardized approaches. We are constantly hearing that both Offshore Russia and the Russian unconventional sectors will be key areas of growth in the future. Is Ingenix Group geared to work in these areas? These sectors are very young in Russia now, the Ingenix Group is going to grow with this sector, accumulating the necessary expertise in such areas.

ИНТЕРВЬЮ Мы обращаем особое внимание на знания и опыт, но стараемся не “застывать” в рамках стандартизированных подходов. Мы постоянно слышим о том, что секторы освоения континентального шельфа России и разработки российских нетрадиционных запасов будут ключевыми направлениями развития в будущем. Готова ли Ingenix Group к работе на данных направлениях? Данные секторы в России сейчас очень молоды, и Ingenix Group собирается расти вместе с ними, накапливая необходимые знания в данных областях. Планируете ли Вы в будущем распространить свою деятельность на другие страны мира? В настоящее время у нас нет каких-либо специальных планов расширения работ за рубежом. Мы стараемся быть реалистами и пользоваться нашими нынешними преимуществами, которые по большей части заключены в знании российской нефтегазовой отрасли. Как Вы представляете себе развитие российских рынков консультационных и экспертных услуг в нефтегазовой отрасли в течение следующих двух лет? Мы видим, что крупные нефтегазовые компании в России движутся к созданию своих собственных центров предоставления услуг технической экспертизы для содействия в принятии особо важных управленческих решений, например, по оценке запасов, анализу исследований в скважинах и т.п. В то же самое время, все независимые поставщики услуг стремятся быть более гибкими, чтобы удовлетворить нужды малых и средних игроков на рынке. Это делает рынок более конкурентным. Что предпринимает Ingenix Group для того, чтобы “держать руку на пульсе” рынка и быть в курсе последних тенденций? Ingenix Group активно участвует в жизни профессионального сообщества России. Ведущие сотрудники компании публикуют научные статьи в отраслевых журналах, выступают с докладами на конференциях и организуют собственные мероприятия Ingenix Group, которые становятся важными датами в календарях наших коллег. В этом году мы планируем провести 3-й Круглый стол по оценке затрат в нефтегазовой отрасли России (17 июня, г. Москва), где ведущие эксперты отрасли обсудят международные стандарты в моделировании затрат и их применимость в России. Еще раньше, уже в конце мая, на конференции ЕАГО (Евро-Азиатского Геофизического Общества) в Калининграде наши геологи и геофизики расскажут о своих подходах к решению проблем

94 ROGTEC

Whilst most of your business is Russian based, Ingenix Group have also participated in G&G surveys in Algeria. Do you have any future plans for international expansion? The Algerian project is unique and has a narrow focus. We are not working out any special plans for expansion overseas at the moment. We try to be realistic and use our current advantages, which mainly reside within the Russian oil&gas industry. How do you see the Russian O&G consulting & expertise markets developing over the next 2 years? We see that big oil&gas companies in Russia are moving to the establishment of their own centers for providing technical expertise to support sensitive management decisions such as reserves evaluation, well log analysis, etc. At the same time all independent service providers tend to be more flexible in order to satisfy the needs of small and mid-scale players. This makes the market more competitive. What does Ingenix Group do in order to feel the pulse of the market and keep in line with trends? Ingenix Group actively participates in the life of the professional societies of Russia. Our leading experts place scientific articles in industrial magazines, deliver reports in conferences, and organize Ingenix Group’s own events which have become important dates in the calendars of our colleagues. This year we will run the 3rd Round Table on Oil&Gas Cost Estimation in Russia (17th of June, Moscow), where leading experts in the industry will speak on the international standards in cost modeling and their applicability in Russia. Even earlier, in May, our geologists and geophysicists will report on their approaches to the handling the assessment uncertainties of the reserves in Kaliningrad within the EAGO Conference (EuroAsian Geological Society). We believe that our active participation in the industrial market and exchange of knowledge will help Ingenix Group to successfully develop its presence in the market and remain at the cutting edge of the progress.

неопределенности запасов. Мы полагаем, что активное участие в работе отраслевого рынка и в обмене знаниями поможет Ingenix Group успешно расширить свое присутствие на рынке услуг и оставаться на гребне прогресса. www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 95

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index p.49

p.25

p.93

sakhalin-oil-gas.com

ihs.com

n-g-k.ru

p.21 & p.23

ibc, p.45 & p.89

p.11 & p.17

carboceramics.ru

ite-exhibitions.com

nov.com

p.41

p.07

p.77

cws.az

mccoyglobal.com

rpi-conferences.com

p.15

p.19

p.09

flexsteelpipe.com

mtu-online.com

tenaris.com

p.39

p.47

p.43

ingenix-group.ru

neftegaz-expo.com

tmk-group.ru

p.04

p.87

miltonroy-europe.com

21wpc.com

p.05

hardbandingsolutions.com

96 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 97

2015 3-й Круглый Стол Российских Буровых Подрядчиков

Москва, 2015

Буровые технологии будущего доступны уже сегодня www.rdcr.net Для более подробной информации свяжитесь: Даг Робсон, Директор отдела продаж

doug.robson@themobiusgroup.com

+34 952 904 230