brinmax

Открываем бизнес по бурению скважин на воду

В данной статье будет рассмотрена услуга, которая одинаково востребована как в городе, так и в селе. Бизнес по бурению скважин на воду не является новым видом деятельности. Но технический прогресс не стоит на месте, и процесс бурения с помощью новейших инструментов стал намного проще и быстрее. Этот бизнес остается весьма перспективным и, что немаловажно, прибыльным. Улучшения в техническом оснащении для бурения скважин влекут за собой также и снижение затрат.

Для чего нужны скважины

Многие люди, живущие вне города, не могут использовать централизованный водопровод, поэтому часто они сталкиваются с проблемой нехватки питьевой воды. Везти воду из города, скажем, на дачу – не самый лучший вариант. Люди готовы заплатить деньги и в итоге получить скважину на своем участке с чистой питьевой водой.

Рентабельность такого бизнеса весьма велика, да и окупаемость его составляет всего 1-2 месяца.

Бизнес-план по бурению скважин на воду

Регистрация. Здесь все довольно просто – регистрируемся как ИП, предварительно собрав все документы, необходимые для этого, и начинаем работать.

Оборудование для бурения. Эксперты рекомендуют для начинающих бурильщиков использовать буровые установки, работающие от бытовой электросети, так как они наиболее просты в использовании. Такое оборудование имеет следующие характеристики:

• Максимально возможная глубина скважины – 50 метров.
• Мощность 2,2 кВт.
• Масса 130 кг.
• Цена — около $2700.

Помимо установки Вам следует приобрести трубы (преимущественно пластиковые), фильтры. Стоимость материалов в пределах России сильно варьируется, но в среднем их стоимость для одной скважины составляет

$400.

Персонал. Для работы с буровой установкой, а также ее доставки на место бурения, монтажа и демонтажа необходим обслуживающий персонал, который, как правило, состоит из двух человек: бурильщика и его помощника. Заработная плата может быть как в виде процента от сделки, так и фиксированной.

Реклама. В данном бизнесе приветствуются все способы рекламы – это листовки, реклама в газетах, расклейка объявлений на жилых домах и дачных участках и многие другие способы.

Окупаемость. Время, за которое окупится бизнес, зависит, в первую очередь, от количества заказов, от ставки заработной платы бурильщика и его помощника, а также – стоимости используемых материалов.

Чистая прибыль – это, обычно, 25-30% от суммы, полученной за бурение одной скважины.

Так, при выполнении работы на $1650, чистая прибыль составит $500.

Стартовые вложения

Для начала бизнеса по бурению скважин на воду потребуются следующие инвестиции:

• Покупка оборудования: $2700.
• Обсадная труба для одной скважины: $260.
• Фильтр для одной скважины: $130.
• Оплата труда рабочих (за одну скважину): $70.
• Расходы на бензин для транспорта: около $40. Если собственного транспорта нет, тогда расходы на доставку зависят от расстояния до объекта и тарифов, установленных перевозчиками в вашем регионе.
• Регистрация ИП, реклама и прочие текущие расходы: $800.

Итого, минимальные стартовые вложения составляют $4000.

Также, необходимо учесть, что бурение скважин на воду – это сезонный бизнес. Поэтому, в зимнее время года следует переключиться на другой вид деятельности, желательно тоже сезонный.

Команда проекта temabiz.com желает вам успехов, а вашему бизнесу – процветания. Оставайтесь с нами!

Рекомендуем почитать:

Как открыть копировальный центр

Давайте поговорим об открытии копировального центра, а также оценим прибыльность этого бизнеса. Для его старта требуется вложить около $4 000.

Установка пластиковых окон

В открытие бизнеса по установке пластиковых окон достаточно вложить около $4000, а грамотный менеджмент позволит Вам окупить свои инвестиции уже через полгода.

Бюро переводов

Собственное бюро переводов может стать довольно доходным бизнесом, для открытия которого потребуется около $4 000.

⇧

В «Газпром нефти» внедряется «Оптимизированный дизайн скважин»

Повышение эффективности бурения дает возможность повысить рентабельность разработки традиционных запасов и осваивать трудноизвлекаемые. Один из новых проектов, задача которого — сделать бурение более быстрым и дешевым, — «Оптимизированный дизайн скважин». И хотя в периметре всей компании он еще только набирает обороты, проект по оптимизации процесса бурения скважин уже успел показать впечатляющие результаты в «Славнефть-Мегионнефтегазе»

Уже несколько лет в «Газпром нефти» реализуется проект «Технический предел», который позволил существенно улучшить показатели строительства скважин за счет новых подходов к организации работ и вовлечения всех участников процесса в систему непрерывных улучшений.

В отличие от «Технического предела», где акцент сделан на культурных и организационных изменениях, «Оптимизированный дизайн» строится вокруг технологий. Однако цели все те же: сокращение продолжительности цикла бурения и стоимости скважин, более быстрый их ввод в эксплуатацию и в конечном итоге более высокая отдача на каждый вложенный рубль.

«Технический предел»

«Технический предел в бурении» — организационный проект, благодаря которому скважины в «Газпром нефти» бурят все быстрее. В добывающих «дочках» он внедряется с 2014 года и к настоящему моменту охватил уже все активы компании. «Технический предел» — частный вариант системы непрерывных улучшений, бережливого производства. Основная цель проекта — безопасное бурение в минимальные сроки и с минимальными затратами. Результата удается достичь за счет лучшего планирования и вовлечения в него максимального количества участников процесса: у каждого сотрудника буровой бригады появляется возможность внести свое предложение и, главное, быть услышанным.

Детальное планирование позволяет заранее распределить необходимые ресурсы, чтобы избежать потерь времени и простоев дорогостоящего оборудования, предусмотреть риски, которые могут возникнуть при выполнении каждой операции, особенно при одновременных работах, и минимизировать их последствия. Инструменты «Технического предела» — важная основа для реализации «Оптимизированного дизайна», так как они позволяют быстрее и эффективнее осваивать новые технические решения.

Элементы оптимизации

Можно ли построить скважину за один подход: установить долото и, не вынимая инструмента из скважины, дойти до продуктивного слоя? Какие технологии для этого нужны? Задача может показаться утопичной, но именно размышления над ней позволили специалистам «Газпром нефти» прийти к идее «Оптимизированного дизайна».

Часто находить новые решения мешает инерция мышления. Между тем за последние годы технологии в бурении сильно шагнули вперед: появились новые системы наклонно направленного бурения, буровые установки, долота, растворы. .. Старые подходы начали себя изживать. Но нередко люди просто не задумываются о том, что можно что-то изменить: например, упростить конструкцию скважины и снизить металлоемкость за счет перехода от трехколонной конструкции к двухколонной.

«Оптимизированный дизайн» — это и есть такое переосмысление скважины: через сочетание определенных технологий, подобранных для конкретных геологических условий каждого отдельно взятого месторождения. Обычно этот набор включает в себя такие элементы, как изменение конструкции скважины (двухколонная конструкция вместо трехколонной), новый подход к растворам (использование растворов на углеводородной основе, рециклинг, то есть восстановление и повторное использование раствора), оптимизация режима бурения, новые системы заканчивания (бесшаровые, равнопроходные системы с возможностью проведения повторного гидроразрыва пласта).

В системе оптимизации процесса бурения скважин каждый элемент тянет за собой другие. Так, например, переход на двухколонную конструкцию стал возможен благодаря сокращению сроков бурения.

«Какое-то время ствол скважины может оставаться необсаженным, затем он начинает обрушаться. Сегодня мы успеваем пробурить скважину за более короткое время, чем раньше. Значит, нет необходимости делать промежуточную обсадку и цементаж — количество колонн в скважине можно уменьшить. За счет сокращения спуско-подъемных операций скорость строительства вырастает еще больше», — объясняет руководитель проектов регионального развития Центра управления бурением «Геонавигатор» Константин Горев.

Сокращение сроков бурения позволяет внедрить конвейерный способ бурения. Его суть в том, что скважины бурят и осваивают не одну за другой, а группами по четыре штуки одновременно. Буровая установка перемещается от скважины к скважине, сначала бурит первую секцию на всех четырех скважинах, затем вторую — и так далее. Когда бурение завершено, установка перемещается на новый участок, а на пробуренной группе начинается освоение, проводят ГРП — также параллельно. Все это позволило существенно уменьшить расстояние между скважинами.

В результате размеры кустовых площадок сокращаются почти в два раза, что позволяет сэкономить на их обустройстве.

Еще одно новшество — при строительстве скважин оптимизированного дизайна были применены буровые растворы на углеводородной основе (РУО). «Сам по себе раствор на углеводородной основе дорог. Однако за счет применения технологии рециклинга мы получаем возможность не только максимально снижать потери раствора, применяя его повторно, но и дополнительно экономить за счет сокращения размеров шламового амбара и затрат на вывоз шлама», — рассказывает Алексей Арестов, руководитель направления в отделе высокотехнологичных проектов в бурении Научно-Технического Центра. Специальное оборудование позволяет разделить шлам на осушенную выбуренную породу и жидкую фракцию — буровой раствор, который дополнительно доочищается и используется снова.

Технология рециклинга буровых растворов на углеводородной основе

Успехи «Мегиона»

Основной фокус проекта «Оптимизированный дизайн» сегодня — не поиск решений для уникальных ситуаций и особо сложных условий, а разработка тиражируемого подхода к повышению эффективности бурения горизонтальных скважин на разных месторождениях компании.

«Задача состояла в том, чтобы двигаться от малого к большому, — рассказывает координатор проекта „Оптимизированный дизайн“ в Научно-Техническом Центре „Газпром нефти“ Алексей Гофман. — Поэтому в качестве пилотного проекта был выбран „Славнефть-Мегионнефтегаз“ — актив, для которого вопрос оптимизации затрат в бурении был очень актуален, однако условия бурения были не самыми сложными. Не последнюю роль сыграла и большая заинтересованность в проекте руководства предприятия».

«Большинство зрелых месторождений актива находятся на 3–4-й стадии разработки, и сегодня редки случаи получения больших дебитов нефти с новых скважин. Мы находимся в активной фазе работы с трудноизвлекаемыми запасами, — отмечает заместитель генерального директора по бурению и нефтесервису „Славнефть-Мегионнефтегаза“ Станислав Ильичев. — Поэтому перед специалистами блока бурения стоит множество технологических вызовов, в том числе и сокращение сроков строительства горизонтальных скважин».

Для первых опытов выбрали один из самых верхних пластов Северо-Покурского месторождения, называемый «рябчиком» за характерную пятнистую структуру. Это трудноизвлекаемые запасы. Традиционные технологии не позволяют строить на них рентабельные скважины, поэтому пока промышленная добыча здесь не ведется. Если же стоимость бурения удастся снизить вдвое, сделать их рентабельными вполне возможно.

Однако снижать стоимость — это не значит экономить на всем. «Мы собрали все передовые технологии, существующие на рынке, и проанализировали, где они могут дать эффект: передовые системы буровых растворов, система рециклинга растворов, тампонажные смеси, новые системы заканчивания, обеспечивающие возможность проведения повторных ГРП», — рассказывает Алексей Гофман.

Свой вклад в оптимизацию процесса бурения скважин внесло и геомеханическое моделирование, которое широко применяется в «Газпром нефти». Именно создание геомеханической модели позволило еще до начала бурения оценить возможность перехода с трехколонной на двухколонную конструкцию.

Впервые «Оптимизированный дизайн» был реализован в «Славнефть-Мегионнефтегазе» в июле 2017 года при строительстве трех горизонтальных скважин на Северо-Покурском месторождении. Новый подход показал высокую эффективность: сроки бурения были уменьшены на 59%, а объем образования отходов — более чем на 70% (по сравнению с традиционными методами бурения).

«Буровая бригада успешно освоила новый подход к строительству скважин. В процессе бурения регулярно проводились планерки, ребята активно участвовали в обсуждении извлеченных уроков и предлагали пути улучшения производственного процесса для получения еще большего эффекта. Новые технологии и подходы — это как игра, которая вовлекает всю команду», — делится впечатлениями от реализованного проекта врио генерального директора буровой компании «МУБР» Юрий Макеев.

В 2018 году новый подход был применен для самых глубоких пластов (ЮВ1) на Ватинском месторождении «Славнефть-Мегионнефтегаза». Плановый срок бурения двух горизонтальных скважин по стандартной технологии составлял 56 суток. По проекту «Оптимизированный дизайн скважин», в соответствии с планом, срок должен был быть сокращен до 28,83 сут., фактическая же продолжительность строительства составила 25,96 сут. Таким образом, ускорение составило 53,6%. Показатель в 3,49 сут./1000 м стал рекордным при строительстве горизонтальных скважин на проектный пласт ЮВ1 для «Газпром нефти».

Развитие дизайна

Хотя опытно-промышленные работы в «Мегионнефтегазе» еще продолжаются, к проекту уже начали подключаться новые дочерние общества: «Газпромнефть-Хантос», «Газпромнефть-Муравленко», «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», «Газпромнефть-Восток», «Мессояханефтегаз», «Газпромнефть-Оренбург».

В январе 2019 года второй этап проекта на юрских отложениях с учетом извлеченных уроков будет реализован в «Мегионе». А весной скважины «Оптимизированного дизайна» начнут строить в «Газпромнефть-Востоке».

Как отмечает Алексей Гофман, к проекту подключаются все новые и новые специалисты, а также новые функции. Так, идеологию оптимизированного дизайна предполагается реализовать и в функции капитального строительства.

Формула шельфа — Журнал «Сибирская нефть» — №129 (март 2016)

Классические подходы к оценке экономической эффективности разработки нефтяных месторождений не всегда дают корректные результаты, если речь идет о проектах, реализуемых на арктическом шельфе. Специалисты компании «Газпром нефть шельф» разработали новую методику, которая позволит оптимизировать разработку Приразломного месторождения и в будущем может быть использована при реализации других крупных офшорных проектов

Из крайности в крайность

«Приразломное» — пока единственный проект на российском арктическом шельфе, где ведется промышленная добыча нефти

«Газпром нефть» вошла в проект «Приразломное» на одной из его заключительных стадий: одноименная морская ледостойкая стационарная платформа уже была установлена на месторождении в Печорском море, ее персонал готовился к началу добычи и завершал последние пусконаладочные работы. При этом новая команда «Газпром нефть шельфа» практически сразу столкнулась с необходимостью решать нестандартные задачи как технического, так и экономического свойства.

«Одна из главных проблем заключалась в том, что методические рекомендации, стандарты и наработки компаний „Газпром“ и „Газпром нефть“ не полностью отвечали реалиям разработки шельфового месторождения», — поясняет заместитель генерального директора по экономике и финансам «Газпром нефть шельфа» Никита Лимонов. В частности, расчет эффективности добывающих скважин традиционно проводится в двух вариантах. В первом источником дохода является добыча нефти только на естественном режиме, во втором — добыча с учетом влияния системы поддержания пластового давления. Итогом применения методики становятся два показателя рентабельности для каждой добывающей скважины. При этом и в первом, и во втором варианте расчета в качестве затратной части учитываются только расходы на бурение добывающих скважин. Однако основные особенности шельфовых месторождений — ограниченный фонд скважин, невысокая расчетная добыча на естественном режиме работы пласта (к примеру, менее 20% от общей накопленной добычи за 25 лет проекта «Приразломное»), а также высокий прирост добычи за счет системы поддержания пластового давления. И если расчет по первому варианту давал разработчикам шельфа показатели с отрицательными значениями для всех скважин, несмотря на рентабельность проекта в целом, то при расчете по второму варианту показатели получались очень высокими. Применение методики приводило либо к слишком пессимистичным, либо к слишком оптимистичным выводам.

Никита Лимонов,
заместитель генерального директора по экономике и финансам
«Газпром нефть шельфа»

До 2014 года «Газпром нефть» не имела шельфовых активов, поэтому используемая в компании методика оценки эффективности инвестиционных проектов была разработана исключительно для наземных месторождений — без учета шельфовой специфики. Новые подходы позволят существенно повысить точность оценки и эффективность управления проектами добычи на шельфе.

Показатель рентабельности добывающих скважин

Представлены прогнозные данные
ДС — добывающая скважина

«На фоне предстоящих многомиллиардных инвестиций в проект „Приразломное“ подобный разброс был недопустим, — отметила начальник управления планирования, контроля и эффективности бизнеса „Газпром нефть шельфа“ Елена Шумкина. — Поэтому по мере нашего погружения в проект „Приразломное“ нам все очевиднее становилась необходимость разработки новой методики проведения качественной оценки экономической эффективности проектов на шельфе».

Особые условия

В практическую фазу разработка новой методики оценки экономической эффективности шельфовых проектов перешла в начале 2014 года. В первую очередь было определено, как должны различаться подходы к проектам на арктическом шельфе и на «большой земле». Если классический подход предполагал индивидуальную оценку эффективности всех скважин, в том числе нагнетательных, то новая методика предусматривает проведение расчета эффективности только добывающих скважин. За доходную часть при этом принимается совокупная добыча с учетом воздействия системы поддержания пластового давления.

Олег Морозов,
главный геолог «Газпром нефть шельфа»

Для распределения затрат на систему поддержания пластового давления по добывающим скважинам авторы новой методики провели оценку влияния нагнетательных скважин на добывающие с использованием методов гидродинамического моделирования с расчетом линий тока жидкости в пласте. Полученные результаты моделирования далее были проанализированы в программном комплексе Petrel. Итогом проделанной работы стала уникальная матрица влияния нагнетательных скважин на добывающие.

Кроме того, разработчики пришли к выводу, что если в традиционной методике затраты на платформу и береговую инфраструктуру распределяются на все скважины, то при создании новой оценки эффективности нагнетательные и специальная (поглощающая) скважины должны приниматься в качестве объектов инфраструктуры. Все затраты, включая платформу и береговую инфраструктуру, должны относиться к добывающему фонду.

«При разработке принципов аллокации затрат встал вопрос об оценке влияния нагнетательных скважин на добывающий фонд, — поясняет начальник отдела геологии и разработки шельфовых месторождений „Газпром нефть НТЦ“ Александр Симаков. — Используя методы гидродинамического моделирования, удалось выявить в процентном соотношении долю воздействия каждой нагнетательной скважины на добывающие».

Благодаря новому подходу стало возможно провести ранжирование скважин по их эффективности, рассчитанной с учетом аллокации всех затрат на разработку месторождения, и оценить геологические и экономические риски для каждой из скважин добывающего фонда. «Это, в свою очередь, позволяет получить дополнительный инструмент для рассмотрения возможных изменений сценария разработки Приразломного месторождения на любой стадии проекта, — пояснил геолог отдела разработки месторождений и геолого-технических мероприятий «Газпром нефть шельфа» Артем Шпаков.

Еще одно преимущество разработанной методики отметила ведущий экономист отдела планирования и контроля «Газпром нефть шельфа» Александра Молчанова: «Если традиционно поскважинный расчет производится лишь на 15 лет жизни скважины с момента ее ввода в эксплуатацию, то новый подход подразумевает расчет на полный цикл разработки проекта, который на Приразломном составляет 25 лет. Кроме того, он позволяет производить оценку и мониторинг проекта экономическими и геологическими службами в динамике».

Методика дает возможность значительно оптимизировать разработку месторождения. Рассмотрев несколько возможных вариантов изменения базового сценария разработки Приразломного, авторы методики пришли к выводу, что перевод трех добывающих скважин в нагнетательный фонд мог бы дать более высокие показатели экономической эффективности и более высокую накопленную добычу нефти в первые годы.

«В процессе развития проекта «Приразломное» мы накопили уникальный опыт в различных сферах, от проектного управления и организационных вопросов до технических компетенций и факторов оценки экономической эффективности проекта, — отмечает генеральный директор «Газпром нефть шельфа» Геннадий Любин. — Уверен, что опыт успешного развития Приразломного месторождения может быть использован при реализации других крупных шельфовых проектов группы «Газпром нефть».

Ценность инновационной методики подтвердили и оценки профессионального экспертного сообщества. Сначала работа «Специфика оценки экономической эффективности шельфовых месторождений» взяла приз Международной научно-технической конференции молодых специалистов «Газпром нефти», а затем получила первую премию Министерства энергетики РФ на Международном конкурсе научных, научно-технических и инновационных разработок, направленных на развитие топливно-энергетической и добывающей отрасли. Высоко оценили методику и участники международной конференции RAO/CIS Offshore.

Что дальше? Несмотря на непростую экономическую ситуацию стратегические цели «Газпром нефти» остаются прежними: добыча 100 млн тонн нефти в год к 2020 году. Компании нужны инновационные технологии и методы, без которых столь масштабные планы вряд ли выполнимы. Новый подход к расчету эффективности шельфового проекта, безусловно, относится к подобным методикам.

Особенности шельфовых проектов в Арктике на примере Приразломного месторождения

1. Морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП) «Приразломная» — ограниченный по площади объект, на котором осуществляются все технологические операции (бурение скважин, добыча и подготовка нефти, временное хранение и отгрузка товарной нефти на челночные танкера).

2. Ограниченный по количеству скважин фонд (36 единиц).

3. Отсутствие возможности зарезки боковых стволов до завершения разбуривания залежи.

4. Большой отход эксплуатационной скважины по горизонтали от устья до точки входа в пласт.

Ключевые принципы распределения ресурсов в новой оценке экономической эффективности проектов разработки шельфовых месторождений

1. Распределение инфраструктуры происходит пропорционально стоимости скважин (так как стоимость скважин примерно одинаковая, а добыча — разная).

2. Затраты на поглощающую скважину переносятся как на добывающие, так и на нагнетательные пропорционально метру проходки.

3. Затраты на нагнетательные скважины (утяжеленные затратами специальной (поглощающей) скважины) распределяются натдобывающий фонд пропорционально добавленной добыче.

Принцип аллокации затрат по предлагаемому подходу

Российские нефтяники не могут договориться, как им снижать добычу

Российские нефтяные компании расходятся во мнениях относительно того, насколько они должны сократить добычу по квоте ОПЕК+, пишет Finantial Times (FT).

Три человека рассказали газете, что компании спорят, как разделить квоту, и стремятся защитить свои проекты и избежать закрытия нефтяных месторождений. Переговоры компаний с правительством по снижению добычи в мае еще не закончились, говорят источники газеты. Переговоры продолжаются уже несколько дней, подтвердили «Ведомостям» федеральный чиновник и собеседник в нефтяной компании. Компании делают собственные расчеты, добавил один из них.

По условиям сделки ОПЕК+, подписанной 12 апреля, Россия с 1 мая должна сократить добычу нефти до 8,5 млн баррелей в сутки. По данным «Интерфакса» и ЦДУ ТЭК, в марте Россия добывала 11,3 млн баррелей в сутки нефти и газового конденсата. Доля газового конденсата – 7-8%, т. е. в среднем добыча нефти составляла около 10,4 млн баррелей в сутки и России предстоит снизить добычу на 1,9 млн баррелей в сутки. Больше всего нефти в России добывает «Роснефть» – 38,2% общей добычи в 2019 г. Если снижение будет распределено между компаниями пропорционально добыче, «Роснефти» придется добывать меньше примерно на 0,73 млн баррелей в сутки, «Лукойлу» – на 0,28 млн баррелей в сутки (компания добывает 14,7% российской нефти), «Сургутнефтегазу» – примерно на 0,2 млн баррелей в сутки (доля компании – 10,8%), «Газпром нефти» и «Татнефти» – на 0,13 млн и 0,1 млн баррелей в сутки соответственно.

Основным критерием для компаний будет экономическая эффективность каждой скважины и техническая возможность вывести ее из консервации в будущем, говорит директор по разведке и добыче нефти и газа Vygon Consulting Сергей Клубков. В первую очередь под нож пойдут месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, уверен он: «Для всех месторождений нужна тонкая работа по технико-экономической оценке эффективности скважин. Ее целью должно стать определение скважин-кандидатов действующего фонда для остановки и проектных скважин с целью исключения из программы бурения».

Большие компании, вероятно, будут приостанавливать работу скважин, на которых можно будет безболезненно восстановить добычу, даже если эти скважины более рентабельны, рассуждает ведущий аналитик Фонда энергетической безопасности Игорь Юшков: «В краткосрочной перспективе такая тактика принесет больше потерь. Но в перспективе это позволит сохранить объем добычи на всех скважинах». Небольшие компании могут останавливать наименее рентабельные скважины без учета того, можно ли их потом вернуть в эксплуатацию, полагает он. «Думаю, что компании не будут останавливать месторождения целиком, так как сделка ОПЕК+ временная, а вернуть в работу целое месторождение после полной остановки тяжело. Скорее они будут выбирать конкретные типы скважин и залежей. Поэтому в работе останутся все месторождения, но добыча части из них будет снижена избирательно», – рассуждает Юшков. Можно ждать снижения добычи в Поволжье и на Кавказе, где месторождения весьма выработанные и дают сернистую или тяжелую нефть, считает он. Компании также могут оценивать соотношение затрат на вывод и потом ввод обратно в эксплуатацию скважины и той прибыли, которую потом эта скважина еще принесет. И если издержки окажутся выше последующей прибыли, скважину можно остановить навсегда, говорит эксперт.

С технической стороны компаниям будет важно сократить добычу на тех месторождениях, где в долгосрочной перспективе не будет негативного влияния на извлекаемость, говорит партнер Deloitte Йорг Дорлер. Поскольку большинство российских месторождений достаточно зрелые, добыча на них естественным образом снижается с каждым годом и некоторого сокращения можно достичь за счет отмены части инвестиций в эти месторождения, говорит он: «С экономической точки зрения в первую очередь снижать свою добычу должны месторождения с самой высокой себестоимостью добычи. Это позволит нефтяным компаниям оптимизировать прибыль от эксплуатации месторождений».

Представители Минэнерго, «Роснефти», «Лукойла», «Сургутнефтегаза», «Газпром нефти» и «Татнефти» не ответили на запросы «Ведомостей».

12 апреля нефтедобывающие страны договорились снизить добычу на 9,7 млн баррелей в сутки в мае – июне 2020 г. с постепенным повышением добычи в течение двух лет. Соглашение стало ответом на падение цен на нефть, которая начала дешеветь в начале года из-за распространения коронавируса и действий правительств по борьбе с ним. Падение усилилось, когда в начале марта участники сделки ОПЕК+ не смогли договориться о ее продлении. В конце месяца нефть марки Brent падала до $22 за баррель, хотя в начале года стоила около $66. В ожидании новой сделки ОПЕК+ нефть выросла до $33 за баррель, но вскоре вновь опустилась. 17 апреля по состоянию на 15.45 мск баррель Brent на Лондонской межконтинентальной бирже стоил около $27,9. Российская нефть Urals для рынков Северо-Западной Европы подешевела с начала недели с $16,33 до $14,34 за баррель.

Договоренности нефтедобывающих стран не смогут компенсировать падение спроса на нефть, который достигнет в апреле 29 млн баррелей в сутки, говорится в апрельском отчете Международного энергетического агентства. Аналитики Goldman Sachs считают, что в ближайшие месяцы цена Brent может опуститься до $20 за баррель. Цены на нефть начнут расти в III квартале, а к 2021 г. они могут достичь $52,5 за баррель, говорится в отчете банка.

Резервы рентабельности эксплуатации нефтяных обводняющихся залежей на последней стадии разработки — Бурение и Нефть

С.А. ФЕДОСЕЕВ, начальник отдела по разработке нефтяных и газовых месторождений, НГДУ «Комсомольскнефть» В настоящее время большая часть нефтяных месторождений России характеризуется высокой и постоянно увеличивающейся обводненностью добываемой продукции. На месторождениях, разрабатываемых ОАО «Сургутнефтегаз», проблема борьбы с этим осложнением также чрезвычайно актуальна. Обводнение ставит под угрозу продолжение рентабельной эксплуатации основных обустроенных объектов добычи нефти, дающих сравнительно невысокий коэффициент нефтеизвлечения. Большое количество скважин, достигнув предела рентабельности, уходит из действующего фонда или эксплуатируется на пороге рентабельности. В то же время высокий процент неработающего фонда не означает полного отбора удельных извлекаемых запасов каждой простаивающей скважины. Применение современных технологий интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов в своем традиционном представлении на объектах, находящихся на поздней стадии, оказываются малоэффективными, зачастую экономически нецелесообразными, рискованными. Поэтому вопрос внедрения низкозатратных методов увеличения добычи нефти с целью доизвлечения остаточных запасов высокообводненных объектов на сегодняшний день является актуальным. Одним из таких методов, безусловно, можно считать возврат в действующий фонд длительно бездействующих по причине высокого уровня обводнения скважин. Понятно, что данные работы должны проводиться на основе всестороннего многофакторного анализа. В качестве примера рассмотрим результаты работы данной категории скважин северной залежи пласта БС-12 Родникового месторождения. На месторождении реализована блочная схема размещения скважин, с соответственно жесткой системой заводнения. Текущая обводненность составляет 96,5%, отобрано 86% начальных извлекаемых запасов. Темп отбора текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) в 2006 г. составил 0,071%, который снижается с каждым годом. Согласно технологической схеме из более 400 пробуренных добывающих скважин по различным категориям по причине нерентабельности и неудовлетворительного технического состояния выведена почти половина. Пласт БС-12 Родникового месторождения по всей площади подстилается подошвенными водами, т. е. залежь водоплавающая. Вследствие чего, а также из-за большей подвижности воды относительно нефти в части работающих скважин наблюдается так называемое конусообразование (подстилающая вода образует конус в зоне отбора скважины по всей нефтенасыщенной толщине, блокируя при этом нефть). Именно по причине образования конусов воды происходило преждевременное обводнение части скважин, особенно расположенных в центре блоков. После остановки скважин блокированная нефть вследствие перераспределения пластового давления и опускания конуса перемещается к остановленной скважине (рис. 1). Адаптация теоретических выкладок Маскета, Телкова и Стеклянина, а также проведение статистического многофакторного анализа успешности позволили определять оптимальные критерии эффективности запуска длительно простаивающих скважин для данной залежи с дебитом нефти до 10 т/сут. Основными информативными показателями, влияющими на эффективность возврата в действующий фонд неработающих скважин, помимо величины остаточных удельных запасов и удовлетворительного технического состояния скважины, стали: накопленная компенсация по блоку, величина водонефтяного фактора в зависимости от величины заглинизированной перемычки, соотношение безводного времени эксплуатации скважины к расчетному периоду, времени простоя, наличие изломов кривой восстановления давления (КВД) в координатах DP-lnT, результаты промысловых геофизических исследований. На поздних стадиях разработки одним из методов увеличения нефтеотдачи является деформационно-гидродинамическое воздействие. Физика процесса состоит в следующем: на завершающей стадии разработки залежи, когда подвижна в основном вода, необратимая деформация коллектора приводит не только к увеличению текущей насыщенности коллектора нефтью, за счет уменьшения порового объема, но и к увеличению доли неподвижной и слабоподвижной воды, а следовательно, к кажущемуся уменьшению начальной нефтенасыщенности коллектора и, как следствие этого, к снижению остаточной. Для осуществления деформационно-гидродинамического воздействия необходимо снизить пластовое давление за относительно короткий период на 20 — 25% от начального (или текущего). Основной способ для снижения пластового давления — остановка нагнетательных скважин. По достижении требуемого уровня пластового давления закачка возобновляется в прежнем объеме. В результате такого воздействия на пласт ожидаются значительный прирост добычи нефти и увеличение конечного коэффициента извлечения нефти (КИН). Пласт БС-10 Савуйскокого месторождения с проницаемостью до 1 Д соответствует условиям эффективного проведения деформационно-гидродинамического воздействия. По приблизительной оценке, выполненной ТО «СургутНИПИнефть», применение данного метода воздействия на всей площади пласта в сочетании с форсированным отбором и потокоотклоняющими технологиями позволит поднять уровень добычи нефти выше базового варианта в первые годы на 5 — 10%, а через 10 лет более чем вдвое. Проблема избытка попутно добываемой воды решена возможностью сброса в сеноманский горизонт согласно утвержденной технологической схеме. Важное значение при разработке месторождений в упруговодонапорном режиме является состояние закачиваемой в пласты воды. Для многопластовых месторождений, когда верхние объекты, обладающие хорошими коллекторскими свойствами, заводнены и наступает время эксплуатации нижезалегающих пластов, как правило, сложно построенных залежей юрских и ачимовских отложений, — их запасы относятся к трудноизвлекаемым. Проведенный анализ показал, что основным снижающим фактором приемистости скважин является наличие в закачиваемой воде твердых взвешенных веществ (ТВВ) и нефти, продуктов коррозии нефтепроводов, аппаратов сбора и подготовки продукции скважин, водоводов, внутрискважинного оборудования, растворенных в воде веществ, которые при закачке в пласт образуют неорганические отложения, техногенные продукты и т. п. Снижение коэффициента приемистости нагнетательной скважины (НС) происходит: •    из-за закупоривания пор и поровых каналов коллектора в призабойной зоне (ПЗ) НС. Глинистая составляющая осадка и песчинки размером в 5 — 6 раз меньше поровых каналов пласта с закачиваемой водой уносятся в удаленные от ствола зоны пласта, не создавая  дополнительного сопротивления для закачки воды в пласт. Песчинки размером более указанной величины выборочно закупоривают поровые каналы и часть пор ближней к стволу скважины зоны пласта; •    частицы условным диаметром более 5 — 6-кратного условного диаметра поровых каналов на поверхности фильтрации пласта образуют пористый осадок, проницаемостью выше, чем основа продуктивного пласта. Со временем крупнопористый осадок заиливается более мелкими фракциями и нефтью со снижением проницаемости; •    продукты коррозии (закись и гидроокись железа и т. п.) практически не фильтруются в пласт, а образуют плотный осадок. При толщине слоя в 0,2 мм проницаемость осадка падает до нуля (проницаемость осадка — (0,17 — 0,24) … 103 мкм2). Исследованиями установлено (1), что свободно дренируются по пласту ТВВ, условный диаметр которых в 5 — 6 раз меньше поровых каналов пласта. Таким образом, существующий уровень подготовки закачиваемых в систему поддержания пластового давления (ППД) вод путем отстоя в резервуарах с содержанием ТВВ до 20 — 25 мг/л при минимально допустимом условном их диаметре 7 мкм и содержанием нефти до 25 — 30 мг/л для существующих условий (проницаемость 10 — 18 мД) недостаточен. Механизм загрязнения призабойной зоны скважины (ПЗС), влекущий изменение приемистости, после обработки призабойной зоны (ОПЗ) выглядит следующим образом. В начальный период после ремонта происходит закупоривание песчинками поровых каналов ближней и удаленной к стволу НС зон пласта с отложением высокопористого осадка на поверхности фильтрации. Затем падение фильтрации несколько замедляется и стабилизируется. Объясняется это тем, что вероятность засорения оставшихся крупноразмерных поровых каналов снижается, продолжается заиливание мелкими фракциями и насыщение продуктами коррозии, нефтью и т. п. крупнопористого осадка на поверхности коллектора. Одновременно открываются новые «дышащие трещины», стабилизирующие процесс засорения коллектора. Низкодисперсные отложения турбулентным потоком срываются с осадка и фильтруются в пласт через вновь открытые трещиной поры. Окончательное закупоривание поровых каналов в ближней к стволу зоне пласта и образование низкопроницаемого осадка на определенном периоде снижает приемистость ниже критического значения. Давления нагнетания уже недостаточно, чтобы образовались новые эффективные трещины в ПЗ НС. Возможно частичное перекрытие интервала перфорации пробкой песка. Однако в промысловых условиях практически сложно достичь желаемого высокого уровня качества подготовки воды для низкопродуктивных пластов из-за загрязнения ее продуктами коррозии водоводов и скважинного оборудования. Требуется радикальное изменение технологии и техники подготовки воды. На настоящий момент времени в области очистки вод для закачки в пласт известно несколько различных, как по принципу отделения осадка ТВВ, так и по спектру применяемого оборудования, методик. Одной из наиболее широко известных и применяемых методик является система закачки воды в нагнетательные скважины, включающая головные сооружения по очистке воды от мехпримесей, например, резервуар-отстойник, силовые насосы, водоводы высокого давления к нагнетательным скважинам (рис. 2). Для отделения взвешенных частиц и осадков могут применяться различные виды сооружений, такие как гравитационные отстойники или различные виды флотаторов. Несомненно, резервы рентабельности обводняющихся залежей заложены и во внедрении одновременно-раздельной закачки на многопластовых залежах, и в проведении нестационарного заводнения, эффективность которого подтверждается неоднократными примерами, а также в организации системы ППД с помощью дожимных сооружений, а именно скважин «донор — реципиент». Изящное и недорогое техническое решение позволило добиться необходимых значений приемистости нагнетательных скважин путем создания на устье давлений до 180 — 190 атм., когда длительно эксплуатируемые элементы системы ППД уже изношены. В скважины, выполнившие свое назначение, или в аварийные с герметичной эксплуатационной колонной на глубину до 100 м спускается высоконапорная УЭЦН и подается агент закачки. В результате на выходе из насоса достигается потребное давление закачки. Рассмотренные резервы экономии энергетических и материальных затрат на заводнение и эксплуатацию обводняющихся нефтяных залежей свидетельствуют о их значительности и разнообразии. Реализация некоторых из них может достигаться простыми методами и устройствами, внедрение которых не выходит за рамки обычных инженерных задач. Их применение позволяет ОАО «Сургутнефтегаз» поддерживать объем работающего фонда скважин на разрабатываемых месторождениях на высоком уровне, не выходя за рамки лицензионных соглашений и правил разработки, улучшая экономические показатели разработки заводняемых и обводняющихся залежей. Выводы •    В последние годы структура запасов нефти существенно изменяется в сторону увеличения удельного веса месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, большая часть которых характеризуется высокой и постоянно увеличивающейся обводненностью добываемой продукции. •    Внедрение низкозатратных методов увеличения добычи нефти с целью доизвлечения остаточных запасов высокообводненных объектов на сегодняшний день актуально. •    Пуск в работу длительно бездействующих из-за высокого обводнения скважин водоплавающих залежей, подобранных по адаптированной схеме, позволяет приращивать добычу нефти. •    Принудительное снижение пластового давления  для поздних стадий разработки на пластах с высокой проницаемостью позволяет увеличить рентабельный срок эксплуатации скважин и получить дополнительный прирост добычи нефти. •    Основным снижающим фактором приемистости скважин является наличие в закачиваемой воде твердых взвешенных веществ (ТВВ) и нефти, продуктов коррозии нефтепроводов, аппаратов сбора и подготовки продукции скважин, водоводов, внутрискважинного оборудования, растворенных в воде веществ, которые при закачке в пласт образуют неорганические отложения, техногенные продукты и т. п. Использование очищенной воды в системе ППД позволит увеличить эффективность разработки низкопроницаемых пластов. •    Резервы рентабельности обводняющихся залежей заложены во внедрении одновременно-раздельной закачки на многопластовых залежах, в проведении нестационарного заводнения, а также в организации системы ППД с помощью небольших дожимных сооружений — т. е. во внедрении инновационных схем в нефтедобыче.

Авторизация Поздравляем Председателя совета директоров ГК «АКРОС» В.А. Куксова с юбилеем Подробнее>>> Размещение видеороликов События 19.01.2021 Поздравляем Председателя совета директоров ГК «АКРОС» В.А. Куксова с юбилеем Подробнее » 18.11.2020 В «ПРЕЗИДЕНТ-ОТЕЛЕ» состоялся XV НАЦИОНАЛЬНЫЙ КОНГРЕСС «МОДЕРНИЗАЦИЯ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ» Подробнее » 13.12.2019 Журнал «Бурение и нефть» на Всемирном энергетическом конгрессе в Абу-Даби The World Energy Congress was held at the Abu Dhabi Подробнее » 14. 11.2019 XIV ежегодная конференция Нефтегазшельф – 2019 пройдет 5 декабря в Москве Подробнее » 06.11.2019 ПЭСМ’2019 — конференция по вопросам развития арктической зоны Подробнее » Другие новости »

Бурение скважин на воду до 100 м. #Славгород+200км в Славгороде | Услуги

Запись по телефону, либо пишите здесь, если не доступен телефон.

Производим профессиональное бурение скважин на воду. Опыт работы свыше 20 лет.
Быстро и КАЧЕСТВЕННО.
Используем только качественные материалы:
МЕТАЛЛИЧЕСКИЙ фильтр с нержавеющей сеткой(смотри фото) Пропускная способность 20 м3/ч( по желанию можно и увеличить до требуемого объёма),
СПЕЦИАЛЬНЫЕ питьевые трубы НПВХ для скважин Ø125мм для насосов до 4″.
Продажа и установка глубинных насосов до 11 м3/ч.
Оформление документов для организаций.
Обслуживание скважины и ремонт глубинных насосов.
Запись по телефону.

Как нельзя бурить скважину. Какие трубы нельзя применять для обсадки скважины.

Уважаемый читатель, если вы читаете мою статью, о том как не следует бурить скважину, значит вам важна эта информация, а значит, статья будет полезна для вас. Хотел бы предостеречь вас от некоторых нюансов, связанных с оборудованием водозаборной скважины.

Есть люди, которые в стремление заработать как можно больше денег, пренебрегают важнейшими моментами в процессе строительства скважины. К сожалению, почему-то, скважину на воду они делают из самых худших и дешевых материалов, видимо, что бы повысит до максимума рентабельность скважины.
Начнём с самого главного, это фильтр. Очень часто буровые компаний используют готовые варианты фильтров из того же пластика. Они умалчивают то, что в результате сверления этого пластика уменьшается прочность и качество обмотки фильтрующей сетки, что может сказаться на уменьшений срока эксплуатации скважины. Поэтому фильтрующая сетка, кстати которая состоит из нержавеющей стали, а не из ткани(марля) или пластиковой сетки, должна устанавливаться на очень прочном материале.
Обсадные трубы для оснащения водозаборной скважины могут использоваться разные, я знаю, например, что устанавливают в качестве обсадки: асбестоцементные трубы, трубы ПНД черные и синие (для водоснабжения), если у них достаточно толстая, а значит прочная стенка. Также обсадные трубы железные, сейчас правда мало кто их устанавливает – это дорого и сложно, они обычно идут на артезианские скважины, где нужна максимальная прочность. В основном, сейчас все буровые компании ставят обсадную трубу ПВХ (125мм в диаметре, 5мм стенка), срок службы этих труб 50 лет, они на резьбовых соединениях, что очень облегчает оснащение скважины, но цена их гораздо выше всех остальных.
Ну и, конечно же, часто, в качестве обсадки ставят трубы канализационные не желательно их ставить, если воду из скважины вы собираетесь употреблять в пищу, так как при установке этой трубы она перфорируется почти полностью, точнее, от самого низа до первого водоноса, чаще всего это верховодка. Значит, вода в скважину попадает со всех слоев пробуренной скважины. В скважину попадает вода дождевая и из сточных ям или септиков, если таковые имеются рядом. Этой водой можно, разве что, поливать огород или поить домашнее хозяйство.

Прошу вас, всегда интересуйтесь, какой обсадной трубой оснастят вашу водозаборную скважину.

Небольшие месторождения с низкой рентабельностью

Проблема

Современное состояние минерально-сырьевой базы углеводородного сырья в России характеризуется снижением разведанных запасов нефти и газа, а также низкими темпами их воспроизводства. Перспективы открытия крупных и уникальных месторождений нефти и газа очень невысоки, в связи с этим в последние годы большое внимание уделяется разработке малых нефтяных месторождений.

Значительная часть мелких месторождений находится в труднодоступных районах, где отсутствует производственная инфраструктура. Следует также отметить, что если месторождение с относительно небольшими запасами нефти значительно удалено от разрабатываемых, то его освоение требует значительных затрат, связанных с добычей нефти и ее транспортировкой. При этом периметры освоения и небольшие лицензионные участки могут меняться по мере изучения добычи и параметров рентабельности в текущих условиях.

Альтернативы решения задачи

В таких условиях лицензионные участки осваиваются передвижными комплексами исследования и освоения скважин. При этом условия добычи, параметры флюидов могут меняться, скважины могут работать в периодическом фонде. Все это приводит к рискам строительства инфраструктуры, которая окажется невостребованной в дальнейшем, или не пригодной для повторного использования. Сдача нефти также имеет несколько вариантов – капитальный емкостной парк, применение эластичных резервуаров с последующим вывозом крупными партиями при наличии судоходного канала, либо строительство нефтепровода, что сопровождается высокими затратами времени и финансовых ресурсов.

 

Решение

Компания «ОЗНА» для повышения рентабельности малых нефтяных месторождений предлагает применение модульных мобильных установок освоения и подготовки продукции скважин на различных этапах жизненного цикла. Решением задачи становятся синергия модульного подхода, кастомизации и сервисных услуг. Компания «ОЗНА» готова оказывать сервис по предоставлению данных о скважинах с последующей подготовкой нефти и развертыванием ситуационного центра по сбору и обработке информации. Услуги предоставления данных включают подбор и эксплуатацию оптимальных средств измерений под условия и требования к данным каждой скважины с интеграцией в единую систему ТМ. Инфраструктура подготовки обеспечивает предварительную сепарацию для транспорта продукции на центральный пункт сбора и подготовки нефти со всех месторождений сателлитов.

Специалисты «ОЗНА» расширили технологии блочных установок освоения скважин до мобильных установок подготовки нефти.

Компоновочные решения МУПН:

• сепараторы и арматурные блоки на общей или отдельной раме (на санях или шасси)
• блоки емкостей хранения продукции (в мобильном или стационарном исполнении)
• арматурный блок и фрагмент межблочной обвязки
• факельные установки и рама с ТГР, БРГ и ШУР

Результат

Сервисные услуги предоставления данных о дебитах скважин и подготовки нефти позволят эффективно с минимальными вложениями провести испытания скважин с определением потенциального объёма добычи, снизить финансовые риски за счёт высокой мобильности оборудования и возможности смены локаций без капитальных вложений. При этом реализуется ряд преимуществ. Мобильность обеспечивает снижение сроков ввода месторождения в эксплуатацию и получения товарной продукции на 1 год. Такой результат достигается в том числе за счет параллельного проектирования, изготовления оборудования и подготовки площадки, максимальной заводской готовности транспортабельных блоков, оперативной доставке и монтажу в условиях отсутствия инфраструктуры, а также собственного автономного обеспечения энергией.


«ОЗНА» помогает минимизировать риски неоправданных затрат на капитальные объекты обустройства месторождения на 30%, благодаря поочередному вводу оборудования по мере его фактической необходимости с расширением установки ранней добычи до модульной установки подготовки нефти, и точечному расширению унифицированных, взаимозаменяемых технологических линий новыми блоками.


Таким образом, применение МУПН помогает повысить эффективность малых месторождений за счет снижения капитальных и операционных затрат на наземную инфраструктуру сбора и подготовки нефти,  высокой гибкости технических решений к различным условиям эксплуатации месторождения и свойствам скважинной жидкости.

Блочно-модульные установки для освоения скважин (БУОС)

Измерение дебитов скважин


Контакты: Коммерческий отдел
тел.: +7 (347) 292-79-13
эл. почта: [email protected]

Бизнес по бурению скважин на воду — Сообщество природы

Ребята, если вы ждали, что мы придумаем идеальный сельский бизнес по принципу «сам себе босс», который может быть прямо у вас на переулке — обязательно дайте эту статью чертовски хорошо смотрится … потому что мы обнаружили недорогой способ заняться бурением скважины на воду одним человеком бизнес, который может быть одним из лучших домашних предприятий Когда-либо!

Теперь любой, кто когда-либо видел обычное бурение машина, вероятно, сочтет маловероятным, что мог бы заняться этим бизнесом на разумные инвестиции… и есть веская причина для такой скептицизм! В конце концов, большинство буровых установок используют массивные десятиколесные грузовики с 30-футовыми башнями, гигантские двигатели и тяжелое оборудование, которые могут стоить 300000 долларов!

Но предположим (просто предположим), что вы можете купить полностью функциональная, бытовая вода с гидравлическим приводом установка для бурения скважин, которая поместится на небольшой прицеп или Задняя часть пикапа, быть способным просверлить отверстие восемь дюймов в диаметре и 600 футов глубиной. .. и все же стоил относительно доступные 7500 долларов? Кроме того, предположим, что ребята, которые сделали такой чудо-пробойник, были готовы провести двухдневный курс обучения работе с устройством (даже если вы совсем не были уверены, что хотите купить Это)?

Звучит неплохо, да? Особенно если учесть, что наличие недорогой машины для бурения скважин позволит вы будете платить за свои услуги меньше, чем «большие мальчики» (тем самым давая вашим клиентам возможность сэкономить деньги)… еще по-прежнему получать больше прибыли и получать больше клиентов, чем соревнование!

Ну это все правда! Пара счастливых орудий труда новых мексиканцев по имени Гейлард «Скип» Пайпер и Рой Проктор — полностью на свои собственные — изобрели Piper Hydro EXPLORER 2000, уникальный машина для бурения скважин, которая фактически выполняет все описанное выше! А НОВОСТИ МАТЕРИ ЗЕМЛИ могут вас заверить, что маленькая, но выносливая установка действительно справляется со своей задачей. .. потому что мы видели его исполнение!

Прежде чем мы сможем описать конкретные функциональные достоинства EXPLORER 1200, нам придется немного рассказать о хорошо бурение в целом. Начнем с двух основных методы, используемые для бурения скважин под воду: кабель и роторное бурение. Кабельные (или «удочки») буровые установки выбивают отверстие путем многократного сброса «инструментальной колонны» весом 1500 фунтов на долото для резки земли. Любой бурильщик, использующий такую ​​установку должен останавливаться каждые несколько футов и — водой и долгим ведро — очистите дно ямы.Ты мог бы представьте себе, что все необходимые удары и спасения будут сделать довольно медленный прогресс … и, по сути, буровые установки могут занять до двух недель, чтобы просверлить дом хорошо.

С другой стороны, роторные дрели используют двигатель большой мощности. который ввинчивает режущее долото в землю, непрерывно смывая воду через полые секции бурильную трубу (или «бурильные штанги») и через отверстия в бит. Жидкость смывает черенки на поверхность, чтобы прочистите отверстие. Любые взвешенные частицы затем дали отстояться, после чего второй двигатель (грязь насос) снова направляет воду на дно колодца. Станки вращательного бурения намного дороже тросовых. буровые установки (они стоят 200000 или 300000 долларов, тогда как новые установки стоят около 80 000 долларов), но более дорогие устройства также достаточно мощны, чтобы хорошо накормить семью за день или два.

Маленький — красивый

Операторы роторного и канатного бурения должны заряжать значительная цена на их услуги: Первая группа — это вынуждены сделать это, потому что их оборудование очень дорогое, и второй, потому что у них такой медленный. Роторный привод EXPLORER 2000, однако, может работать достаточно быстро, чтобы — как Скип Пайпер говорит: «Нанесите воском эти кабельные удары», но цена покупки ниже, чем у других роторных установок на фактор 30!

В чем секрет установки Роя и Скипа? Ну его главное Актив — это достаточно просто экономия на масштабе. Самый поворотный машины, в дополнение к их поиску воды рабочие места, предназначенные для бурения нефти или промышленные колодцы глубиной более 2400 футов! Каждые Особенность такой машины должна быть массивной: в ней используется пара больших, потребляющих топливо двигателей, от 30 до 60 футов высотой буровая вышка, буровые штанги, которые часто невозможно поднять без крана, массивные насосы для циркуляции огромных объемов воды и т. д. (Фактически, операторам буровой установки может потребоваться иметь один дополнительный грузовик только для перевозки бурильных штанг… еще один для перевозки основных запчастей … и еще в-третьих тащить необходимую воду!)

Очевидно, что при использовании такого сверла большой мощности, чтобы вырезать 100- или 200-футовый внутренний колодец — ясный случай механического перебор. Таким образом, Скип и Рой могут сэкономить много затрат и энергии, просто используя машину, размер которой более близко соответствует требованиям конкретной работы. Как Например, башня EXPLORER 2000 имеет высоту всего 14 футов и буровые штанги имеют длину 10 футов, поэтому все переносные оборудование действительно можно поднять вручную.Бурение двигатель также потребляет гораздо меньше энергии, чем двигатели большого буровые установки … буровому насосу нужно работать намного меньше вода … а корпус установки небольшой и, следовательно, строить дешевле.

Два изобретателя также разработали несколько улучшений. которые еще больше увеличивают эффективность их уменьшенных буровая установка. Например, они добавили лопатку стеклоочистителя в точке чуть выше сверла, это — набивая стороны отверстие по мере опускания долота — обеспечивает удивительно скромное количество воды, чтобы очистить просверленное отверстие.Они также внедрена система экономии труда на размещение одной секции одной буровой штанги поверх другой, так как скважина пробурена (большинству операторов роторных буровых установок приходится поднимать все захороненные бурильные штанги каждый раз, когда они хотят добавить новую секцию!). И не только это, но и у двух трудящихся жителей Юго-Запада есть создали уникально эффективную гидравлическую систему, которая позволяет модели 2000 достичь дополнительного крутящего момента при сверлении маленький двигатель.

Конечный результат — машина, которая кажется совершенно хрупкой. по сравнению с устройствами для бурения больших скважин. «По факту,» — шутит Скип Пайпер: «Когда я только начал бурить, мне пришлось заряжают меньше, чем у других парней, потому что моя машина выглядела так смешно! »Но, несмотря на то, что он ничтожен, ИССЛЕДОВАТЕЛЬ 2000 год работает настолько хорошо, что в наши дни другая ступня … у многих конкурирующих бурильщиков Аламогордо есть пришлось снизить свои ставки, чтобы соответствовать Пайпер.(Один такой резак недавно пожаловался Скипу, что EXPLORER «сделал весь бизнес настолько простым, что денег в нем больше нет. «)

Ноу-хау в области бурения

Стоит ли записаться на тренировку в Piper Hydro в Аламогордо (100 долларов США за двухдневную сессию возвращаются, если вы покупаете буровая установка), Скип и Рой, конечно, дадут вам много полевые инструкции по использованию EXPLORER 2000. Они также убедитесь, что вы хорошо разбираетесь в таких основы, как никогда не запускать дрель, если вы сначала не сделали убедитесь, что вода циркулирует через скважину (если она этого не происходит, сегменты породы и грязи могут накапливаться на основание отверстия и навсегда заблокируйте ваше дорогое сверло немного! )

Тем не менее, двое новых мексиканцев не смогут научить вас все о сделке, потому что — не заблуждайтесь насчет это — большой опыт бурения скважин должен исходить от опыт.Только опытный «носитель» (или бурильщик) может распознавать вибрацию стержня, что означает, что его или ее укус прорезать гравий … и определить цвет и текстуру изменения в оборотной воде, которые показывают, сверло просверливает камень, песок или известняк. С такой торговлей также связано много ноу-хау. искусства, как использование бентонитовой грязи (также известной как «буровая грязь») для герметизации сторон разрушающейся дыры, находя лучшее из имеющихся водоносный слой и установка насосов. Но Пайпер команда с радостью проконсультирует вас после того, как вы закончите обучение — а также во время обучения — и может также поможет вам получить полезные справочные руководства по бурению.

$$$ и

¢¢¢

Если вы открыли бизнес с Piper Hydro’s EXPLORER 2000 (или более крупная модель 3000) вы, вероятно, скоро окажетесь в завидном положении, когда сможете заряжать меньше, но зарабатывать больше денег, чем могут ваши конкуренты! Пропускать, например, стоит 6 долларов.50 футов для четырехдюймового диаметра колодцы, в то время как большинство его конкурентов в районе Аламогордо просит $ 8,00 за фут. (До появления Пайпер местные цены часто доходили до $ 12,50 за фут!) у бурильщиков так много ссуд, страховки, обслуживания, эксплуатации, и затраты на рабочую силу, на которые они оперируют, довольно низкие маржа прибыли, Skip очищает $ 5,00 за фут … после затраты!

Теперь остановитесь и подумайте на минуту об этой цифре. Правда, стандартные расходы на бурение скважин сильно различаются в зависимости от страны (наши исследования показывают, что такие затраты составляют от от 6 долларов за фут до более 20 долларов). В дополнение глубина колодцев будет отличаться от одного участка к другому (с средняя глубина около 200 футов). Но если ты можешь получать такую ​​же прибыль там, где вы живете, что Пайпер делает, то каждый раз, когда вы проводите день, сверля 100-футовый хорошо, вы очистите 500 долларов! Если пробурить только одну такую ​​скважину, неделю вы будете зарабатывать 26 000 долларов в год!

Но подходит ли это вам?

Итак, теперь вы знаете, почему мы говорим о бурении скважин с EXPLORER 2000 год может стать отличным домашним бизнесом! Но прежде чем вы запрыгнете на самолетом в Аламогордо, проверьте свой район и узнайте, как открытый (или закрытый) рынок бурения скважин есть.

Как найти такую ​​информацию? Скип говорит: «Просто позвони несколько местных бурильщиков, спросите, сколько они берут за бурение скважины, а затем узнайте, смогут ли они сделать это завтра . .. если они не могу, вероятно, вокруг полно дел «.

Однако Рой любит добавить несколько дополнительных советов: «Во-первых, — говорит он, — выясните, наблюдается ли в вашем регионе внутренний рост. Например, на окраинах расширяющиеся города или сельские земли, которые делятся на посылки меньшего размера предоставят хорошие возможности для нового буровой бизнес.Затем позвоните своему окружному агенту по продвижению или Департамент водных ресурсов и изучите местную территорию водные условия … потому что кто знает? Вы просто могли бы живут в районе, где люди не могут найти воду, если они сверлить на огромную глубину. А еще лучше позвоните в местный колодец бурильщик и спросите о «худшем случае», который он или она столкнулся. Вы можете быть уверены, что условия не могут быть более обескураживающим, чем то, что эксперт описать! »

Рой и Скип также понимают, что вас могут заинтересовать их установки, даже если вы не планируете становиться профессионалом бурильщик. Фактически, двое мужчин недавно разработали небольшой EXPLORER 200 (который стоит меньше денег, чем многие люди вероятно, придется заплатить кому-то другому за бурение скважины) просто чтобы подойдет людям, которые хотят пробурить только одну или две скважины для сами или их соседи.

Оба парня в первую очередь заинтересованы в настройке вещи прямо в профессии, о которой они часто думают завышает цену своих клиентов, помогая людям попасть в полный рабочий день хорошо работаю.Итак, если вы заинтересованы в том, чтобы стать бурильщик, проверьте свой местный рынок, а затем спишите в Piper Hydro и подумайте о том, чтобы провести несколько дней в «Земля волшебства». В конце концов, идея домашнего бизнеса не подходит для всех … но, ребята, это обязательно очень подходит некоторым читателям MOTHER EARTH NEWS!

Прибыльный бизнес по бурению скважин на воду № 0073 в Вайоминге

Связаться с продавцом

Валовой доход: $ 7 050 844

EBITDA: Н / Д

FF&E: $ 0

Инвентарь: 500 000 долл. США

Недвижимость: 1 300 000 долл. США

Создано: Н / Д

Описание предприятия

ДОЛЖЕН УВИДЕТЬ!! Это хорошо зарекомендовавший себя и очень прибыльный бизнес по бурению скважин на воду, расположенный на северо-востоке штата Вайоминг.Этот бизнес заработал впечатляющую и заслуженную репутацию, основанную на полной приверженности своим клиентам, качественной продукции, доступности и быстрому дружелюбному обслуживанию. Компания предоставляет широкий спектр услуг, включая бурение скважин на воду, обслуживание и ремонт, проектирование систем, бурение фундаментов, поверхности нефтяных скважин и бурение неглубоких скважин. В дополнение к своим услугам компания предлагает широкий спектр продуктов, используемых для бурения, в том числе насосы, оборудование, подвалы и трубы. У них очень большая активная клиентская база, в которую входят частные, коммерческие, промышленные и государственные чиновники. Обладая впечатляющим потенциалом роста, впечатляющей прибыльностью и огромной репутацией, этот бизнес имеет все необходимое для того, чтобы правильный энергичный предприниматель поднял его на новый уровень успеха! Не ждите слишком долго, чтобы ознакомиться с этой удивительной сделкой, потому что она действительно пройдет быстро! Активы должны включать в себя 500 000 долларов США в среднем инвентаризации, 1 300 000 долларов США в зданиях и имуществе и 4 4649 678 долларов США в форме F / F / E.Спросите «На продажу собственником» ПОРТФОЛИО №0073.

---

Подробная информация

Опись:

Включено в цену

Недвижимость:

Собственный

Включено в цену

Строительный SF:

НЕТ

Связаться с продавцом

Новая реальность сланца: почти все скважины, пробуренные сейчас, теряют деньги

Американские производители сланца уже столкнулись с проблемой прибыльности. Просто стало намного хуже.

В мгновение ока Саудовская Аравия и Россия и их борьба за долю на рынке сделали почти все бурение сланцев в США убыточным. Согласно данным, собранным Rystad Energy, консалтинговой компанией из Осло, только пять компаний в двух регионах страны имеют безубыточные затраты ниже текущей цены на нефть.

Скважины, пробуренные Exxon Mobil Corp., Occidental Petroleum Corp. Chevron Corp. и Crownquest Operating LLC в Пермском бассейне, который простирается через Западный Техас и юго-восток Нью-Мексико, могут принести прибыль в 31 доллар за баррель, показывают данные Rystad.Скважины Occidental в районе DJ Basin в Колорадо также в деньгах по этой цене, по которой нефть осела в понедельник.

Но это не относится к остальной сланцевой отрасли — более 100 операторов на десятке месторождений. Для них бурение новых скважин почти наверняка будет означать «убыток».

Подробнее: падение цен на нефть нанесло удар по инвестициям и занятости в США

Сланцевые проекты известны своей способностью быстро расти и падать. Но поскольку добыча из этих скважин снижается намного быстрее, чем из их старых, традиционных кузенов, компаниям приходится бурить их больше, чтобы поддерживать уровень добычи на прежнем уровне. Это означало вялую доходность инвесторов, что является одной из основных причин, по которой нефть и газ составляют менее 4% индекса S&P 500.

На данном этапе «компании не должны сжигать капитал, чтобы поддерживать производственную базу на неустойчивом уровне», — сказал Том Лафри, бывший менеджер хедж-фонда, который основал свою собственную фирму по сланцевым данным Friezo Loughrey Oil Well Partners LLC.«Это вращающееся производство, а это значит, что вам придется свернуть с производства».

Из кармана

Крупнейшие месторождения сланцевой нефти в Америке невыгодно бурить по текущим ценам

Источник: RS Energy, часть Enverus

Уже сейчас производители, включая Diamondback Energy Inc. и Parsley Energy Inc. заявили, что сокращают бюджет на бурение и отказываются от буровых установок. Другие, такие как Apache Corp. и Occidental, заявили, что они будут сдерживать активность.

«Они не говорят, что собираются приостановить деятельность, — сказал Лоури.

По его мнению, для типичной скважины в суббассейне Мидленда в Перми инвесторам требуется нефть на 68 долларов, чтобы получить адекватную прибыль в течение 24 месяцев.

BloombergNEF ожидает, что производители откажутся от использования безубыточных затрат, исключающих накладные и другие необходимые расходы, поскольку инвесторы переключат свое внимание на движение денежных средств.

«Как минимум, им нужно будет добавить обратно процентные расходы в свои расчеты», — говорится в отчете BloombergNEF. Это означает, что минимальная рентабельность для большинства новых скважин вырастет до 50 долларов за баррель «в не столь отдаленном будущем», согласно отчету, по сравнению с 45 долларами в прошлом.

Большинство мест бурения в США убыточны по текущим ценам.

Сланцевый бум превратил США в крупнейшего производителя нефти в мире, а в последние месяцы — в нетто-экспортера нефти.Но если цены останутся на уровне около 30 долларов за баррель, производители будут вынуждены свернуть так много буровых работ, что добыча нефти в США может упасть на 2 миллиона баррелей в день с конца этого года до конца следующего, согласно Rystad.

Это примерно на 20% меньше.

В понедельник цена на нефть West Texas Intermediate упала на 25% до 31,13 доллара за баррель, а некоторые аналитики прогнозируют ее падение до 20 долларов. Во вторник цены отыграли часть этих потерь, достигнув 33 долларов.73.

«Даже лучшим операторам придется снизить активность», — сказал Артем Абрамов, руководитель отдела исследований сланцев в Rystad. «Дело не только в коммерческой ценности скважин. Речь идет о балансах корпоративных денежных потоков. В этом году практически невозможно оставаться полностью нейтральным в отношении денежного потока при таком снижении цен ».

Прежде, чем оказаться здесь, он находится на терминале Bloomberg.

УЗНАТЬ БОЛЬШЕ

Какова средняя норма прибыли для компании в секторе бурения нефтяных и газовых скважин?

Какова средняя норма прибыли в секторе бурения нефтяных и газовых скважин?

Инвесторы, стремящиеся к диверсификации портфеля с помощью отраслевых фондов, могут найти множество возможностей в энергетической отрасли; в частности, нефтегазовый сектор бурения.Однако необходимо проанализировать определенные показатели, чтобы понять уровень прибыльности компании и принять обоснованные инвестиционные решения. Одним из показателей, обычно используемых для определения прибыльности компании, является размер прибыли.

Ключевые выводы:

• По состоянию на январь 2020 года средняя норма чистой прибыли в нефтегазовой отрасли бурения составила 6,8%.
• Эпидемия COVID-19 существенно повлияет на среднюю маржу чистой прибыли во многих секторах.
• McKinsey & Company сообщила, что нефтегазовая отрасль переживает третий обвал цен за 12 лет.
• Шок предложения, эпидемия COVID-19 и конкуренция со стороны сланцевой промышленности оказали существенное негативное влияние на чистую прибыль сектора.

Понимание маржи прибыли

Инвесторы анализируют размер прибыли или чистую прибыль компании, выполняя простой расчет, определяющий выручку.

Маржа прибыли компании определяется путем вычитания общих расходов из общей выручки и последующего деления этого числа на общую выручку компании.

Маржа чистой прибыли компании определяется путем вычитания общих расходов из общей выручки, чтобы получить чистую прибыль, а затем деления этого числа на общий доход компании.

Маржа чистой прибыли = [(Выручка — COGS — Операционные расходы — Прочие расходы — Проценты — Налоги) / Выручка] X 100

Этот расчет прибыли не учитывает дивиденды по обыкновенным акциям, но включает амортизационные отчисления, налоги и процентные расходы. Норма чистой прибыли компании дает инвесторам более глубокое представление о том, как компания конвертирует свою чистую прибыль в прибыль для акционеров.

Маржа прибыли от бурения нефтяных и газовых скважин

По данным NYU Stern, по состоянию на январь 2020 года средняя маржа чистой прибыли в нефтегазовой отрасли составила 6,8%. В среднем по отрасли учитывается норма прибыли ряда крупных, средних и крупных предприятий. компании с небольшой капитализацией, включая Diamond Offshore Drilling, Inc (NYSE: DO), Helmerich & Payne, Inc (NYSE: HP) и PostRock Energy Corporation (NASDAQ: PSTR).

Последствия эпидемии COVID-19

На среднюю маржу чистой прибыли за 2020 год существенно повлияет эпидемия COVID-19.В мае 2020 года McKinsey & Company сообщила, что нефтегазовая отрасль переживает третий обвал цен за 12 лет в результате шока предложения с беспрецедентным падением спроса и глобального гуманитарного кризиса, эпидемии COVID-19. Конкуренция со стороны сланца, чрезмерное предложение и щедрые финансовые рынки также оказали пагубное влияние на чистую прибыль сектора.

По данным IBIS World, ожидается, что выручка компаний нефтегазового сектора снизится на 24.6% в 2020 году. Также ожидается снижение цен на сырьевые товары, что приведет к снижению спроса на отраслевые услуги и рентабельности чистой прибыли.

Маржа чистой прибыли компании является одним из наиболее тщательно отслеживаемых показателей при анализе прибыли, и инвесторы могут использовать эту информацию как для отдельных компаний, так и для широких секторов, чтобы определить, подходят ли инвестиции.

Восстановление рентабельности зрелых нетрадиционных скважин

Характеристики

Извлечение запасов, оставшихся в зрелых горизонтальных скважинах, требует проведения повторного ГРП с использованием современных технологий.Новая расширяемая технология за один проход позволяет операторам повторно стимулировать существующие перфорационные отверстия, увеличивать добычу и евро при относительно небольших капиталовложениях.

Скотт Бензи, Coretrax

Конструкция гидроразрыва

значительно изменилась за последнее десятилетие, и новые скважины показали повышенную продуктивность. Больше проппанта и жидкости, более узкое расстояние между кластерами и большая боковая длина — вот некоторые из основных факторов, способствующих увеличению добычи.Такая эволюция конструкции ГРП привела к выводу, что многие старые скважины могли быть недостимулированы.

Восстановление запасов, оставшихся в недостаточно стимулированных скважинах, требует повторного ГРП с использованием более современных конструкций ГРП. Операторы пытались использовать множество методов для повторного стимулирования старых скважин. Некоторые использовали устройства для отвода твердых частиц для изоляции и отвода потока, в то время как другие использовали гибкие НКТ и пакеры. В то время как основной движущей силой любых работ по повторному ГРП является увеличение базовой добычи и высвобождение малоэффективных запасов с низкими капиталовложениями, успех зависит от изоляции существующих перфорационных отверстий.

ВЫЗОВ

По оценкам, бурение и завершение новой скважины может составлять от 5 до 10 миллионов долларов на скважину. В сегодняшних условиях с ограниченным бюджетом повторный ГРП с полным боковым стволом позволяет высвободить неизвлеченные запасы с меньшими затратами, чем бурение и ГРП в новых скважинах.

Рис. 1. Технология ReLine MNS обеспечивает решение для однократной поездки.

Хотя повторение хорошо известных, но относительно дорогостоящих операций дает желаемые результаты, текущая экономическая среда требует новых экономичных технологий для достижения той же цели.Это постоянная проблема, стоящая перед нефтесервисной нефтесервисной отраслью в ее стремлении поддерживать устойчивые и экономически эффективные технологии бурения и заканчивания скважин.

НОВОЕ КОРПОРАТИВНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ

Для решения проблемы и увеличения добычи на зрелых месторождениях Coretrax, Mohawk Energy и Churchill Drilling Tools объединились в марте, чтобы предоставить всеобъемлющее предложение практически для всех этапов жизненного цикла скважины от бурения до очистки ствола скважины и ликвидации. Благодаря полностью интегрированному сервисному предложению, компания теперь имеет портфель из более чем 50 технологий, реализуемых через три инновационные платформы, и планирует запустить несколько новых технологий в этом году.Компания планирует ежегодно реинвестировать около 15% доходов в НИОКР. Эти усилия привели к созданию новой линейки продуктов.

ЗАПУСК ТЕХНОЛОГИИ

ReLine MNS — расширяемая технология — ключевая инновация, которая обеспечивает решение за один проход без фрезерования башмаков для облицовки и герметизации различных проблем целостности ствола скважины, с минимальной потерей внутреннего диаметра (ID), обеспечивая при этом высокие рейтинги разрыва и обрушения, Рис. 1. Система обсаженных стволов разработана для установки на соединенных трубах и может охватывать длинные или короткие интервалы от 30 футов до 7000 футов.Его можно настроить для расширения и уплотнения при различных ограничениях внутреннего диаметра в стволе скважины, таких как ниппели или муфты гидроразрыва.

Очистка критична. При оценке необходимого объема подготовки и очистки следует серьезно рассмотреть всестороннее изучение истории скважин-кандидатов, включая недавние вмешательства и химические обработки, Рис. 2. Это имеет решающее значение для целостности скважины, включая обсадную колонну, НКТ или оборудование для заканчивания скважины может выйти из строя или выйти из строя в течение срока службы скважины.

Рис. 2. Скважинные операции часто приводят к образованию проблемных железных обломков, которые остаются в стволе скважины.

Однако применение ReLine MNS позволяет оператору облицовывать и герметизировать проблемную зону с минимальной потерей внутреннего диаметра трубы. В системе используются более эффективные материалы и уникальная система герметизации трещин для приложений, требующих изоляции от трещин. Это позволяет системе выдерживать высокие давления обработки, а также индуцированные нагрузки от высокотемпературного охлаждения.

Однако для оптимального повторного заканчивания эффективность и результативность фазы очистки ствола скважины могут иметь большое значение для успеха повторного заканчивания. Таким образом, подготовка скважины и боковая очистка являются наиболее важными компонентами для обеспечения возможности спуска расширяемого хвостовика на заданную глубину и успешного расширения. Таким образом, зрелые стволы скважин можно успешно повторно заканчивать с помощью этой технологии, что позволяет проводить повторный ГРП с использованием современных конструкций ГРП, как показано в следующих тематических исследованиях.

ПРИМЕР 1

ReLine MNS был развернут в более старой скважине на юго-востоке Нью-Мексико, которая добывала из пласта Bone Spring после завершения старинного ГРП. Добытые объемы из скважины были ниже, чем из новых скважин на той же площади, и прогнозируемые значения конечного извлечения (EUR) с использованием исходных тенденций добычи не были экономичными. Кроме того, уровень истощения вокруг ствола скважины предполагался небольшим. Поскольку устье скважины было рассчитано на 10 000 фунтов на квадратный дюйм, инструмент для изоляции устья не требовался для испытания обсадной колонны до 6200 фунтов на квадратный дюйм, что составляло 80% от номинального значения разрыва и ожидаемого давления во время гидроразрыва пласта.

Рис. 3. Система обладает уникальной способностью оставлять расширенный вкладыш в нейтральном состоянии, сохраняя при этом скорость расширения вкладыша за счет избыточного натяжения.

В отличие от других расширяемых систем, конфигурация спускового инструмента позволяет расширять футеровку в условиях множественной нагрузки. Важно отметить, что расширяемый вкладыш можно оставить в нейтральном положении перед закреплением верхнего уплотнения и выходом из вкладышей с внутренней колонной. Это состояние нейтральной нагрузки имеет решающее значение для надежности в скважинных средах с серьезными трещинами.В ходе подготовки из скважины было извлечено оборудование для искусственного подъема, а извлекаемая мостовая пробка была установлена ​​на запланированной глубине верхней части расширенного хвостовика, чтобы проверить целостность первоначального 5½ дюйма. кожух. Для очистки бокового ствола скважины потребовалось несколько выездов на очистку. Чтобы обеспечить спуск хвостовика на заданную глубину и его расширение, был выполнен проход. Затем хвостовик без проблем был спущен в скважину на внутренней колонне, Рис. 3.

Расширительный конус приводился в действие гидравлически для расширения нижних анкерных уплотнений.Это закрепило лайнер на оригинальном кожухе. Затем оставшаяся часть футеровки была расширена механически с использованием избыточного натяжения. На последнем стыке был ослаблен вес, чтобы перевести расширенный вкладыш в нейтральное положение, тем самым сняв все напряжение в соединениях гильзы. Затем верхние якорные уплотнения были расширены гидравлически, чтобы закрепить верхнюю часть хвостовика на исходной обсадной колонне.

Для проверки полной целостности скважины после установки хвостовика была спущена мостовая пробка и установлена ​​на конце расширенного хвостовика.Было проведено испытание под давлением 6200 фунтов на квадратный дюйм. Впоследствии в скважине был проведен гидравлический разрыв пласта с использованием современной конструкции с 22 ступенями на расстоянии более 3300 футов от бокового ствола. Никаких проблем с укладкой песка и проблем с изоляцией во время лечения не возникло. Очистка скважины проводилась с помощью гибкой НКТ.

Первоначальная добыча после повторного ГРП вдвое превышала первоначальную добычу при заканчивании. Прогнозируемый евро вырос почти втрое, а доходность превысила 100%.Среди других расширяемых технологий, испытанных в этом проекте, ReLine MNS имела самые низкие эксплуатационные расходы из четырех систем, протестированных оператором, с минимальным непроизводительным временем. Благодаря уникальной способности оставлять расширенный хвостовик в нейтральном положении при сохранении скорости расширения хвостовика с использованием избыточного натяжения, оператор заявил, что это будет система выбора для будущего полного повторного ГРП.

ПРИМЕР 2

Механическая изоляция с использованием технологии расширяемого хвостовика является более надежным и эффективным методом для повторного ГРП скважин, чем цементирование обсадных труб для переналадки предыдущего продуктивного интервала. Примечательно, что технология расширения футеровки демонстрирует возможность постоянной повторяемости с точки зрения механической изоляции и эксплуатационных затрат.

Рис. 4. Удаленная линия гидроразрыва для рестимуляции скважин на уплотнительной площадке Crestone Peak в бассейне DJ.

Это было ясно показано в недавнем проекте на более крупном месторождении Ваттенберг в бассейне Денвер-Джулесбург (DJ), где имеется 1400 добывающих скважин, 500 из которых являются горизонтальными добывающими скважинами Niobrara и Codell.С 2017 года построено 18 горизонтальных площадок, Рис. 4.

Coretrax был заключен в 2018 году контракт с независимой энергетической компанией Crestone Peak Resources, чтобы выяснить, возможно ли воспроизвести характеристики вертикального рефракции в горизонтальной скважине. Эта процедура резко увеличит срок эксплуатации месторождения за счет оптимизации скважин, которые были недостаточно эффективными из-за небольших, старых, некачественных заканчиваний и / или механических проблем.

Хотя прикладные и эксплуатационные аспекты проекта были аналогичны приведенному выше тематическому исследованию, здесь Reline MNS был развернут в меньшем стволе скважины диаметром 4½ дюйма.кожух, что требует ограниченного количества оборудования для этого размера. Было рассмотрено несколько методов, в том числе:

• Портальный двухконтурный пакер refrac
• Обсадная труба UFJ, цементированная внутри родительской обсадной колонны с помощью вставки и перфорации
• Интенсивный высокопроизводительный рефракторный рефракторный рефракторный рефрактор с отводом.

Поскольку добыча из скважин этого типа истощена — в день добывалось всего 3 баррелей, в качестве наиболее подходящего метода для гидроразрыва пласта был выбран расширяемый хвостовик с функцией plug-and-perf.После трех спусков для сбора обломков, хвостовик длиной 7 253 футов был расширен по всей длине ствола скважины, установив новый диаметр 3,321 дюйма. МНЕ БЫ. Это дало наибольший внутренний диаметр для рестимуляции, позволяющий разместить 7,8 млн фунтов проппанта при высоких скоростях закачки. Развертывание системы простое и понятное:

1. Соберите инструмент, расширяемую обсадную колонну, рабочую колонну и RIH
2. Начать гидравлическое расширение для установки нижних уплотнений
3. Расширить обсадную колонну, потянув за рабочую колонну прибл.1000 фут / мин
4. Установите верхнее уплотнение, подав гидравлическое давление
5. Вытяните из отверстия.

Это привело к образованию ствола «как новый» в среде обсаженного ствола. Затем механическая изоляция восстановила целостность давления с минимальной потерей внутреннего диаметра ствола скважины для повторного ГРП. Хотя первоначальные результаты были многообещающими — добыча нефти была увеличена с 3 до 200 баррелей в сутки, а добыча газа — более чем вдвое — это не было таким успешным, как исторические вертикальные рефракции.С экономической точки зрения такое приложение стоит дорого, особенно при работе с одной скважиной. Потенциально реальная ценность, достигаемая в проекте такого рода, заключается в сочетании увеличения добычи в скважине для повторного гидроразрыва пласта с более высокой добычей в дочерней скважине в результате защиты от гидроразрыва.

В прошлом году Coretrax завершил дальнейшие работы с производителем из Колорадо по повторному заполнению еще одной уплотнительной площадки (две родительские скважины и 11 дочерних скважин). Выполняя повторный обвод нескольких скважин одновременно, оператор стремился повторно стимулировать существующие кустовые площадки, обеспечивая при этом повышенное пластовое давление, чтобы обеспечить добычу от новых производителей заполнения.Первоначальные результаты показывают увеличение добычи из всех скважин на кусте.

Компания Crestone установила в общей сложности пять участков протяженной обсадной колонны в диапазоне от 2500 футов до 7200 футов на скважинах, первоначально заканчивавшихся как с использованием скользящей муфты, так и с пробкой и перфорацией. При установке патчей или накачке связанных рефрактометрии не возникло никаких операционных проблем.

ПУТЬ ВПЕРЕД

Учитывая текущие проблемы отрасли, связанные с неустойчивыми ценами на нефть и влиянием COVID-19 на производственную деятельность, нефтесервисному сектору важно поддерживать отрасль, уделяя постоянное внимание снижению затрат, повышению эффективности и повышению устойчивости, от бурения до вывода из эксплуатации.

Скотт Бензи — технический директор Coretrax.Он присоединился к компании в 2019 году после интеграции с Mohawk Energy, которую он основал в 2004 году. Г-н Бензи известен своими инновациями в нефтесервисной отрасли, включая новаторские технологии расширения труб для операций бурения, заканчивания и добычи. У него обширный опыт исследований и разработок, который он теперь применяет на трех инновационных платформах компании.

Половина добывающих сланцевых нефтяных скважин прибыльна на уровне 40 долларов за баррель, говорит аналитик.

The U.Как заявила президент BTU Analytics LLC Кэтрин Миллер на Энергетическом саммите Colorado Oil and Gas Association, нефтегазовая отрасль Южной Америки находится в неуверенном положении, но большое количество нетрадиционных скважин остаются прибыльными при цене на нефть в 40 долларов за баррель.

Анализируя существующие скважины сланцевой нефти, BTU Analytics обнаружила, что примерно половина добычи в США приходится на скважины, затраты на окупаемость которых за полупериод составляли 40 долларов за баррель или меньше. «Половина была бы осуществима [при безубыточности на устье скважины 40 долларов за баррель]», — сказал Миллер.«Это означает, что вы решите снова пробурить эту скважину за 40 долларов».

Это означает, что при необходимости производители могут быстро увеличить добычу по относительно низким ценам, поскольку по всей стране существует огромное количество пробуренных, но незавершенных скважин, которые достигли бы безубыточности на уровне 40 долларов за баррель. В то время как процент пробуренных, но незавершенных скважин, которые были бы прибыльными на уровне 40 долл. США за баррель или ниже, выше в таких регионах, как бассейн DJ и сланец Игл-Форд, огромные размеры Пермского бассейна значительно увеличивают количество незавершенных скважин. другие U.С. играет.

«Есть 3000 скважин [в Перми]… которые ниже этого капитального барьера», — сказал Миллер. «И еще 1800 в другом месте».

Огромное количество прибыльных, но незавершенных скважин в Перми, наряду с большим количеством оборудования в регионе, делают вероятным устойчивое восстановление добычи раньше, чем другие нетрадиционные месторождения.

«Есть преимущество в том, чтобы находиться в бассейне с установленным оборудованием», — объяснил Миллер. «Очень сложно подключить буровую установку к участку, который не пользуется такой популярностью или в целом менее активен.«

Реальная ситуация в промышленности США такова, что восстановление в ближайшем будущем маловероятно, и большинство независимых производителей не в состоянии расширять производство без значительного скачка цен. Миллер указал на сложную среду, в которой сейчас находятся многие независимые компании, где им приходится жить в рамках собственного денежного потока и очищать свои балансы, прежде чем сосредоточиться на расширенном росте.

«У этой отрасли слишком много долгов», — сказал Миллер.«На этот денежный поток повлияло огромное падение цен на природный газ и сырую нефть, и это не могло произойти в худшее время. Мы видели, как закрываются двери для рынков капитала, и теперь мы видим, как двери закрываются для банков, поскольку хорошо. Финансирование должно поступать от самих компаний «.

Сочетание низких цен, вялого спроса и большого долга заставило многих производителей просто стремиться сохранить свой текущий уровень производства и надеяться на грядущие лучшие времена.

«В последний раз, когда количество горизонтальных буровых установок было таким низким, месторождение Barnett Shale было самым крупным в США», — сказал Миллер.

В центре внимания: рентабельность новой скважины Баккен оспаривается низкими ценами на нефть

Особенности

Цены на нефть падают из-за опасений относительно низкого спроса и роста предложения

Операторы сланцевого месторождения Баккен сидят на инвентаризации DUC ~ 420 скважин

Сколько скважин можно ввести в эксплуатацию по текущим ценам?

Этот обзор S&P Global Platts Analytics был впервые опубликован 20 марта 2020 г.

Не зарегистрированы?

Получайте ежедневные уведомления по электронной почте, заметки для подписчиков и персонализируйте свой опыт.

Зарегистрируйтесь сейчас

В то время как цены на сырую нефть WTI продолжают падать из-за опасений относительно низкого спроса и роста мирового предложения, сланцевые операторы Северной Дакоты в настоящее время имеют пробуренный, но незавершенный инвентарь из ~ 420 скважин (исключая старые образцы, которые вряд ли когда-либо будут завершены).

Предполагая, что безвозвратные затраты на бурение и заканчивание составят ~ 25%, сколько из этих скважин может быть введено в эксплуатацию при текущих ценах, оставаясь безубыточным?

В настоящее время около 33% запасов DUC в Северной Дакоте сосредоточено в округе Маккензи, где добываются самые эффективные скважины с точки зрения добычи на заканчивание во всех сланцевых месторождениях Баккен.

В то время как DUC рассредоточены по широкому кругу геологоразведочных и добывающих компаний, Continental, Whiting и ExxonMobil в настоящее время владеют ~ 37% от общего объема запасов DUC Северной Дакоты и должны принять решение о том, вводить ли эти скважины в эксплуатацию в 2020–2021 годах или отложить завершение с учетом неопределенности цен на нефть.

Исторически сложилось так, что подавляющее большинство DUC, введенных в эксплуатацию в регионе Северной Дакоты, завершается в течение 720 дней после бурения, поскольку многие из этих «устаревших» винтажей отслеживаются, но вряд ли когда-либо будут завершены.

В то время как Баккен дает одни из лучших скважин в США по общей добыче нефти на одно заканчивание, текущая ситуация с низкими ценами делает бурение и завершение большинства новых скважин нерентабельным.

Стоимость вывода DUC в эксплуатацию на ~ 25% дешевле, чем для новой горизонтальной скважины, однако даже при таком снижении затрат очень немногие DUC будут вводиться в эксплуатацию с начальным дебитом (IP), необходимым для выхода на безубыточность с WTI на уровне 30 долларов за баррель. .

С учетом того, что скважины 2019–2020 гг. Имеют средний IP ~ 800 баррелей в день, это будет равняться цене безубыточности WTI в размере ~ 45 долларов США для вновь пробуренной и завершенной скважины и ~ 39 долларов США для уже пробуренной скважины DUC, что значительно ниже текущая ценовая конъюнктура, так как только ~ 15% запасов DUC, если они будут завершены, будут экономичными при цене 30 долл. США за баррель WTI.

Поскольку завершение DUC более прибыльно, чем бурение и заканчивание новой скважины, операторы должны сосредоточиться на завершении своих ~ 420 DUC только в том случае, если они пробурены в высокодоходном регионе Баккена, зная, что потребуются более высокие показатели IP, в противном случае компании по разведке и добыче будет терять деньги с каждым завершением.

Основываясь на недавно пересмотренном прогнозе капитальных затрат, большинство операторов Bakken планируют сократить расходы в 2020 году на 30–55%.

.