ROGTEC Issue 62

НОВОСТИ АНАЛИТИКА РАЗВЕДКА РАЗРАБОТКА БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

62 Незаконченные

скважины

Energy Strategy

for DUC Wells

От большой

нефти к большой

энергетике

Big Oil Energy

Transition

MOL GROUP Russia:

Внедрение инструментов

Технического предела

MOL GROUP Russia:

Technical Limit

Официальное издание RDCR & KDR 2020

Official Publication to RDCR & KDR 2020

Памяти Муфазалова

Роберта Шакуровича

In Memory of

Robert Mufazalov

HYDRAULIC POWER TONGS

Гидравлические ключи для насоснокомпрессорных

и обсадных труб.

5½БЕЗОТКАЗНЫЕ, НАДЕЖНЫЕ И ПРОВЕРЕННЫЕ

5½ HS VS

5½ HS UHT-35

Уже более 60 лет Эккель является мировым лидером в поставке

высокопроизводительных гидравлических ключей. Эккель

предлагает разнообразные модели гидравлических ключей для

работы с бурильными, обсадными и насосно-компрессорными

трубами, гидравлические стопорные устройства и силовые

гидравлические станции. Предлагается вниманию полный

модельный ряд гидравлических ключей для работы с трубами от

2-1/16 (52,4 мм) до 36 дюймов (914,4 мм) и крутящим моментом

до 135000 футо-фунтов (183035 Нм) для самых востребованных

условий на суше и на море.

В чем ваша основная проблема с трубным соединением?

Узнайте больше на WWW.ECKEL.COM/RU

Explorer II - Компьютеризированная система

контроля и регистрации крутящего момента и

скорости вращения

Разнообразные типы

вкладышей для

каждого применения

4 ROGTEC CORALINA.RU | OIL-GAS@CORALINA.RU

www.rogtecmagazine.com

Гидравлические ключи Эккель защищают ваши трубные соединения от

дорогостоящих повреждений. Проверено по всему миру.

Отличительные особенности

гидравлического ключа

5½ HS VS:

• Крутящий момент 22000 футо-фунтов (29828 Нм)

• Hydra-Shift (гидравлическое переключение частоты

вращения и крутящего момента)

• Гибкий выбор значений крутящего момента

и скорости вращения при использовании

гидравлического мотора с технологией Hydra-Shift

в сочетании с механической двухскоростной

передачей, 4 диапазона крутящего момента и 4

диапазона скорости вращения.

• Быстрая смена скользящих головок

• Работает с бурильными трубами

• Гидравлическое стопорное устройство Tri-Grip.

• Радиальный замок дверцы

• Полноохватные вкладыши с абразивным

покрытием True Grit для спуско-подъемных

операций труб из хромистых сталей.

Отличительные особенности

гидравлического ключа

5½ HS UHT-35:

• Крутящий момент 35000 футо-фунтов (47453,6 Нм)

• Двухскоростная механическая передача.

• Быстрая смена скользящих головок.

• Гидравлическое стопорное устройство WD Tri-Grip.

• Радиальный замок дверцы.

• Полноохватные вкладыши с абразивным

покрытием True Grit для спуско-подъемных

операций труб из хромистых сталей.

Безопасность прежде всего –

Работайте безопасно

Стандартные и опциональные особенности:

• Ограждение блока клапанов управления -

Неподвижно закрепленная защитная рамка для

предотвращения повреждения или случайного

нажатия рукояток.

• Система отвода головок - автоматически отводит

шарнирные головки до их позиции готовности после

завершения операций закрепления/раскрепления

соединений. Стандартная функция для ключей со

скользящими головками.

• Блокировка дверцы - предотвращает случайное

срабатывание ключа при открытой дверце.

• Гидравлические цилиндры механизма привода

дверцы - Исключают персонал в передней части

ключа для ручного открытия и закрытия дверцы.

• Предохранительное ограждение дверцы для

защиты пальцев - резиновый кожух сокращает зоны

защемления при ручном управлении дверцей ключа.

• Предохранительный кожух пружины – Для

сокращения мест защемления персонала, гильзы

устанавливаются поверх пружин стопора.

• Ручки позиционирования ключа – обеспечивают

защиту рук оператора при перемещении ключа, когда

он подводит ключ к трубам и отводит его от них.

• Стропы позиционирования ключа – промышленно

прочные ленточные ремни с обрезиненной

поверхностью захвата для подвода и отвода ключа от

трубного соединения.

• Наклейки безопасности – обозначение

потенциальных опасностей при эксплуатации

оборудования.

• Цветовая схема повышенной безопасности

(цветовая маркировка опасных зон) – наглядная

заводская цветовая маркировка для визуального

восприятия персоналом сведений о наилучших

способах эксплуатации.

Гидравлические станции дизельные и электрические

ECKEL.COM | SALES@ECKEL.COM

Q1-2633

Редакционная Коллегия Editorial:

Шеф-редактор

Editorial Director

Daniel Stevenson

info@rogtecmagazine.com

Условия подписки:

Журнал ROGTEC выходит ежеквартально и публикуется TMG Worldwide

Publishing S.L., Centro Comercial Diana, Local 26, 29680 Estepona, Spain.

Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из журнала

ROGTEC допускается только после получения разрешения от TMG

Worldwide Publishing S.L.

Отдел рекламы Sales:

Директор по продажам

Sales Director

Doug Robson

doug.robson@rogtecmagazine.com

Subscriptions:

ROGTEC Magazine is published quarterly by TMG Worldwide Publishing S.L.,

Centro Comercial Diana, Local 26, 29680 Estepona, Spain. No part of ROGTEC

may be reproduced in part or in whole, without prior permission from TMG

Worldwide Publishing S.L.

Изменение адреса. Пожалуйста, сообщите нам о любых изменениях

адресов, написав: info@rogtecmagazine.com

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


Hydraulic and Electric Walking System

AC and DC Drawworks

Гидравлическая и электрическая

системы перемещения буровой

установки

Буровые лебедки на переменном или

постоянном токе

SINCE 1991


sales@oilworksinc.com

MEMBER

+1 800-531-3273

www.oilworksinc.com

Технология бурения с управляемым давлением

FrontFlow

• Минимум оборудования

• Максимум эффективности

• Простота и надежность

• Передача данных по Wi-Fi

• Дистанционное управление

ВЫ

КОНТРОЛИРУЕТЕ ДАВЛЕНИЕ В СКВАЖИНЕ

И УПРАВЛЯЕТЕ ИМ

Применение

• Проводка скважин в зонах

несовместимых условий

• Оптимизация конструкции

скважины

• Снижение воздействия на ФЕС

продуктивных пластов

• Предотвращение осложнений,

связанных с нестабильностью

ствола скважины

• Снижение гидродинамического

давления (управление ЭЦП)

• Снижение рисков:

· ГНВП

· рапопроявлений

· поглощения бурового флюида

· дифференциального прихвата

• Повышение механической

скорости бурения

www.nt-serv.com

lowOPEX@nt-serv.com

+7 (495) 363-68-74

*Производство Frontier International (Группа компаний «НьюТек Сервисез»)

Содержание

Contents

Незаконченные скважины в контексте

энергетической стратегии

Перспективные направления лицензирования в

пределах Западно-Сибирского нефтегазоносного

бассейна

12

30

Drilled Uncompleted Wells in the Context of Energy

Strategy

Licensing Priorities for the West Siberian Petroleum Basin

От большой нефти к большой энергетике

46

The Big Oil to Big Energy Transition

Повышение эффективности работы. Опыт

внедрения инструментов Технического предела при

ремонте скважин в MOL GROUP Russia

64

MOL GROUP Russia: Implementing the ‘Technical

Limit’ System to Improve Efficiency in Workover

Operations

Интервью ROGTEC: Евгений Болдырев,

Исполнительный вице-президент ГК «НьюТек

Сервисез»

74

The ROGTEC Interview: Evgeny Boldyrev, Executive

Vice President, NewTech Services

Роберт Шакурович Муфазалов: Светлой памяти

настоящего Учителя и выдающегося Изобретателя

82

Robert Shakurovich Mufazalov: With Blessed

Memories of a True Teacher and an Outstanding

Inventor

WELLTEC ® ANNULAR BARRIER

ЭФФЕКТИВНОЕ ИСКЛЮЧЕНИЕ МКД НА ВСЕМ ЦИКЛЕ

ЖИЗНИ СКВАЖИНЫ

WELLTEC СДЕЛАНО В РОССИИ – ИСПЫТАНО В РОССИИ

Предотвращение МКД в обсаженных стволах по

классу V0* стандарта ISO 14310

Предотвращение МКД в открытых стволах с

цементированием по классу V3* стандарта ISO 14310

Предотвращение МКД в необсаженных стволах без

цементирования по классу V3* стандарта ISO 14310

Для заказа нашей продукции

обращайтесь к: Айдару Габдуллину

E-mail: agabdullin@welltec.com

Телефон: +7 968 560 86 32

Более подробную информацию читайте на

нашем сайте www.welltec.com/ru

8 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

MWD & LWD Systems for the harshest condition

LWD FULL-WAVE SONIC TOOL

ПРИБОР АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА

G5 PULSER

ПУЛЬСАТОР ПЯТОГО ПОКОЛЕНИЯ

ROTARY STEERABLE

РОТОРНО-УПРАВЛЯЕМАЯ СИСТЕМА

RESISTIVITY TOOLS

РЕЗИСТИВИМЕТР

IMAGE TOOLS

DENSITY. POROSITY. CALIPER.

NEAR BIT DIRECTIONAL AND

GAMMA TOOLS

ИМИДЖ-КАРОТАЖ

ПЛОТНОСТЬ. ПОРИСТОСТЬ.

КАВЕРНОМЕТРИЯ

НАДДОЛОТНЫЙ ГАММА-КАРОТАЖ И

ИНКЛИНОМЕТРИЯ

Rugged, Highly Engineered

Houston, TX, USA ⎪ Dubai, UAE ⎪ Oktyabrsky, Russia ⎪ Guanghan, China ⎪ Korla, China ⎪ Calgary, Canada

GLOBAL HEADQUARTERS

7 Laser Lane Wallingford, CT 06492 USA Tel: +1 860.613.4450 Fax: +1 203.284.7428

www.aps-tech.com

Колонка шеф-редактора

Я рад приветствовать вас на страницах 62-го выпуска

журнала ROGTEC!

Хотя мне нравится начинать выпуск с позитивных

отзывов о рынке, я с большим сожалением вынужден

сообщить вам о печальной кончине Роберта

Шакуровича Муфазалова. Роберт Шакурович был

техническим титаном российской нефтегазовой

отрасли и абсолютным джентльменом. Помимо своих

первоклассных технических компетенций он также

был награжден рядом национальных наград за свою

многолетнюю работу. Роберт Шакурович также являлся

хорошим другом нашей редакции: на протяжении почти

всего времени выхода журнала в свет он публиковал

уникальные статьи по фундаментальной теории

подземной гидродинамики, а также был частым и всегда

любимым почетным гостем наших отраслевых форумов.

Его будет очень не хватать его семье, друзьям и

коллегам по отрасли. Наши мысли обращены к его

семье и всем, кто его знал.

Приносим извинения за задержку с выходом этого

номера в печать. COVID по-прежнему влияет на

нашу деятельность, но я надеюсь, вы согласны, что

выпуск стоил ожидания! У нас большой разброс

контента. Мы освещаем стратегические перспективы

России в отношении пробуренных незавершенных

скважин (DUC). Глобальное влияние COVID и его

значение для будущих энергетических рынков и

региональных энергетических игроков. MOL Group

охватила внедрение системы «Технического предела»

для повышения эффективности операций по ремонту

скважин. ROGTEC также публикует эксклюзивное

с NewTech Services. Вместе с Geonedra Consult мы

изучаем лицензионный потенциал в регионе Западно-

Сибирский нефтегазоносного бассейн.

Объединенное виртуальное мероприятие RDCR &

KDR будет проходить 4 декабря. Объединенный

форум станет крупнейшим однодневным виртуальным

мероприятием в нашем регионе и представит 4

технологических зала с разбором конкретных

примеров из работы региональных и международных

нефтегазовых операторов, буровых, сервисных и

технологических компаний. Оргкомитет ожидает,

что в форуме примут участие более 600 делегатов.

Не упустите свою возможность присоединиться к

технологическим отраслевым дискуссиям!

Оставайтесь в безопасности, заботьтесь о своих

близких, и я с нетерпением жду встречи с вами в

безопасности вашего собственного дома 4 декабря.

Оставайтесь сильными и оставайтесь в безопасности!

Дэниел Стивенсон

Шеф-редактор


10 ROGTEC



ROGTEC

11

EDITORSNOTES

Editors Notes

Dear Readers,

Welcome to the latest issue of ROGTEC!

Whilst I like to start off with a positive note on the market

it is with great sadness I have to inform you of the sad

passing of Dr Robert Shakurovich Mufazalov. Dr Mufazalov

was a Russian O&G industry technical titan and an

absolute gentleman. On top of his technical abilities he

was awarded many national awards for his endeavours.

He wrote for this magazine and was always a warm smiling

face at our events. He will be sorely missed by his family,

friends and wider industry colleagues. Our thoughts go out

to his family and all those who knew him.

We are sorry for the delay in this issue going to print.

COVID is still impacting our operations but I hope you

agree the issue was worth the wait! We have a great

spread of content. We cover Russia’s strategic outlook

on drilled uncompleted wells (DUC). The global impact

of COVID and what this means for the future energy

markets and regional power players. MOL Group cover the

implementation of their ‘technical limit’ system to improve

efficiency in workover operations. We conduct our

Closure Interview this issue with NT Serv, and Nedra-

Consult look at licensing potential in the West Siberian

Petroleum Basin.

The combined RDCR and KDR virtual event will run on

the 4th of Dec. The combined event will be the CIS

regions largest one day vitrual event with 4 halls of case

studies and techncial presentations. With over 600

predicted delegates to login and be directly contacted,

can you afford to miss out?! If you have not registered

please do so immediately to avoid any more unnecessary

disappointment you may have already experienced

in 2020!

Stay safe, look after your loved ones and I look forward

to seeing you from the saftey of your own home on the

4th of Dec.

Stay strong and stay safe!

Daniel Stevenson

Editorial Director


Упорные подшипники

TTHD

Представительства Timken в России:

+7 495 411 77 30 - Москва

+7 343 203 47 35 - Екатеринбург

+7 383 319 17 37 - Новосибирск

+7 812 383 91 83 - Санкт-Петербург

e-mail: inforf@timken.com

Для такого применения, как силовой верхний привод (СВП), характерной особенностью

которого является действие высоких осевых нагрузок, упорные конические

подшипники Timken спроектированы и изготовлены с целью обеспечить максимальную

долговечность и производительность оборудования при работе в самых различных

погодных условиях в непрерывном режиме. Внутренняя геометрия упорных конических

подшипников и новейшая технология профилирования обеспечивают их высокую

грузоподъемность и правильный режим качения роликов, благодаря чему сокращается

тепловыделение, уменьшается износ дорожек и тел качения, гарантируя высокий

ресурс подшипника, позволяя при этом увеличивать максимально допустимую

скорость вращения. Использование высококачественных материалов подшипника

также гарантирует высокий срок его службы при значительных нагрузках и

обеспечивает устойчивость к ударным воздействиям.

Компания Timken предлагает высококачественную продукцию (подшипники, корпусные

узлы, цепи) для всего спектра применений в нефтедобывающей промышленности,

помимо СВП. Это вертлюги, буровые насосы, талевые системы, буровые лебедки,

роторы буровых установок, вспомогательное оборудование.

Узнайте больше о продуктах и сервисах Timken для нефтедобывающей промышленности

на нашем сайте www.timken.com или обратившись к представителям Timken.

Stronger. By Design.

Компания Timken применяет свои навыки для обеспечения безотказной работы и повышения

производительности машин и оборудования, используемых в самых разных отраслях по всему миру.

Компания разрабатывает, производит и продает высококачественные механические комплектующие, в том

числе подшипники, шестерни, цепи, ремни и связанную с ними продукцию и услуги для механических передач.

www.timken.com

12 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

ТЕХНОЛОГИЯ ТОНКОЙ ОЧИСТКИ,

МЕНЯЮЩАЯ ДЕЙСТВИТЕЛЬНОСТЬ

Обладая компактными размерами, высочайшей

производительностью, герметичностью и низкой стоимостью

владения вибросито HYPERPOOL ® идеально подходит для

условий бурения, где требуется высокая мобильность и

исключительная эффективность. Вибросито HYPERPOOL ®

создано принести максимум пользы для своих заказчиков.

Компания Derrick совершила прорыв с использованием

запатентованных сеток вибросит Pyramid ® (PMD ® ) и Pyramid

Plus (PMD+). За счет геометрии эти сетки имеют преимущество

перед традиционными плоскими и многослойными. Форма

сетки имеет большую площадь просеивания и увеличивает

пропускную способность.

• Повышенная производительность вибросита

• Тонкая очистки

• Традиционный размеры вибросит

• Улучшенная эргономичная сетка

• Эффективное осушение шлама

Эксклюзивный дистрибьютер компании Derrick

Российская Федерация,

г. Москва, 115035,

Садовническая ул. 14, стр.2

Тел. +7(495) 258 07 77

Email: info.ru@stepoiltools.com

Вибросито Hyperpool ®

www.stepoiltools.com

c Pyramid ®


ROGTEC

13

БУРЕНИЕ

Гнибидин В.Н., Самарский государственный технический университет, gnibidin@gmail.com

Рудницкий С.В., Консультант по нефтегазовой отрасли, sergeir2001@mail.ru

Victor Gnibidin, Samara State Technical University, gnibidin@gmail.com

Sergei. Rudnitsky, Oil & Gas Industry Consultant, sergeir2001@mail.ru

Незаконченные скважины в

контексте энергетической стратегии

Drilled Uncompleted Wells in the

Context of Energy Strategy

C

оглашение об ограничении добычи нефти

(ОПЕК+), достигнутое в апреле текущего года,

со всей очевидностью обозначило необходимость

совершенствования системы управления объемами

добычи и поставки углеводородного сырья. Одним

из направлений решения этой задачи стало

инициированное на высшем государственном

уровне формирование фонда незаконченных

скважин (НЗС) и разработка программы

соответствующей государственной поддержки.

На момент написания статьи программа НЗС

находилась в процессе разработки, поэтому

о её приоритетах и содержании пока можно

судить на основе заявлений представителей

правительственных и других структур (банки,

Торгово-промышленная палата), вовлеченных в

процесс обсуждения и подготовки. Практически

единовременно с решением о разработке программы

T

he agreement on limiting oil production (OPEC+),

reached in April this year, clearly indicated the

need to improve the systems for managing the

volumes of hydrocarbon production and supply. To

address this task a decision has been initiated, at the

highest State levels, for composing an inventory of

drilled uncompleted well stock (DUCs) and developing

a corresponding Government Assistance Program for

DUCs (GAP).

At the time of writing this article the GAP was still being

developed therefore it should be only judged on a basis

of statements released by government officials and

other organizations that have been involved in its

discussion and preparation (i.e. banks, Chamber of

Commerce and Industry). Right around the same time

as the decision for development of GAP, the Russian

Government issued a regulation that adopted the latest

version of the Energy Strategy 2035 (ES-2035) which

14

ROGTEC


DRILLING

НЗС постановлением Правительства РФ была

принята в очередной версии Энергетическая

стратегия до 2035 года (ЭС-2035), в которой в

том числе представлены приоритеты развития

нефтедобывающей отрасли, а также смежных

отраслей.

Сопоставление ЭС-2035 и программы НЗС (в

текущем «пунктирном» виде) позволяет под

новым углом зрения рассмотреть ряд ключевых

вызовов и задач, стоящих перед российской

нефтедобывающей промышленностью, а также

предложить к обсуждению некоторые подходы к

выработке решений.

Программа НЗС: Основные контуры

Программа формирования фонда НЗС была

анонсирована в поручении Президента РФ от 21

мая по итогам совещания по вопросам развития

ТЭК, которое состоялось 29 апреля. Далее, она

была рассмотрена на правительственной комиссии

по повышению устойчивости развития российской

экономики (под председательством первого вицепремьера

А.Белоусова) и передана в Минэнерго для

разработки соответствующего законопроекта.

На правительственном уровне обозначены

следующие цели программы НЗС:

• Обеспечить возможность быстро восстановить

добычу после окончания действия ограничений,

предусмотренных соглашением ОПЕК+

(апрель 2022).

• Поддержать нефтесервисные компании

(НСК) с целью сохранения их финансовой

и производственной устойчивости, а также

производителей оборудования с целью

сохранения их кадрового и технологического

потенциала.

Среди обозначенных задач программы – сократить

падение выручки НСК до примерно 80% от уровня

2019 года, при прогнозируемом уровне падения на

40-50% в случае отсутствия мер по стимулированию

спроса.

Для решения этой задачи предполагается

обеспечить льготное целевое кредитование (через

субсидирование процентной ставки) в размере 400

млрд руб. Срок – 1,5-2 года, то есть с ориентиром на

период вокруг апреля 2022 года.

Строгое, юридически точное определение

незаконченной скважины ещё предстоит принять.

По нашему мнению, к категории незаконченных

могут быть отнесены скважины, не завершенные

строительством в полном объеме и находящиеся в

includes priorities for the development of the oil industry

and related economy sectors.

The juxtaposition between ES-2035 and GAP (in its

current unapproved state) considers, from a fresh

perspective, a few key challenges and tasks which

the Russian oil industry is currently facing as well as

suggesting some approaches to developing solutions

for discussion.

DUC’s: General Program Outline

The Program to produce inventories on all of the DUC

wells was announced in an instruction from the Russian

President dated May 21st which followed on from the

results of a conference related to the development of the

Fuel and Energy complex which was held on April 29th.

After this, it was reviewed by a State Sub Commission

for Sustainable Economic Development (headed by

First Deputy Prime Minister A. Belousov) and handed

over to the Russian Ministry of Energy to produce the

corresponding draft law.

At government level the following goals for GAP have

been established:

• To ensure the ability to quickly restore production after

the expiration of the restrictions agreed to within the

OPEC+ agreement (April 2022).

• To support the oilfield service companies (OFS

companies) in order to maintain their financial and

production stability; to support equipment

manufacturers in order to keep their workforce and

technological capacity.

Among the goals of GAP is to limit any shortfalls in the

OFS company’s revenue to about 80% of their 2019

financial results while a 40-50% drop is expected if

demand stimulation activities are not implemented.

To solve this problem, it is planned to provide

preferential targeted lending (through subsidizing the

interest rate) in the amount of 400 billion rubles. The

loan terms are 1.5 - 2 years i.e. a deadline is about

April 2022.

A strict legal definition of a DUC well is still to be

agreed upon. In our opinion, wells that have not been

fully completed and are in a condition that ensures

the safety of the well in relation to the environment

and maintenance personnel, it can be classified as

uncompleted. In particular, the well construction process

can be suspended after the completion of running and

cementing of the intermediate or production casing,

before perforating and performing hydraulic fracturing

(hydraulic fracturing). It is expedient to interrupt the

well construction cycle at this stage, which allows

the contractor to replace some of the major CAPEX


ROGTEC

15

БУРЕНИЕ

таком техническом состоянии, которое обеспечивает

безопасность данного сооружения по отношению к

окружающей среде и обслуживающему персоналу.

В частности, процесс строительства скважин

может быть приостановлен по завершении

спуска и цементирования промежуточной или

эксплуатационной колонны, перед перфорацией

и осуществлением гидроразрыва пласта (ГРП).

Наиболее целесообразным представляется

прерывание цикла строительства, которое может

быть связано с заменой основного оборудования

(например, применение буровой установки с

меньшей грузоподъёмностью).

Контекст стратегии: ЭС-2035

Программа НЗС, с одной стороны, носит характер

реакции на внешние обстоятельства и ставит

конкретную цель, связанную с восстановлением

добычи, то есть обеспечить гибкость, необходимую

для предотвращения риска выпадения части

нефтяных доходов. С другой стороны, программа

способна – и, вероятно, призвана – сыграть более

широкую стратегическую роль, поскольку отражает

обозначенные в ЭС-2035 ключевые тренды и задачи,

относящиеся к российской нефтяной отрасли.

К важнейшим трендам ЭС-2035, в частности,

относит следующие: «перепроизводство

углеводородных энергетических ресурсов и,

как следствие, сохранение цен на них на низком

уровне» и «высокая неопределенность и нередко

непредсказуемость внешних условий и факторов,

влияющих на развитие энергетики».

Таким образом, прогнозируется усиление

конкуренции на основе себестоимости добычи в

сочетании с ускорением трендов, чреватых резко

дестабилизирующими эффектами (геополитика в

самых различных проявлениях, альтернативные

источники энергии и энергетический переход,

«зелёная повестка» и другие).

В этом контексте ЭС-2035 ставит задачи

обеспечить для российской нефтедобывающей

промышленности (а) устойчивость (программаминимум)

и (б) инновационность (программаоптимум).

Обозначены ограничения и препятствия

для выполнения этих задач – в частности,

«недостаточный для инновационного развития

текущий и перспективный объем спроса на

внутреннем рынке на основные виды продукции»

российского ТЭК.

Одним из основных факторов, препятствующих

достижению поставленных целей, является

отсутствие в российской нефтяной отрасли

16 ROGTEC

equipment (for example, using a drilling rig with a lower

lifting capacity).

Strategic Context: ES-2035

On one hand GAP has the characteristics of response

to an external circumstance and is particularly aimed at

the recovery of oil production i.e. it’s intended to provide

the flexibility required to prevent any risks from a decline

in oil revenues. On the other hand, GAP is capable, and

is probably meant to play a much wider strategic role as

it reflects the key trends and goals related to Russian oil

industry that have been indicated in ES-2035.

ES-2035 considers the following trends as its main points:

• The oversupply of hydrocarbons as a cause of low

price levels

• The high uncertainty and often unpredictability of

external conditions and factors affecting the

development of the energy sector.

Thereby an increase in competition is forecasted which

is based on an optimization of production costs along

with an acceleration in trends which are fraught with

sudden disruptions (various outcomes of geopolitics,

alternate sources of energy and energy transition,

‘green agenda’ etc).

In this context ES-2035 sets the tasks to ensure the

Russian oil industry’s: (a) sustainability (the minimal

objective) and (b) innovativeness (optimal objective).

Constraints and barriers that are blocking these

accomplishments have been clearly drawn out, in

particular – that the “current and anticipated domestic

demand level for core products of the Russian fuel and

energy is not sufficient for its innovation development.”

One of the main factors hindering the desired

objectives is an absence in the Russian oil industry of a

comprehensive mechanism for responding to a sharp

change in market conditions (overproduction of oil).

The whole crude oil supply system (from wellbore to

marketing) lacks the flexibility demanded by the current

economic environment, while determining this required

level of flexibility amidst uncertainty and unpredictability is

no simple task.

From this perspective GAP is meant to become one

of the primary measures developed as a response to

the major changes in the economic environment after

a period of continuous oil production growth in Russia

starting since 1998 (except slight declines in 2008 and

2017 – by 0.6% and 0.3% respectively). Referring to

international oil production practice – most notably

considering shale oil production (LTO) in US – it may be

found that over a long period of time that DUCs in the

US are already considered as an important part of a set


DRILLING

Технологии для всего жизненного цикла скважины

Заканчивание Ремонт Другие операции

Междисковый

раздвижной клапан

(IRSV)

ME, HPHT, HEX

Извлекаемые мостовые

пробки

Подвеска для скважинных

датчиков (GH)

Консервация Скважин

Устройство для отсоединения

компоновки заканчивания

(CRD)

Извлекаемая Мостовая Пробка

с возможностью многоразовой

установки MSWP

Интеллектуальный клапан (IBV)

Гидростатически закрывающийся

циркуляционный клапан (HCCV)

Система изоляции ПЛАСТЫРЬ

Straddle (APS)

Система Верификации Барьера (BVS)

Междисковый

раздвижной клапан

с шунтом (IRBV)

Внутренний клапан-отсекатель (IVC)

Инструмент для многоразовой

посадки и извлечения заглушек

(MSP)


ROGTEC

17

БУРЕНИЕ

комплексного механизма

реагирования на резкое

изменение рыночных условий

(перепроизводство нефти). В системе

«предложение нефти» (от скважины

до реализации) нет достаточной

гибкости, адекватной современным

условиям; при этом определение

необходимой меры этой гибкости в

свете высокой неопределенности

и непредсказуемости внешних

факторов является нетривиальной

задачей.

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

Таким образом, программа

НЗС призвана стать одной из

первоочередных мер в ответ на

качественное изменение условий

после периода непрерывного роста

добычи нефти в РФ с 1998 года

(за исключением незначительных снижений в 2008

и 2017 годах, на 0,6% и 0,3% соответственно). В

международной практике – в первую очередь, при

добыче сланцевой нефти (light tight oil) в США –

незаконченные скважины (DUC, drilled uncompleted

wells) уже продолжительное время являются

важной частью набора средств для формирования

системной гибкости. В ответ на падение нефтяных

цен в период 2014-16 годов доля DUC в США

резко выросла с 23% в до 75%, после чего

стабилизировалась на уровне около 50% (см.

график 1).

В отличие от РФ, ряд стран с крупнейшими

объёмами добычи нефти и экспорта нефти и

нефтепродуктов – в частности Саудовская Аравия,

Иран и США – неоднократно сталкивались с

вынужденной необходимостью регулировать

объемы добычи, экспорта и импорта. В качестве

реакции на подобные вызовы они планомерно

формировали механизмы, обеспечивающие

значительную системную гибкость и устойчивость

в стрессовых условиях. Важнейшие из

них – это системы долгосрочного хранения

нефти и нефтепродуктов (в том числе за

переделами собственной территории), а также

высокотехнологичные экспортоориентированные

отрасли нефтепереработки и нефтегазохимии.

По сравнению с обозначенными странами, в

российской нефтяной отрасли инструментарий

средств временного хранения нефти развит

значительно слабее. Мощности по хранению

и особенно по глубокой переработке требуют

колоссальных капитальных вложений и больших

временных затрат, что связано со значительными

0

2014 2015

Бурение

Drilled

Заканчивание

Completed

Рис.1: НЗС на сланцевой добыче в США

Fig.1: DUCs share in US shale oil production

2016 2018 2019

Источник: EIA - Source: EIA

НЗС

DUC

НЗС/Бурение

DUC/Drilled

of instruments intended to ensure system flexibility. As

a response to oil prices downturn in 2014-2016 DUC´s

share in US sharply increased from 23% to 75% and

then stabilized at around 50% (Fig. 1).

For Russia it’s the first time in its history that she has had

to face the necessity to control production, export and

import volumes of crude oil and oil products, most major

producers including KSA, Iran and US have continually

coped with these issues. As a response to similar

challenges these countries systematically developed

mechanisms that provide significant systemic flexibility

and stability in stressful conditions. Amongst them the

most important are facilities for a long-term storage

of crude oil and products (including at international

locations) and high-tech export-oriented crude oil refining

and petrochemical industries.

In comparison with the above-mentioned countries,

Russia’s oil storage capabilities are much less developed.

Capacities intended for oil storage and especially for

an advanced oil refining require conspicuous CAPEX

and significant time expenditures that pose a significant

investment risk in the context of poorly predicted, long

term, demand dynamics. This emphasizes the necessity

to implement a wide range of available measures

including the ones directly related to oil production.

As one of the key measures for providing sustainability

and flexibility in oil production ES-2035 intends for the

¨commercialization of small oilfields, depleted and high

water cut wells, hard-to-recover reserves (including

the Bazhenov formation)¨, along with the ¨creation of

favorable conditions for the development of small- and

medium-sized oil production enterprises preferably

on the basis of national innovative technologies and

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

18

ROGTEC


Bentec IOS –

Системы контроля и оптимизации

IOS – это программные решения компании

Бентек, повышающие эффективность работы

оборудования и улучшающие показатели

бурения при строительстве различных секций

скважин. Наши системы, такие как система

регулировки крутящего момента СВП, система

осцилляции бурильной колонны при бурении

забойными двигателями, система синхронизации

работы буровых насосов, функция удаленного

доступа и другие, позволяют нашим клиентам

своевременно и правильно принимать

необходимые решения возникающих задач.

Системы оптимизации бурения

Системы контроля

► минимизация прихватов-проскальзываний

► увеличение МСП

► СКПБ с оптимизацией под нужды

оператора

► улучшенное время отклика MWD

► увеличение срока службы компонентов,

работающих под высоким давлением

► увеличение времени безотказной работы

буровой установки и бурового

оборудования

► уменьшение бокового трения

► увеличение МСП в слайдинге

► ускорение СПО

► повышение уровня безопасности

ведения работ

► оптимизация работы генераторов

► снижение расхода топлива

► постоянное улучшение МСП

ООО «Бентек» ▪ 2й километр Старого Тобольского тракта, 8а ▪ Тюмень ▪ 625014

www.bentec.com ▪ tyumen@bentec.com

Rogtec_ Rev.08 135x205 RU.indd 1 18.03.2020 10:47:08

БУРЕНИЕ

рисками в условиях слабо прогнозируемой динамики

спроса в долгосрочной перспективе. Тем более

важным является использование всего спектра

доступных ресурсов, в том числе непосредственно

относящиеся к добыче.

ЭС-2035 в качестве одной из ключевых мер

по обеспечению устойчивости и гибкости в

нефтедобыче обозначает «введение в экономический

оборот малых месторождений, малодебитных и

высокообводненных скважин, трудноизвлекаемых

запасов (в том числе баженовской свиты), а

также создание условий для развития малых и

средних предприятий в этой сфере деятельности

преимущественно на основе инновационных

отечественных технологий и оборудования» - то

есть, развитие «малых форм» в нефтяном бизнесе.

Наряду с этим, стратегия придаёт большое значение

«цифровой трансформации ТЭК», в том числе

внедрению «отраслевых платформенных решений».

Оба направления будут рассмотрены в связи с

программой НЗС ниже.

Значение для рынка бурения

Влияние программы НЗС на рынок бурения

нефтяных скважин можно оценить исходя из его

объёма и структуры.

Объём программы (400 млрд руб.)

эквивалентен 27% от годовой выручки

нефтесервисного сектора (её объём

Минэнерго оценило в 1,5 трлн руб.)

или примерно 50% от годового

объёма рынка бурения в широком

смысле (включает услуги бурового

подрядчика, технологический

буровой сервис и цементирование).

К бурению также отнесена

реконструкция скважин методом

забуривания бокового ствола

(ЗБС), поскольку используемое

оборудование и осуществляемые

технологические операции являются

аналогичными (при разных статьях

финансирования).

equipment¨ – i.e. the Strategy stipulates for development

of small innovative enterprises within the national oil

business. Beyond that the Strategy attaches a great

deal of importance to a ¨Digital transformation of

Fuel and Energy complex¨ including implementation

of ¨industry digital platform-based solutions¨. Both

above-mentioned trends will be further reviewed by their

relationship to GAP.

Implications for the Drilling Market

The influence of GAP on the oil well drilling market could

be estimated on its volume and structure.

The financial scope of GAP (400 bln RUR) is equal to

27% of oil service sector’s annual revenue (estimated by

RF Ministry of Energy at 1.5 tn RUR total) or roughly 50%

of the annual drilling market (including services of drilling

contractors, technological drilling services and cementing).

Sidetracking is also regarded as a drilling operation in this

context as the equipment used and the technological

operations are similar (financing items are different).

The Russian drilling market can be subdivided into the

following segments:

• by service profile: (a) drilling contractor’s services

(drilling rigs and rig crews), (b) drilling technology services.

• by type of relationship with a contracting entity:

9%

28%

33%

10% 16%

4%

В рынке бурения можно выделить

следующие сегменты:

• По профилю услуг: (а) услуги

бурового подрядчика (буровые

установки и бригады) и (б)

технологический буровой сервис.

• По характеру отношений

с компанией-заказчиком:

(а) аффилированные буровые

Бурение (экспл.) и ЗБС

Production drilling and

side-tracking

Заканчивание

Well completion

Буровой сервис

Drilling services

ГРП (вкл. МГРП)

Hydraulic fracturing

(including multi-stage)

Источники: Собственный анализ

Sources: Proprietary analysis

Рис.2: Сегменты рынка нефтесервиса (доли, %)

Fig.2: Segments of Russian oil-service market (shares, %)

Цементирование

Cementing

Другое

Other

20

ROGTEC


DRILLING

предприятия и (б) независимые

буровые компании, с разделением

на крупные и средние/малые.

Объём рынка услуг буровых подрядчиков (аренда

бурового станка с бригадой), составляет примерно

33% от всего рынка нефтесервиса.

К буровому сервису относится комплекс

высокотехнологичных услуг, из которых наиболее

значительными по стоимости являются сервис по

проводке скважины в режиме реального времени (в

основном, телеметрия и каротаж в процессе бурения:

MWD и LWD), сервис буровых растворов, долотный

сервис. На этот сегмент приходится примерно 16%

от совокупного объёма рынка (если вычленить рынок,

связанный с горизонтальными скважинами, то эта

доля будет выше). Важно отметить, что буровой сервис

является ключевым источником инноваций, влияющих

на эффективность бурения.

Поставщики этих двух видов сервиса – как

правило, разные компании. Программа НЗС

окажет поддержку обеим группам нефтесервисных

компаний, а также подрядчикам в области крепления

и цементирования скважин (на этот сегмент

приходится доля рынка примерно в 4%).

В перспективе, когда после предшествующих

этапов строительства НЗС перейдут в стадию

заканчивания и интенсификации притока перед

запуском в эксплуатацию (посредством ГРП и

МГРП), потребуется концентрированное применение

мощностей флотов ГРП, что будет представлять

из себя отдельную задачу. На заканчивание и ГРП

(включая МГРП) приходится около 20% от объёма

нефтесервисного рынка.

С точки зрения характера отношений с заказчиками,

на рынке доминируют аффилированные буровые

подрядчики, к которым для целей анализа отнесены

имеющие исключительно тесные отношения с

ключевым заказчиком – на них приходится основная

доля (58%) эксплуатационных скважин, введённых в

эксплуатацию в 2019 году. В эту группу могут быть

отнесены структуры с различной организационноправовой

формой, в том числе буровые подразделения

«Сургутнефтегаза», «РН-бурение» (дочерняя компания

«Роснефти»), Мегионское УБР (дочерняя компания

«Славнефть-Мегионнефтегаз»), а также независимые

по признаку собственности компании, у которых

подавляющая (более 75%) доля бурения приходится на

одного клиента.

К крупным независимым компаниям отнесены

имеющие годовую проходку на российском рынке

(a) affiliated drilling companies, (b) independent drilling

companies subdivided into large and medium &

small-sized.

Market size of drilling contractors’ services (rental of a

drilling rig with a crew) comprises roughly 33% of total oil

services market.

Drilling technology services are represented with a set

of high-technology products out of which services for

realtime directional drilling (MWD, LWD), drilling muds

and drilling bits are the priciest ones. This segment

comprises roughly 16% of total drilling market (the

share is higher if horizontal drilling market is particularly

considered). It is of importance that drilling technology

services are the main source of innovations directly

influencing drilling efficiency.

Suppliers of the two above-mentioned service types

are usually represented by separate companies. GAP

will support both groups of OFS companies as well as

contractors for well casing and well cementing services

(this segment comprises about 4% of total oil services

market volume).

In the longer term when DUC´s undergo stages of

completion and stimulation (by means of fracking and

multi-stage fracking) prior to putting them on production,

a massive involvement of frac fleets is required which will

be a task of its own. Completions and fracking (including

multi-stage fracking) services comprise about 20% of the

total oil services market.

Considering the various types of relationships between the

Customers and contractors, the affiliated drilling companies

dominate the market. For this analysis the contractors

who have a significantly close relationship with their key

customers are being considered as they account for the

largest percentage (58%) of the development wells put

into production in 2019. This group, with different business

organizational and legal structures, includes the drilling units

of Surgutneftegaz, RN-Burenie (a Rosneft subsidiary), Megion

Drilling Directorate (a Slavneft-Megionneftegaz subsidiary)

and independently owned contractors that have most of their

business (> 75%) derived from a single customer.

Large independent companies include BKE, SSK and

Eriell with an annual meterage of more than 1 million

meters (for oil wells) on the Russian market.

In summary the affiliated companies and independent

major drilling contractors accrue more than 80% of the

total production wells (about 6300) drilled in Russia in

2019. The corresponding monetary value is similarly

shared (with the market share of Surgutneftegaz drilling

units taken into account).


ROGTEC

21

БУРЕНИЕ

больше 1 млн метров (по нефтяным

скважинам): БКЕ, ССК и «Эриелл».

Суммарно на долю

аффилированных и крупных

независимых буровых подрядчиков

в 2019 году пришлось более

80% от количества пробуренных

эксплуатационных скважин

(около 6300). Примерно

такую же долю составляет и

приходящийся на них объём рынка

в денежном выражении (учтена

доля рынка буровых структур

«Сургутнефтегаза»).

23%

19%

58%

Как было указано выше, в

ходе обсуждения программы

НЗС Минэнерго озвучило

целевую установку на то, чтобы

через реализацию программы

ограничить падение выручки

нефтесервисных компаний (НСК)

уровнем в примерно 80% от

показателя 2019 года. Прогноз

консультационной компании Rystad

Energy, представленный в июле

2020 года, оценивает падение выручки в российском

нефтесервисе в 2020 году в 27%.

В этом контексте вопрос о том, какие компании

бурового профиля получат поддержку через

программу НЗС, является чрезвычайно острым.

Велика вероятность того, что выпадающие 20%

выручки придутся в основном на средние и малые

буровые компании. В таком случае компании

этой группы ожидает серьёзное ослабление, что

повлечёт за собой скупку активов и дальнейшую

консолидацию на рынке бурения. Имеют прочные

шансы сохраниться как независимые лишь компании

с высокой эффективностью, имеющие парк

современных буровых мощностей и устойчивую

клиентскую базу.

В то же время мировая практика нефтедобычи

указывает на то, что малый и средний бизнес

является важнейшей движущей силой в разработке

и внедрении на рынок инноваций, поскольку именно

такие компании в большей степени готовы брать

на себя значительные бизнес-риски, связанные с

инновационным процессом. Важно, чтобы данный

аспект был учтён при разработке программы НЗС.

На этот фактор также прямо указывает ЭС-

2035: «вследствие ухудшения структуры запасов

углеводородного сырья, необходимости повышения

Аффилированные

Affiliated companies

Крупные независимые

Independent majors

Источники: Данные компаний - Sources: data published by companies

Остальные

Others

Рис.3: Доли буровых подрядчиков по количеству пробуренных эксплуатационных

скважин, 2019

Fig.3: Drilling contractors’ shares in terms of drilled production wells, 2019

As stated above, during the discussion on GAP the Russian

Ministry of Energy set a target to limit the shortfalls in OFS

company’s revenue to at about 80% of their 2019 financial

results. The economic forecast published in July 2020

by Rystad Energy estimates the expected shortfall in the

Russian oil-service market at 27%.

From this perspective it is of the utmost importance

which drilling-related companies are to be supported

by GAP. A high probability exists that a major portion

of 20% shortfall is going to be associated with small

to medium sized drilling companies. Companies in

this group should expect a severe weakening of their

financial position, resulting in assets buyouts with

further consolidation of the Russian drilling market.

Only highly efficiency companies possessing modern

drilling equipment with a stable customer base have a

solid chance to maintain their independent status.

At the same time global experience in the oil industry

demonstrates that small and middle sized companies

are essential in driving and developing innovations,

penetrating the market, because these companies

to a much greater extent, are open to undertaking

significant business-risks inherent with the innovationbased

development. It is particularly important to take

this into account within the GAP project scope.

ES-2035 also directly points to this aspect: ‘due to

the deterioration of hydrocarbon reserves structure

22

ROGTEC


DRILLING

инновационной активности, гибкости и адаптивности

к изменениям конъюнктуры рынков неуклонно

возрастает роль малых и средних нефтегазовых

компаний». Отметим, что доля в добыче нефти

этих компаний в 2019 году достигла 12% (в 2013

– 9%). Как было указано выше, ставится задача по

развитию таких компаний на основе отечественных

инновационных решений.

and the necessity to improve innovation-driven activity,

flexibility and adaptability, and changes in the market

environment, the value of small and middle sized oil

and gas companies is steadily growing’. It should be

noted that this group comprised 12% in 2019 (vs 9%

in 2013) of total oil production. As mentioned above,

the task is to develop such companies by utilizing

domestic innovative solutions.

Исходя из рассмотренного выше, можно вывести

приоритеты, лежащие в основе мер государственной

поддержки по отношению к нефтесервису и

добыче: ключевой функцией крупнейших буровых

компаний является обеспечение (в связке с ВИНК)

стабильности нефтедобычи; важнейшей ролью

средних и малых – инновационное развитие.

Следует отметить, что в рамках процесса добычи

нефти основные участники процесса имеют разные

целевые функции и критерии эффективности. Для

государства приоритетным являются поступления в

бюджет, для добывающих компаний – себестоимость

добычи, для нефтесервисных компаний – прибыль.

Для того, чтобы добиться роста эффективности

нефтедобывающей отрасли в целом, требуется

все эти интересы учесть и гармонизировать на

основе детального понимания вызовов, рисков и

вклада каждой из сторон. (Подробнее о методах

гармонизации интересов – в статье

«Российский рынок бурения: Рыночные перспективы

и управленческие вызовы» в ROGTEC #48 за 2018 г.)

В рамках сложившейся системы отношений между

основными участниками задача

повышения эффективности

250

добычи не была решена в степени,

необходимой для обеспечения

200

стратегической устойчивости в

системе добычи нефти. Несмотря

150

на значительный технологический

прогресс в области бурения и

100

заканчивания, эффективность

бурения, выраженная в удельной

добыче на новых скважинах, не

50

поднялась выше уровня 2012 года, в

то время как себестоимость добычи 0

(в рублях) выросла почти вдвое (см.

график 4).

В период с 2014 года одним

из важнейших ресурсов для

повышения устойчивости

российской нефтедобычи являлась

девальвация рубля (см. график

4). По оценке Rystad Energy, в

2020 году за счёт девальвации

Based on the above statements one can deduce

an inference of the priorities of the government’s

support for oil services and oil production: the key

function of major drilling companies (in conjunction

with vertically integrated oil companies) is to provide

stable oil production; the key role of medium and

small sized companies is to provide innovation driven

development.

It should be noted that within the oil production

process various core participants of the oil industry

have different target functions and performance

criteria. Budget revenues are of the main priority

for the state, cost of production plays a vital role

for the operators, profit is essential for oil service

companies. In order to increase the overall efficiency

of the Russian oil producing industry it is mandatory

to account for all the interests of all the groups and to

harmonize them based on in-depth understanding of

challenges, risks and inputs from each of the involved

players. (For more information regarding approaches

for harmonization of interests please refer to the article

‘Russian drilling market: prospects and management

challenges’ – ROGTEC Issue 48, 2018).

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020, 1

Себестоимость в рублях

Cost of production in RUR

Эффективность бурения, т/скв

Drilling efficiency, tons/well

Себестоимость в долларах

Cost of production in USD

Источники: Росстат, ЦДУ ТЭК - Sources: ROSSTAT, CCA of F&E complex

Рис.4: Себестоимость добычи нефти и эффективность бурения нефтяных

эксплуатационных скважин (2013 = 100)

Fig.4: Cost of oil production and drilling efficiency of oil producing wells (2013 = 100)

KB.


ROGTEC

23

БУРЕНИЕ

операционные затраты российских нефтегазовых

компаний снизятся примерно на 350 млрд руб. (по

курсу июня). Вместе с тем, в контексте текущих

приоритетов социально-экономической политики,

связанных с опорой на внутренний спрос, можно

предположить, что дальнейшее применение этого

ресурса будет в значительной мере ограниченным.

В высокой степени исчерпаны и ряд других

ключевых источников повышения эффективности

нефтедобычи. Ресурс развития нефтесервисных

компаний серьёзно ослаблен: в 2019 году, по

данным Росстата, сектор «услуги в области добычи

полезных ископаемых» (в котором примерно 70-75%

приходится на сервис для нефтедобычи) показал

рекордное среди всех отраслей экономики снижение

инвестиций в основной капитал – на 30% (на 300

млрд руб.). Это произошло вслед за снижением в

2018 году суммарного сальдированного результата

компаний этого сектора на 39% к предыдущему году,

на фоне роста мировых цен на нефть в том же году

на 34%.

«Декомпозиция» скважин:

Новые возможности

На момент публикации в законодательстве

отсутствовало определение незаконченной скважины.

Поставлена задача внесения соответствующих

изменений в нормативно-правовую базу.

Закрепление в законодательстве понятия НЗС

юридически «расщепляет» (декомпозирует) скважину

на составляющие: бурение основного ствола

(которое может быть разбито на этапы), вскрытие

пласта, осуществление мероприятий по повышению

нефтеотдачи, вызов притока и освоение. Такой

подход, с одной стороны, идёт

вразрез с некоторыми ключевыми

30%

регулятивными установками,

применяемыми в настоящее время; 20%

13.7%

с другой стороны – лежит в русле

10%

важных трендов управления

эффективностью.

0%

It can be said that within the existing framework of

relationships between the major participants, the

objective of efficiently increasing oil production hasn’t

been achieved to sufficiently provide strategic stability

in the oil production industry. Despite significant

progress in drilling and completion technologies,

drilling efficiency being expressed in the form of new

well oil production hasn’t exceeded the level reached

in 2012 while the production cost (in RUR) has almost

doubled (Fig. 4).

Since 2014, the devaluation in the RUR has been

one of the most important resources for improving

the sustainability of Russian oil industry (Fig. 4). As

estimated by Rystad Energy OPEX of the Russian

O&G companies in 2020 are expected to decrease

by approximately 350 bln RUR (based on June

exchange rate) due to the devaluation. At the same

time in the context of current State priorities for

social and economic policy based on the internal

(national) demand it can be suggested that a further

implementation of this resource is considerably limited.

A number of other key sources of increasing the

efficiency of oil production have also been largely

exhausted. The development resources of the oilservice

companies have been significantly weakened:

as per Rosstat, in 2019 the sector ‘services for

extraction of raw materials’ (in which a 70-75% share

is attributed to oil production services) demonstrated a

record-breaking reduction of fixed capital expenditures

by 30% (equal to 300 bln RUR). This followed a

decrease in the total net result of companies in this

sector by 39% in 2018 compared to the previous year,

against the background of an increase in world oil

prices in the same year by 34%.

8%

23%

Действующие правила и нормативы

предписывают осуществлять

строительство добывающих

скважин на основании проектной

документации. Такая документация

должна содержать в себе

обоснование конструкции скважины,

её профиль, а также способ

вскрытия и освоения продуктивного

пласта. Условием получения

разрешения на строительство

скважины также является наличие

-10%

-20%

-30%

-40%

-50%

Индекс производства

Index of production

Объем отгрузки

(руб.)

Quantity of shipments

(RUR)

-39%

Сальдированный

фин. результат

Financial amount

balance

Источники: Росстат - Sources: ROSSTAT

-8%

Рентабельность

продаж

Profit margin

Рис.5: Услуги в области добычи полезных ископаемых: 2018 к 2017

Fig.5: Services for extraction of raw materials, 2018 vs 2017

Численность

сотрудников

Headcount

24

ROGTEC


DRILLING

данного объекта обустройства в проекте разработки

месторождения.

Бурение и сопутствующие операции (в том числе

буровой сервис) осуществляются на основании

рабочей документации, в качестве которой обычно

выступает рабочая программа на строительство

скважины. Такая программа обычно формируется

на стадии проведения тендерных торгов по

привлечению участников процесса. В дальнейшем

программа совершенствуется с целью обеспечить

поступательный рост эффективности процесса.

Такой подход к организации строительства

скважин наиболее характерен для раздельного и

интегрированного сервисов.

Для обеспечения большей «гибкости и

адаптивности» (ЭС-2035) в принятии решений в

ответ на конъюнктурные изменения спроса может

потребоваться существенное изменение этих базовых

положений. Представляется логичным сохранить в

существующем виде процедуры в рамках первого

этапа проектирования – создания проектной

документации. Именно данный вид проектной

документации обеспечивает реализацию целей

системы разработки месторождения, содержит в

себе параметры, обеспечивающие безопасность

и долговременность эксплуатации сооружения.

Выполнение же отдельных этапов и видов работ может

осуществляться на основании специализированных

рабочих программ, формируемых, в частности,

в ходе тендерных торгов на оказание сервисных

услуг. Такой подход позволил бы оперативно

адаптировать характеристики заканчиваемых скважин

к изменившимся горно-геологическим условиям, целям

и параметрам системы разработки месторождения.

Практическую ценность подобного подхода

можно оценить на примере имевшего место

в недавний период частичного ослабления

регулятивной нагрузки на проектирование и

строительство скважин. Так, в 2013 году были

внесён ряд изменений в «Правила безопасности

в нефтяной и газовой промышленности», в

2015 году была отменена обязательность

государственной экспертизы проектной

документации на строительство скважин. Как

результат, были созданы более благоприятные

условия для применения операторами

добычи риско-ориентированного подхода при

строительстве скважин, особенно горизонтальных.

Нефтедобывающие компании получили более

широкие возможности достигать оптимального

соотношения между уровнем допустимого

риска при проводке скважин и экономической

эффективностью (сокращением затрат).

Wells ‘Decomposed’: New Opportunities

At the time of publishing this article there is not a

legislative definition of a DUC well. The goal has been

set to implement the corresponding changes into the

national regulatory and legislative framework.

A legislative definition of DUC conceptually

decomposes a production well into several stages:

drilling of the main borehole (which in turn can be

subdivided into stages), penetration of a reservoir,

oil recovery stimulation, well testing and bringing the

well on the production. On one hand this approach is

inconsistent with some key regulatory norms currently

implemented; on the other hand, this approach fits in

with important trends for efficiency control.

The current rules and regulations prescribe the

construction of production wells based on the design

documentation. This documentation should include a

justification of the well design, well profile, methods

of penetrating a reservoir and approaches for a well

stimulation. The well should be included in a fielddevelopment

program in order to obtain a well permit.

Well drilling and related operations (including drilling

services) are performed on the grounds of working

documentation which is usually included into an

integrated work program for the well’s construction.

This program is usually composed during the tender

bidding stage. The program is further refined to

provide a steady growth of the process efficiency. This

approach to well construction planning is most typical

for split services and integrated services.

To provide more decision-making flexibility and

adaptability to any changes in market demand a

substantial alteration of the above-mentioned core

propositions may be required as per ES-2035. It

seems reasonable to keep procedures related to

the first design stage – working out of a design

documentation – in their current form. Particularly

as this type of the design documentation provides a

realization of the objectives for the field development

system, it also includes parameters ensuring

operating safety and long-term operation of the well

The execution of certain stages and types of work

can be carried out on the basis of separate work

programs, formed, in particular, during tenders for the

provision of services. This approach would allow for

a prompt adjustment of completed well’s parameters

in accordance with any changes found subsurface,

targets and parameters of the field development

system.

The practical value of this approach can be assessed

through the example of recent partial relaxation of


ROGTEC

25

БУРЕНИЕ

В частности, это позволило широко использовать

упрощённые конструкции скважин, что, в свою

очередь, привело к существенному снижению их

стоимости и времени сооружения. (Подробнее

об этом – в статье «Цементирование: Рынок под

давлением» в ROGTEC #59 за 2019 г.)

Потенциальная возможность поэтапного разделения

процесса строительства скважин, которую

подразумевает программа НЗС, может стать

важным стимулирующим фактором для повышения

эффективности бурения и добычи нефти за счёт

производственных и управленческих инноваций.

Направления, в рамках которых потенциально мог

бы быть достигнут рост эффективности, включают

следующие:

• оптимизация использования буровых мощностей

(установок) с различными характеристиками

(грузоподъёмность, оснащенность и другие);

• более ритмичная загрузка сервисных

компаний вне зависимости от уровня спроса на

углеводородное сырье;

• создание новых инвестиционных возможностей

для финансового сектора.

Нефтесервис: двойственный и

вторичный

В ходе обсуждения программы НЗС проявились

размытость (двойственность) нефтесервиса

как субъекта в отношениях с заказчиками и

государством – и связанная с этим вторичность

нефтесервиса как объекта управления со стороны

государства. Как выяснилось, правительственная

межведомственная комиссия, Минэнерго и ТПП

используют оценки количества работников в

компаниях «нефтесервисной направленности»,

которые отличаются в 4 раза (от 150 до 600

тыс.). Это указывает на то, что под совпадающим

названием очевидно не имеется в виду один и тот же

«объект» (компании одного и того же профиля).

Объяснение такой разницы может быть в частности

связано с тем, что за период существования

российского нефтесервисного рынка, начиная

с первой половины 2000-х годов, на сервисную

модель бизнеса перешла значительная часть

рынка нефтегазового оборудования, что вызвало

размывание границ между поставщиками

нефтесервисных услуг и нефтепромыслового

оборудования.

Значительное технологическое усложнение процесса

бурения вследствие развития горизонтального

бурения повлекло за собой увеличение стоимости

скважин. Это в свою очередь закономерно

потребовало повысить эффективность управления

regulations for well design and construction. In 2013

several alterations were made to the ¨Oil and Gas

Industry Safety Regulations¨. In 2015 the government

expert examination of the planning documentation

for well construction is now not mandatory. As a

result, more favorable conditions have been created

for operators to enable a risk-oriented approach for

well construction especially in horizontal wells. Oil

producers have gained broad capabilities to achieve

an optimum trade-off between acceptable risks during

drilling and economic efficiency (cost reduction).

In particular, this development made it possible to

widely use simplified well designs, which, in turn, led

to a significant reduction in cost and construction

times. (For more information refer to the article

‘Cementing: market under pressure’ – ROGTEC Issue

59, 2019).

The potential for a phased well construction process

presumed by GAP can become an important incentive

for increasing the efficiency for drilling and production

through production and management innovations.

Areas within which efficiency gains could potentially be

achieved include the following:

• Optimum usage of drilling rigs with different

parameters (load capacity, equipment etc);

• Smooth workload of service companies regardless

of demand level for raw hydrocarbons;

• Developing of new investment opportunities for the

financial sector.

Oilfield Services: Dual and Secondary

During discussions for GAP it became apparent there

was a lack of clarity (even a duality) when it comes

to the OFS industry’s relations with the customers

and the state, as well as a secondary status of

oilfield services when it comes to government policy.

It emerged that the estimates of the workforce in

OFS related companies used by federal interagency

committee, Ministry of Energy and Chamber of

Commerce and Industry vary by 4 times (from 150k

to 600k). This indicates that this term does not have

the same meaning to all the different government

departments.

This difference could be explained by the fact that

from the first half of the 2000’s, a significant part

of the oil and gas equipment market moved to the

service business model, which caused a blurring of

boundaries between suppliers of oilfield services and

oilfield equipment.

Significant technological complexity increased after

26

ROGTEC


DRILLING

буровыми подрядчиками, что было достигнуто во

многом через широкое внедрение раздельного и

интегрированного сервисов. Раздельный сервис

предполагает прямое управление процессом

строительства скважины заказчиком и отдельное

контрактование различных технологических

операций. Несмотря на необходимость

осуществления значительных вложений в

развитие данных форм управления, а также

неизбежное повышение рисков и ответственности

за принимаемые решения, в целом новые формы

управления позволили нефтедобывающим

компаниям значительно повысить эффективность

использования производственного потенциала

подрядных организаций. В частности, по

данным ООО «РН-Юганскнефтегаз», за пять

лет, последовавших за переходом на систему

раздельного сервиса, производственные показатели

бурения были увеличены почти на 50%.

Важным следствием внедрения раздельного сервиса

стал переход к реализации широкого спектра

оборудования через продажу его функциональных

возможностей на основе ставки (времени, длины или

другого параметра). Такое взаимодействие привело

к усилению роли производителей нефтегазового

борудования в качестве ключевого источника

научно-технических решений и «проводника»

технологических инноваций.

Описанные процессы в полной мере отражают

международный опыт. Ведущие мировые

нефтесервисные компании применяют бизнесмодели,

основанные на совмещении сервиса и

производства оборудования. Прибыльность этих

компаний в основном определяется инновационной

составляющей технологий, воплощенных прежде

всего в оборудовании и высокоэффективных

методах его применения. Как правило, оборудование

реализуются ими преимущественно (по некоторым

видам – исключительно) через сервис, то есть

без продажи его потребителю. Схожую модель

применяет ряд российских нефтесервисных

компаний среднего размера.

В российских условиях двойственное содержание

и размытые границы нефтесервисного сектора

привели к тому, что как объект государственного

управления он оказался в положении «между

стульями».

С одной стороны, для Министерства энергетики, в

зоне ответственности которого находится добыча

нефти, нефтесервис представляет собой прежде

всего «сектор услуг» для операторов добычи, то

есть выступает в ограниченном качестве – в отрыве

the broad implementation of horizontal drilling which

also increased well construction costs. This in turn has

resulted in necessity to increase drilling contractor’s

efficiency, which was mostly achieved through the

implementation of separated and integrated service

models. The split service model assumes the direct

management of the well construction process by the

customer with separate tendering for the different

technical and service operations. Despite a necessity

for significant investments into developing these forms

of management and the inevitable increase in risks

and responsibilities for decisions to the customer,

overall this new approach allowed operators to

gain a significant improvements in the contractor’s

operational efficiency. According to an example from

RN-Yuganskneftegaz, within 5 years after switching

over to separate services, its operational drilling

performance indicators increased by almost 50%.

An important consequence of implementing

the split service model is a change towards the

commercialization of a wide selection of equipment

via valuing its operating capabilities based on the

rate (time, length or any other parameter). This kind

of interaction strengthened the role of oil and gas

equipment manufacturers as a key source of scientific

and technical solutions and a driver of technological

innovation.

The processes described above are completely in line

with global experiences. Global service majors employ

business models that combining service products and

equipment manufacturing. The profitability of these

companies is mainly defined by the solutions unique

selling points in both the equipment and its usage.

As a rule, their equipment is mostly (regarding some

types of equipment – exclusively) commercialized via

services i.e. it’s not sold to customers. Several Russian

oil-service middle-sized companies implemented a

similar business model.

In Russia, from the government regulation point of

view, the ambiguous content and blurred boundaries

of the oilfield service sector put it figuratively between

two seats.

On one hand the Ministry of Energy whose area

of responsibility is oil production, regards the

OFS industry as ¨services sector¨ for oil producers

i.e. it doesn’t consider who is manufacturing the

corresponding equipment. Consequently, referring

to GAP the priority of the Ministry of Energy has

emphasized the importance of a fast production

recovery after the restrictions are lifted. From this point

of view the most reasonable package of measures is

to focus on is well drilling and construction. On the


ROGTEC

27

БУРЕНИЕ

от производства оборудования (машиностроения).

Приоритет Минэнерго в части программы НЗС был

артикулирован соответственно: обеспечить быстрое

восстановление уровня добычи после отмены

ограничений. Исходя из этого, программа мер,

сфокусированная на бурении, является наиболее

логичной. С другой стороны, производители

нефтегазового оборудования, как часть отрасли

машиностроения, находятся в зоне ответственности

Министерства промышленности и торговли.

Работа на приобретенном или арендованном (не

произведенном самостоятельно) оборудовании

характерна, помимо бурения, для таких областей

нефтесервиса как капитальный ремонт скважин,

гидроразрыв пласта, обеспечение промывки и

цементирования скважин и целый ряд других.

Показательно, что в действующих программных

документах по ТЭК РФ понятие нефтесервиса и

сервисных услуг для добычи встречается крайне

редко. В тексте ЭС-2035 «сервисные услуги»

упоминаются 3 раза (формулировки «нефтесервис»

или «нефтесервисный» отсутствуют), в то время как

«оборудование» - больше 80. В прогнозе НТР ТЭК до

2035 есть 2 упоминания «нефтесервиса», причём оба

не имеют прямого отношения к РФ, в то время как

присутствует более 100 упоминаний оборудования.

Бурение: Подошло время платформ?

Как было обозначено выше, в государственной

стратегии по отношению к нефтедобыче обозначилось

разграничение «зон ответственности»: ВИНК в связке

с поставщиками массового, наиболее подходящего

для «цифровизации» сервиса обеспечивают

устойчивость; в то время как внедрение

технологических инноваций во многом обеспечивают

компании, приспособленные работать в парадигме

«высокий риск – высокая прибыль». Задача

эффективной государственной политики состоит в

том, чтобы создать для каждой категории игроков

соответствующие стимулы и условия.

ЭС-2035 среди мер для решения задач развития

научно-технической и инновационной деятельности

обозначает «совершенствование механизмов

государственной поддержки инновационных

проектов, в том числе проектов в области

внедрения «сквозных» цифровых технологий (в

том числе платформенных решений) в отраслях

топливно-энергетического комплекса».

Применение платформенных решений к бурению

нефтяных скважин в России способно оказать

серьёзное влияние на повышение эффективности

(снижении себестоимости) добычи нефти.

other hand, producers of O&G equipment as part of

the equipment manufacturing industry are in the area

of responsibility of Russian Ministry for Industry and

Trade.

Oil service segments such as workover, fracking,

mud services, cementing and others are normally

equipment with purchased or rented (not selfproduced)

equipment.

It’s quite remarkable that current program documents

for the Russian fuel and energy complex contain very

seldom references to concept of “oilfield service”

and “services for oil production”. Thus, in ES-2035

‘services’ is mentioned only 3 times (while ‘oilfield

service’ is not mentioned at all), at the same time

“equipment” is mentioned more than 80 times.

The forecast for Russian Fuel and Energy complex

technological development till 2035 includes only 2

references to “oilfield service” and both aren’t directly

related to Russia, while “equipment” is mentioned for

more than 100 times.

Drilling: Time for Digital Platforms?

As has been mentioned above, in the government

strategy for oil production a distinction line can be

inferred to have been drawn between the areas of

responsibility: vertically integrated oil companies in joint

with suppliers of wide-scale services that are most

suitable for digitalization should ensure sustainability of oil

production. At the same time companies best-adapted

for ‘high risk-high profit’ paradigm should implement

technological innovations. Creating favorable and efficient

public policy and drivers for all the market players

becomes a key objective for government regulations.

Amongst other measures addressing goals of

technological and innovation activity development,

ES-2035 mentions ¨development of mechanisms for

Government support of innovative projects including

the ones for implementation of end-to-end digital

technologies (including digital platform solutions) in the

sectors of fuel and energy complex.¨

The implementation of digital platform solutions to

drill wells in Russia can have a significant impact

on increasing oil production efficiency (by lowering

production costs). GAP can become an important step

on that direction as it presumes subdivision of the well

construction process and creates thecorresponding

legal and regulatory framework while considering short

timeframes at the same time.

The prerequisites for the effective use of platforms in the

drilling segment in Russia are as follows:

• Large volume of drilling: about 8000 wells per year

• Challenging geological environments, complex well

28

ROGTEC


DRILLING

Программа НЗС может стать важным шагом

в этом направлении, поскольку предполагает

декомпозицию процесса строительства скважины

и формирование соответствующей нормативноправовой

базы, причём это может произойти в

достаточно короткие сроки.

Предпосылки для эффективного применения

платформ в сегменте бурения в России следующие:

• Большой масштаб бурения: около 8000 скважин в год.

• Сложные конструкции скважин, интервалы с

различными условиями бурения.

• Превалирование кустового бурения.

• Большой и разнообразный по характеристикам

буровой парк.

В качестве примера цифровой платформы в

области бурения нефтяных и газовых скважин

можно привести интегрированную платформу для

строительства скважин (integrated well construction

platform), разработанную в рамках программы

«Буровая установка будущего» (Rig of the Future)

компанией «Шлюмберже». Платформенное решение

предполагает применение не только к собственному

парку высокотехнологичных буровых установок

(БУ) «Шлюмберже», но и к БУ других буровых

подрядчиков. По словам представителя компании,

«мы проектируем систему совершенно открытой, в

отличие от закрытой системы, которая работала бы

только с нашей буровой установкой. Архитектура

нашего программного обеспечения позволяет нам

добавлять установки других буровых подрядчиков,

сохраняя при этом определенный уровень

интеграции и автоматизации».

Концепция «открытой системы» достаточно

кардинально противоречит сложившейся в

российской нефтедобыче ситуации информационной

закрытости, имеющей в своей основе

рассогласованность интересов основных игроков, о

чём было сказано выше в настоящей статье.

При этом, расширяющееся применение

цифровых технологий (в том числе собственных

платформенных решений) российскими нефтяными

компаниями будет создавать мощные стимулы

для выработки механизмов более тесного

информационного обмена и взаимодействия

между заказчиками и поставщиками, поскольку

экономический эффект от применения платформ

в решающей степени зависит от возможностей

оптимизировать использование ресурсов с учётом

максимального объёма данных. Значительный

потенциал связан с предиктивной аналитикой,

мониторингом и управлением эксплуатацией

оборудования в режиме реального времени.

designs, intervals with widely different drilling

conditions

• Prevalence of cluster drilling

• Large and varied drilling fleet

An example of a digital platform is the integrated well

construction platform developed by Schlumberger’s

Rig of the Future program. This platform based

solution is applicable not only to high-technological

drilling rigs developed by Schlumberger but also

to other drilling contractor’s rigs. A Schlumberger

manager put it the following way in an interview:

“We’re designing the system to be completely open,

not a closed system that will only work with our rig.

Our software architecture allows us to bring other

drilling contractors’ rigs into the program and still

provide a level of integration and automation.” *

A concept of “open” system essentially contradicts with

overall close-nature environment of the Russian oil patch.

This is based on the mismatch of interests of the main

players, which was mentioned above in this article.

At the same time expanding digital solutions (including

implementation of digital platform solutions) by

Russian oil companies is expected to create powerful

incentives for development of framework for prompt

information interchange and collaboration between

customers and contractors. This is required because

the economic effect of implementing digital platform

solutions critically depends on the ability to leverage

the maximum usage of all resources which in turn

is based on maximum volume of data available. A

significant potential is attributed to the predictive

analytics, realtime monitoring and operating control

over equipment.

The examples seem to indicate that in a highly

digitized economy owners and operators of digital

platforms have an opportunity to gain a significant

share of added value which makes it important to

ensure the necessary level of competition.

Sberbank’s participation in GAP appears to be a

bit of a landmark event. Sberbank implements a

development strategy that covers not only banking

but also diversified digital businesses, and several

digital platform-based solutions have been in

operation. In its official statement dated July 2020

Sberbank announced its ‘very active participance in

the development of the concept’ regarding GAP which

can indicate its role, exceeding the scope of standard

banking services.

* Drilling Contractor Magazine, IADC, Jan/Feb 2017

https://www.drillingcontractor.org/2017/janfeb2017


ROGTEC

29

БУРЕНИЕ

Практика показывает, что в значительно

цифровизированных секторах экономики владельцы

и операторы платформ имеют возможность получать

очень существенную часть добавленной стоимости,

что делает важным обеспечение необходимого

уровня конкуренции.

В этой связи представляется знаковым участие

«Сбербанка» в программе НЗС. «Сбербанк»

реализует стратегию развития не только

банковского, но и разнопрофильного цифрового

бизнеса и имеет ряд действующих платформенных

решений. В официальном сообщении в июле

«Сбербанк» сообщил о том, что в отношении

программы НЗС принимает «активнейшее участие

в разработке его концепции», что указывает на

возможное участие в роли, выходящей за рамки

кредитного и банковского обслуживания.

Выводы и перспективы

• Программа формирования фонда незаконченных

скважин (программа НЗС) ставит конкретную

задачу обеспечить быстрое восстановление

объемов добычи нефти в 2022 году, что также

расширит способность нефтедобывающей

отрасли эффективно реагировать на

ускоряющиеся изменения, непредсказуемость

внешних факторов и связанные с ними риски.

• Вместе с тем, программа НЗС отражает

приоритеты государственной политики в

отношении нефтедобычи, сформулированные

в Энергетической стратегии (до 2035 года):

устойчивость и инновационность.

• Функция устойчивости нефтедобычи отводится

ВИНК и крупным буровым предприятиям, для

которых программа призвана гарантировать

спрос. Потенциал поддержки для основной массы

буровых компаний среднего и малого размера

представляется очень ограниченным.

• Внедрение технологических инноваций в

нефтедобыче – в значительной мере роль

нефтесервисных (включая буровые) компаний

среднего и малого размера. Согласно ЭС-

2035, ключевая ниша для их развития – «малые

формы»: малые и выработанные месторождения,

независимые операторы добычи. Основную

массу стимулирующих мер и нормативной базы

для развития этого направления ещё предстоит

сформировать.

• Важным фактором для обеспечения

инновационности и повышения эффективности

нефтедобычи способна стать заложенная

в программу НЗС нормативно-правовая

«декомпозиция» скважин, которая может

открыть новые возможности для балансировки

эффективности и риска.

Conclusions and Prospects

• The governmental program for forming a stock of

drilled uncompleted wells (GAP) aims to particularly

provide a fast recovery of oil production in 2022 and

to improve the ability of the oil industry to efficiently

respond to accelerating changes, unpredictability of

external factors and attributed risks

• Along with this GAP captures the priorities of the

government policy regarding oil production stated

in the Energy Strategy for the period until 2035

(ES-2035): sustainability and innovation.

• The sustainability objective is assigned to vertically

integrated oil companies and major drilling

enterprises – for which GAP guarantees market

demand. At the same time the potential for

supporting medium and small drilling companies

appears to be very limited.

• Implementation of technological innovations in

oil production is to a considerable extent the role

of medium and small oilfield service (including

drilling services) companies. As per ES-2035 the

key areas for development are ‘the small forms’:

small-size and depleted fields, independent oil

operators. Most part of investment incentives and

regulations for the development for this sector are

yet to be developed.

• ‘Decomposition’ of wells into stages which has

been regulatory and legally implemented within

GAP can become an important driver of innovation

and efficiency increase of oil production; it can also

break new grounds for trade-offs between

efficiency and risks.

• It is highly probable that the GAP program is likely

to stimulate large-scale introduction of digital

platform-based solutions within the oilfield service

market. This will entail further changes (to businessmodels,

etc.). For vertically integrated oil companies

this is a continuation of “digitalization” trends and

the key point for managing production costs.

• Программа НЗС, вероятно, будет стимулировать

начало масштабного внедрения платформенных

решений в области нефтесервиса, что повлечёт

за собой значительные изменения в способах

ведения бизнеса. Для ВИНК это является

продолжением цифровизации, на которую

делается ключевая ставка в управлении

себестоимостью добычи.

30

ROGTEC


eckel.com/SPACESAVER | sales@eckel.com

DRILLING

9⅞

HYDRAULIC POWER TONGS

HS-40 | HS-55

БЕЗОТКАЗНЫЙ, НАДЕЖНЫЙ И

ПРОВЕРЕННЫЙ

Клиновой привод

стопора Tri-Grip ®

Максимальный крутящий момент:

HS-40 - 54233 Нм (40000 футо-фунтов)

HS-55 - 74570 Нм (55000 футо-фунтов)

Для обеспечения быстрого, высокомоментного и надежного

соединения труб нами созданы две модели ключей 9⅞ HS-

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

позволяют работать на небольших рабочих площадках

установок малой грузоподъемности. Наша вертикально

открывающаяся дверца SPACE SAVER ® с гидравлическим

приводом позволяет работать с ключом в рабочих зонах

значительно меньших размеров и заметно снижает трудоемкие

операции. Встроенная система блокировки замка дверцы

снижает случайные повреждения или ненадежное закрытие.

Имея более чем 60-летний опыт в проектировании, испытании

и производстве гидравлических ключей для нефтегазовой

отрасли промышленности, мы прежде всего обращаем

внимание на совершенствование трубных соединений.

Убедитесь в том, что вы используете оборудование,

обеспечивающее самое надежное соединение.

Узнайте больше посетив сайт:

www.eckel.com/SPACESAVER

Вертикально открывающаяся дверца

с гидроприводом SPACE SAVER ®

Заявленная на патент вертикально

открывающаяся дверца с гидроприводом

срабатывает в течение 2-х секунд,

позволяет работать с ключом

в значительно ограниченном

пространстве буровой площадки.

Гидравлические ключи

eckel.com www.rogtecmagazine.com

| sales@eckel.com

ПРЕВОСХОДНЫЕ

РЕШЕНИЯ

ВЫСОКОПРОИЗВОДИТЕЛЬНЫЕ ГИДРОКЛЮЧИ

СЕТКО – Эксклюзивный

Представитель в России.

Россия, 105005, Москва,

Посланников пер., д. 5, стр. 1.

Тел.: +7 495 232-10-02

caralina.ru | oil-gas@coralina.ru

ROGTEC

31

РАЗВЕДКА

Верхний мел

Апт-сеноман

Неоком

Юра

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

Юрий Стовбун - Заместитель Главного геолога (ООО «Недра-Консалт»)

Перспективные направления

лицензирования в пределах Западно-

Сибирского нефтегазоносного бассейна

Licensing Priorities for the West Siberian

Petroleum Basin

В

пределах Западно-Сибирского бассейна

большая часть нефтегазоперспективных

территорий лицензирована и находится

в распределенном фонде недр. Площадь

нераспределенного фонда неуклонно сужается и

все острее становится вопрос оптимального выбора

новых лицензионных участков. С целью определения

перспективных направлений лицензирования

рассмотрим региональную нефтегазоносность

Западно-Сибирского бассейна и закономерности

расположения месторождений УВ. Известно,

что ареалы распространения месторождений

определяются, прежде всего, геологическими

факторами, такими как: наличие пластовколлекторов,

покрышек, ловушек различных типов,

а так же углеводородных систем, обеспечивающих

генерацию, миграцию, аккумуляцию углеводородов

и сохранность образовавшихся залежей. Очевидно,

что границы распространения совокупности

названных факторов и являются границей зоны, за

Evgeny Popov - Executive Director (Nedra-Consult LLC)

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

W

ithin the West Siberian basin, most of the

promising oil and gas areas are licensed and

allocated. The unallocated regions are steadily shrinking

and the question regarding the optimal choices for the

remaining license areas is becoming more and more

acute. In order to identify the promising license areas,

we will consider the regional oil and gas content of

West Siberian basin and the location patterns of the

hydrocarbon fields. It is known that the distribution areas

of the deposits are determined, first of all, by geological

factors, such as: the presence of reservoirs, seals,

traps of various types, as well as hydrocarbon systems

that provide generation, migration, accumulation of

hydrocarbons and the safety of the formed deposits.

It is obvious that the outer limits of these factors is the

boundary beyond which the formation of oil and gas

fields is impossible. Taking this paradigm into account,

considering the map of the West Siberian Oil and Gas

Fig. 1. The green line here shows the boundary of the

sedimentary basin, within which the aforementioned

32 ROGTEC


EXPLORATION

пределами которой формирование месторождений

нефти и газа невозможно. С учетом этой парадигмы

рассмотрим карту Западно-Сибирской НГП (Рис.1).

Зеленой линией здесь показана граница осадочного

бассейна, в пределах которой присутствуют

названные выше геологические факторы,

определяющие возможность существования

месторождений УВ, здесь же нанесены выявленные

месторождения УВ и административные границы

соседних с Тюменской областью краев и областей.

Как видно на карте, в центральной части

бассейна, геология которой достаточно хорошо

изучена, сосредоточено большинство выявленных

месторождений. Очевидно, что наибольший

интерес с точки зрения перспектив открытия новых

месторождений представляют менее изученные

земли в восточной части Тюменской области и

прилегающие территории Красноярского края, а

так же прилегающие к Уралу территории, включая

северо-восточные земли Свердловской области.

Эти территории представляют собой окраинные

части Западно-Сибирского осадочного бассейна и

характеризуются существенно меньшей геологогеофизической

изученностью и меньшими

плотностями прогнозных ресурсов. Тем не менее,

здесь велика вероятность открытия мелких и

средних по величине запасов УВ месторождений.

Нельзя исключать и выявление более крупных

скоплений, если они контролируются серией

близко расположенных литологических ловушек,

как это имеет место в Шаимском нефтегазоносном

районе, который находится в западной части

Тюменской области и распространяется в западном

направлении на территорию Свердловской

области. Нефтяные месторождения здесь выявлены

вплоть до самой административной границы,

которая, очевидно, не может являться границей

распространения ареала месторождений (Рис.2).

Территории Зауралья

Геологоразведочные работы на северо-востоке

Свердловской области были начаты в 30-х годах

прошлого века, в 60-х годах они возобновлялись,

но продолжались недолго, до открытия крупных

месторождений в Широтном Приобье. На этих

крупных месторождениях и были сосредоточены

интересы геологов.

В начале 2000-х годов на северо-востоке

Свердловской области получила Чернореченский

лицензионный участок Тюменская нефтяная

компания. Территория участка непосредственно

примыкала к административной границе, здесь

были выполнены несколько рекогносцировочных

сейсмических профилей и гравиметрическая

Рис.1: Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция

Fig.1: West Siberian petroleum province

geological factors that determine the possibility of the

existence of hydrocarbon deposits exist, the identified

hydrocarbon deposits and the administrative boundaries

of the territories and regions adjacent to the Tyumen

region are also plotted.

As can be seen on the map, most of the identified

deposits are concentrated in the central part of the

basin, the geology here is well studied. Obviously, the

less studied lands in the eastern part of the Tyumen

region and the adjacent territories in Krasnoyarsk and the

Urals, including the northeastern lands of the Sverdlovsk

Region, are of the greatest interest in terms of the

prospects for discovering new deposits. These territories

represent the marginal parts of the West Siberian

sedimentary basin and have significantly lower geological

and geophysical studies and lower densities of predicted

resources. Nevertheless, there is a high probability

of discovering small and medium-sized hydrocarbon

reserves. The identification of larger clusters cannot be

ruled out, if they are controlled by a series of closely

spaced lithological traps, as is the case in the Shaim

oil and gas region, which is located in the western part


ROGTEC

33

РАЗВЕДКА

съемка. На том геологоразведочные работы

прекратились, компания сосредоточила усилия на

более крупных объектах. Тем не менее, комплексная

интерпретация выполненных работ показала, что

на территории участка имеются зоны развития

нефтеперспективных пород вогулкинской толщи. На

сейсмических временных разрезах песчаные породы

толщи отчетливо прослеживаются в грабенообразно

погруженных участках, где они приклиниваются к

выступам фундамента.

of the Tyumen region and extends westward towards

Sverdlovsk. Oil fields have been identified here right up to

the administrative boundary, which, obviously, cannot be

the boundary of the distribution of the deposits (Fig . 2).

Пробуренные в 60-х годах в рассматриваемом

районе единичные поисковые скважины дали

отрицательные результаты, однако, анализ

показал, что они находятся в неблагоприятных

геологических условиях, а выполненные в них

испытания недостаточно достоверны. Выделяемая

по сейсмическим и гравиметрическим данным

перспективная ловушка характеризуется

повышенными толщинами песчаников, что, как

правило, сопровождается и повышенными емкостнофильтрационными

свойствами коллекторов.

Имеющиеся геолого-геофизические данные

свидетельствуют о том, что рассматриваемый

район является юго-западной оконечностью

региональной Шаимско-Красноленинской зоны

нефтегазонакопления и весьма перспективен для

лицензирования с целью выявления и освоения

залежей УВ.

Енисей-Хатангская нефтегазоносная область

Как отмечалось ранее, повышенный интерес с точки

зрения приобретения новых лицензионных участков

представляют окраинные части Западно-Сибирского

бассейна, где присутствуют все необходимые

геологические факторы, определяющие возможность

формирования и сохранения месторождений.

Наиболее перспективна в этом отношении, на

наш взгляд, территория Енисей-Хатангского

регионального прогиба, который является, как видно

на тектонической схеме (Рис.3), «ответвлением»

Западно-Сибирского бассейна и имеет идентичный

геологический разрез и глубины залегания

нефтегазоносных комплексов. В ее пределах

выделяется две основные нефтегазоносные области:

Енисей-Хатангская в западной и Анабаро-Хатангская в

восточной части прогиба (Рис.4).

Геолого-геофизическая изученность

Енисей-Хатангского прогиба

Геофизические исследования:

Изучение территории Енисей-Хатангской седловины

геофизическими методами начато в 1930 году

партиями Горно-геологического управления

Главсевморпути. С середины пятидесятых годов

34 ROGTEC

Рис. 2: Структурная карта Шаимского нефтеносного района. На

рисунке: 1) площади выявленных и предполагаемых нефтяных

месторождений; 2) участки отсутствия продуктивного пласта на

выступах фундамента; 3) скважины; 4) административная граница

Fig. 2: The Shaim oil-bearing area structure map. The figure displays:

1) the areas of identified and prospective oil fields; 2) the areas where

pay zones are missing at the basement highs; 3) wells; 4) administrative

boundary

Territories of the Trans-Urals

Geological exploration work in the northeast of the

Sverdlovsk region began in the 1930’s, in the 60’s

they resumed, but did not last long, until the discovery

of large deposits in the Shirotnoye Ob region. The

geologists focused on these large deposits.

In the early 2000’s, the Tyumen Oil Company was

awarded the Chernorechensky license area in the

northeast of the Sverdlovsk Region. The territory of

the site was directly adjacent to the administrative

boundary, and several reconnaissance seismic

profiles and gravimetric surveys were conducted.

After this geological exploration work ceased, the

company concentrated its efforts on larger objects.

Nevertheless, a comprehensive interpretation of the

work performed showed that there are promising

zones for development in the Vogulkinskaya strata.

The seismic data revealed, sandstone in the stratum


EXPLORATION

Рис. 3: Тектоническая схема Енисей-Хатангского регионального прогиба

Fig. 3: Tectonic map of the Yenisei-Khatanga regional depression

XX века геофизические исследования региона

приобретают планомерный характер. В течение

шестидесятых-семидесятых годов вся территория

покрыта аэромагнитными съемками.

Площадные гравиметрические съемки проводятся

с начала шестидесятых годов прошлого столетия.

В 1977-1978 годах, на территории, прилегающей с

востока и запада к Хатангскому заливу проводится

гравиметрическая и аэромагнитная съемка

масштабов 1:200 000 и 1:50 000. В 1991 году

проведена детальная аэрогеофизическая съёмка

на правобережье Анабарской губы, в 1995 году –

аэромагнитная съёмка в Лено-Анабарском прогибе.

Планомерное изучение региона сейсморазведкой

МОВ начато в 1962 г. За шестидесятые-семидесятые

are clearly traced in graben-like submerged areas,

where they stick to the basement protrusions.

Single exploration wells drilled in the 60’s gave negative

results, however, the analysis showed that they were

in unfavorable geological conditions, and the tests

performed were not reliable enough. The prospective

trap, identified by seismic and gravimetric data, is

characterized by increased sandstone thicknesses,

which, as a rule, is accompanied by increased reservoir

porosity.

The available geological and geophysical data indicate

that the area under consideration is the southwestern

end of the Shaim-Krasnoleninsk oil and gas accumulation

zone and is very promising for licensing in order to

identify and develop hydrocarbon deposits.


ROGTEC

35

РАЗВЕДКА

Рис. 4: Схема нефтегеологического районирования Енисей-Хатангского регионального прогиба

Fig. 4: Map of the oil geological zoning of the Yenisei-Khatanga regional depression

годы на территории Таймырского АО и в

сопредельных районах отработано около 42 тыс.

пог. км сейсмопрофилирования МОВ. Выделены

структуры I и II порядков, обнаружены практически

все крупные антиклинальные структуры III порядка

площадью от 100 км2 и выше. В пределах Анабаро-

Хатангской седловины начато изучение структурного

плана палеозойских отложений.

Планомерные сейсморазведочные работы в

Енисей-Хатангском районе были начаты в 1972

году, когда были закартированы основные крупные

структурные элементы впадины. На втором этапе

работ, в 1981-1989 гг., было отработано порядка

5500 пог. км сейсморазведки МОВ ОГТ, тем не

менее, можно констатировать, что рассматриваемая

территория изучена слабо, а обширные ее районы

вовсе не изучены сейсморазведкой в современных

модификациях.

В настоящее время на Таймыре начат новый этап

региональных сейсморазведочных работ МОГТ,

ориентированных на подготовку к лицензированию

36 ROGTEC

Yenisei-Khatanga Oil and Gas Region

As noted earlier, the marginal parts of the West Siberian

Basin that have all the necessary geological factors that

determine the possibility of formation and preservation of

deposits, are of increased interest from the point of view

of acquiring new license areas. The most promising in

this respect, in our opinion, is the territory of the Yenisei-

Khatanga regional trough, which, as can be seen in the

tectonic diagram (Fig. 3), is a «branch» of the West Siberian

basin and has an identical geological sections and depth.

Within its limits, there are two main oil and gas areas: the

Yenisei-Khatangskaya in the western part and the Anabar-

Khatangskaya in the eastern part of the saddle (Fig . 4).

Geological and Geophysical Study of the

Yenisei-Khatanga Trough

Geophysical Research:

The Yenisei-Khatanga trough began being studied with

geophysical solutions in 1930 by the Mining and Geological

Administration of Glavsevmorput. Since the mid-fifties,

geophysical exploration of the region was acquired

systematically. During the sixties and seventies, the entire

territory was covered with aeromagnetic surveys.


EXPLORATION

высокоперспективных на УВ, но слабо изученных

земель. Этап региональных геофизических

исследований продолжен работами ГНЦ ФГУГП

«Южморгеология» на Анабаро-Хатангской

седловине, всего отработано 1200 км профилей

комплексом геофизических методов, включавшим

сейсморазведку МОГТ и электроразведку МТЗ.

Буровые работы:

Геофизические работы сопровождались колонковым

и глубоким бурением. Всего пробурено 40 глубоких

скважин общим метражом более 66000 м. В результате

проведенного бурения изучен вещественный состав и

стратиграфия отложений верхнего палеозоя, мезозоя

и кайнозоя, выявлены крупные валообразные поднятия

и 22 мелкие локальные структуры, установлено

наличие соляных куполов.

Основным итогом геологоразведочных

работ явилось выявление четырех нефтяных

месторождений: Нордвикского, Южно-Тягинского,

Ильинского и Кожевниковского. Содержащиеся

в этих месторождениях залежи имеют небольшие

размеры и малые дебиты.

В 1954 году нефтепоисковые работы были

прекращены и возобновились только в 1974 году,

когда силами Нижнеенисейской геологоразведочной

экспедиции в регионе продолжено глубокое

поисковое бурение. Работы концентрировались на

локальных поднятиях, выявленных и подготовленных

к бурению сейсморазведочными работами,

проведенными Таймырской геофизической

экспедицией ПГО «Енисейгеофизика». Первые

шесть скважин пробурены на Балахнинской

площади в восточной части Енисей-Хатангского

прогиба. В результате поискового бурения открыта

промышленная залежь газа в отложениях вымской

свиты средней юры.

Пик исследований пришелся на 1980-е - начало

90-х гг. В этот период Таймырская геофизическая

экспедиция регулярно (в каждый полевой сезон)

отрабатывала здесь значительные объёмы профилей

МОГТ силами 2-3 сейсмопартий, а специально

созданная Хатангская нефтеразведочная экспедиция

бурила одну-две глубокие скважины в год. Работы

были сосредоточены в восточной части Енисей-

Хатангского прогиба и на Анабаро-Хатангской

седловине с целью поисков залежей нефти и газа

в юрско-меловых отложениях, в первом случае и в

верхнепалеозойских – во втором.

На территории Енисей-Хатангской НГО глубокое

бурение началось в 1978 г. В конце 70-х-80-х

годах пробурен ряд параметрических и поисковых

Areal gravimetric surveys have been carried out since

the early sixties. Between 1977-1978, in the territory

adjacent to the east and west to the Khatanga Bay,

gravimetric and aeromagnetic surveys of 1: 200,000 and

1: 50,000 scales were carried out. In 1991, a detailed

airborne geophysical survey was carried out on the right

bank of the Anabar Bay, in 1995 - aeromagnetic surveys

were conducted in the Leno-Anabar trough.

The reflection seismic survey of the MOV began in 1962.

During the sixties and seventies, about 42 thousand linear

meters were worked on in the TaimyrAutonomous Okrug

and in adjacent areas kilometers of seismic profiling of

MOV. Structures of the I and II orders have been identified,

and almost all the large anticlinal structures of the III order

with an area of 100 km 2 and more have been found. The

study of the structural plan of Paleozoic deposits has begun

within the Anabar-Khatanga saddle.

The seismic exploration of the Yenisei-Khatanga region

began in 1972, when the main large structural elements

of the depression were mapped. In the second stage,

between 1981-1989, about 5500 linear meters were

worked out. km of CDP seismic survey (Common Depth

Point), however, it can be stated that this territory is

poorly studied, and its vast areas have not been studied

at all by modern seismic exploration surveys.

At present, a new stage of regional CDP seismic work

has begun in Taimyr. This is to prepare a highly promising

hydrocarbon region for licensing but which has been

poorly studied. The regional geophysical studies are

being continued by the State Research Center of the

Federal State Unitary Enterprise «Yuzhmorgeologiya» on

the Anabar-Khatangskaya saddle, a total of 1200km of

profiles were surveyed using a complex of geophysical

methods, including CDP seismic exploration and

Magnetotellurics (MT) electrical exploration.

Drilling Works:

The geophysical work was accompanied by a core and

deep drilling program. A total of 40 deep wells were

drilled with a total meterage of more than 66,000m.

As a result of the drilling, the material composition and

stratigraphy of the Upper Paleozoic, Mesozoic and

Cenozoic deposits were studied, large swell-like uplifts

and 22 small local structures were identified, and the

presence of salt domes was established.

The main result of the exploration work was the identification

of four oil fields: Nordvikskoye, Yuzhno-Tyaginskoye, Ilyinsky

and Kozhevnikovskoye. The deposits contained in these

fields are small in size with low production rates.

In 1954, oil exploration work was stopped and resumed

only in 1974, when the forces of the Nizhne-Yenisei


ROGTEC

37

РАЗВЕДКА

скважин. Скважины вскрыли разрез меловых,

юрских и, частично, пермо-триасовых отложений.

На территории Анабаро-Хатангской НГО новый

этап нефтепоисковых работ начат в 1979 году.

Бурение проводилось на правом берегу Хатангского

залива. В течение 1979-1986 годов Хатангской

нефтеразведочной экспедицией пробурены три

параметрические и десять поисковых скважин.

Общий объём глубокого бурения составил

37500 м. Глубина скважин не превышает 3,5 км.

Проведенными геохимическими исследованиями

керна установлены достаточно высокие

нефтегенерирующие свойства органического

вещества пермо-триасовых отложений, но залежи

углеводородов не обнаружены.

К началу 1990-х гг. все геологоразведочные

работы из-за наступившего кризиса в отрасли

были полностью прекращены. Таким образом,

проведенные к настоящему времени в пределах

восточной части Енисей-Хатангской впадины

геологоразведочные работы не привели к

обнаружению промышленных скоплений УВ.

Однако, были получены ценные фактические данные

о глубинном строении территории, а также прямые

доказательства продуктивности проницаемых

горизонтов средней юры (вымская свита) и нижней

перми (нижнекожевниковская свита) в восточных

частях Енисей – Хатангской и Анабаро-Хатангской

НГО, соответственно.

Отсутствие промышленных открытий объясняется

отчасти тем, что основные объёмы бурения

последнего этапа были сосредоточены в наиболее

благоприятной с организационной точки зрения,

но сложной в сейсмогеологическом отношении

правобережной части Хатангского района, на

малоамплитудных поднятиях, выделенных на

пределе точности сейсмического метода.

В целом можно констатировать, что изученность

сейсморазведкой и глубоким бурением Енисей-

Хатангской и Анабаро-Хатангской НГО является

чрезвычайно низкой, однако выявленные здесь

геологические и геохимические предпосылки

свидетельствуют о реальной возможности открытия

здесь крупных промышленных скоплений УВ.

Енисей-Хатангский нефтегазоносный

осадочный бассейн

Енисей-Хатангский нефтегазоносный осадочный

бассейн охватывает крайнюю северо-западную часть

Сибирской платформы. Как видно на региональном

сейсмическом разрезе, он имеет геологический

разрез, идентичный Западно-Сибирскому бассейну

38 ROGTEC

exploration expedition continued deep prospecting

drilling in the region. The work was focused on local

uplifts identified and prepared for drilling by the seismic

surveys carried out by Yeniseigeofizika. The first six

wells were drilled in the Balakhninskaya area in the

eastern part of the Yenisei-Khatanga trough. As a result

of prospecting drilling, a commercial gas deposit was

discovered in the Vymskaya suite of the Middle Jurassic.

Research peaked in the 1980’s and early 90’s. During

this period, the Taimyr geophysical expedition regularly

(in each field season) worked with significant volumes

of CDP profiles using 2-3 seismic crews, and a

specially createdKhatanga oil exploration expedition

drilled one or two deep wells a year. The work was

concentrated in the eastern part of the Yenisei-

Khatanga trough and on the Anabar-Khatanga saddle

in order to search, primarily, for oil and gas deposits in

the Jurassic-Cretaceous sediments, and in the Upper

Paleozoic in the second.

In the Yenisei-Khatanga oil and gas field, deep

drilling began in 1978. In the late 70-80’s, a number of

parametric and exploratory wells were drilled. The wells

penetrated the Cretaceous, Jurassic and, partially, the

Permian-Triassic sediments.

In the Anabar-Khatangskaya oil and gas field, a new

stage of oil exploration began in 1979. The drilling was

carried out on the right bank of the Khatanga Bay. During

1979-1986, the Khatanga oil exploration expedition

drilled three parametric and ten prospecting wells. The

total volume of deep drilling was 37,500m. The depth

of the wells did not exceed 3.5km. The core studies

established there were high oil-generating properties of

organic matter in the Permian-Triassic sediments, but no

hydrocarbon deposits have been found.

By the early 1990’s all geological exploration work was

completely stopped due to the onset of the crisis in the

industry. Thus, exploration work carried out to date within

the eastern part of the Yenisei-Khatanga depression

has not led to the discovery of commercial hydrocarbon

accumulations. However, valuable factual data were

obtained on the deep structure of the territory, as well

as direct evidence of the productivity of the permeable

horizons of the Middle Jurassic (Vymskaya Formation)

and the Lower Permian (Lower Kozhevnikovskaya

Formation) in the eastern parts of the Yenisei - Khatanga

and Anabar-Khatanga oil-and-gas province, respectively.

The lack of industrial discoveries is partly due to the

fact that the drilling was concentrated in the most

favorable areas, from an organizational point of view,

but seismologically complex in the right-bank part of the

Khatanga region, on low-amplitude uplifts identified at

the limit of the seismic data’s accuracy.


EXPLORATION

Рис. 5: Региональный сейсмический разрез - Fig. 5: Regional seismic section

(Рис.5) и относится к перспективным на нефть и газ

территориям.

В нефтегазоносном отношении Енисей-Хатангский

бассейн соответствует одноименной нефтегазоносной

области, восточная граница которой проходит по

западному склону Анабаро-Хатангской седловины,

западная - условно проводится по западным склонам

Таймырского выступа и Танамо-Малохетского

мегавала (Рис.6, 7).

В Енисей-Хатангской НГО открыто 16

месторождений УВ, из которых 15 находятся в

западной части области, наиболее крупными из

них являются газоконденсатные месторождения

Мессояхское, Пеляткинское и Дерябинское.

В восточной части Енисей-Хатангской НГО по

юрскому и меловому комплексам выделяются

Балахнинский НГР с единственным газовым

месторождением Балахнинским с залежами в

песчаниках вымской свиты средней юры, а также

Жданихинский возможно нефтегазоносный район.

Балахнинское месторождение приурочено к

одноименному мегавалу, в пределах которого,

кроме Балахнинского свода, выделяются еще

четыре локальных складки, являющихся, на наш

In general, it can be stated that the knowledge of seismic

exploration and deep drilling of the Yenisei-Khatangskaya

and Anabar-Khatangskaya oil and gas fields is extremely

low, but the geological and geochemical prerequisites

identified here indicate a real possibility of discovering

large industrial hydrocarbon accumulations here.

Yenisei-Khatanga Oil and Gas Sedimentary Basin

The Yenisei-Khatanga oil and gas sedimentary basin

covers the extreme northwestern part of the Siberian.

As can be seen in the regional seismic section, it has a

geological section identical to the West Siberian basin

(Fig. 5) and belongs to the areas with potential for oil

and gas.

In terms of oil and gas, the Yenisei-Khatanga basin

corresponds to the oil and gas bearing area of the

same name, the eastern border of which runs along

the western slope of the Anabar-Khatanga saddle,

the western border is conventionally drawn along the

western slopes of the Taimyr uplift and the Tanamo-

Malokhetsky mega-swell (Fig. 6, 7).

16 hydrocarbon fields have been discovered in the

Yenisei-Khatangskaya oil and gas field, of which 15 are

located in the western part of the region, the largest

of which are the Messoyakhskoye, Pelyatkinskoye and

Deryabinskoye gas condensate fields.


ROGTEC

39

РАЗВЕДКА

Рис. 6: Енисей-Хатангский осадочный бассейн

Fig. 6: The Yenisei-Khatanga sedimentary basin

Рис. 7: Региональный геологический разрез Енисей-Хатангский осадочный бассейн

Fig. 7: Regional geological section of the Yenisei-Khatanga sedimentary basin

40 ROGTEC


EXPLORATION

взгляд, наиболее перспективными в этом районе на

выявление новых газовых месторождений.

В наиболее изученной западной части Енисей-

Хатангской НГО открыты 15 месторождений нефти

и газа, залежи выявлены в отложениях нижнего

мела, средней и верхней юры. По характеру

распределения коллекторов и флюидоупоров, а

также нефтегазопроявлений, в разрезе юрскомеловых

отложений Енисей-Хатангской НГО

выделено 7 региональных нефтегазоносных

комплексов (НГК) (Рис.8): зимний, джангодский,

вымский, малышевский, нижнемеловой, долганский

и насоновский, продуктивность которых установлена

в западной части НГО. В восточной, слабо

изученной, части НГО газопроявления приурочены

лишь к зимнему и вымскому комплексам.

Выполненная в ФГУП «СНИИГГиМС» оценка объема

суммарных начальных геологических ресурсов

в Енисей-Хатангской НГО составляет 19,2

млрд т условных углеводородов (УВ), в том числе

извлекаемые ресурсы составляют: нефти 1,6 млрд т,

газа свободного 11,3 трлн м 3 .

Несмотря на столь высокую оценку углеводородного

потенциала рассматриваемой НГО, лицензирована

лишь небольшая часть ее территории, что,

очевидно, связано с ее отдаленностью и суровыми

климатическими условиями. Как видно на

составленной нами карте (Рис.9), лицензионные

участки в основном располагаются на западных

землях, примыкающих к акватории Енисейской губы.

Остальная нефтегазоперспективная территория пока

относится к нераспределенному фонду недр.

In the eastern part of the Yenisei-Khatangskaya OGO

(remove OGO – should be Oil and gas region) along

the Jurassic and Cretaceous complexes, there are 2

provinces that could be highlighted - Balakhninsky

oil and gas region with the only field “Balakhninsky”

with gas deposits in the sandstones of the Vymskaya

suite of the Middle Jurassic, as well as possibly the

Zhdanikhinsky field.

The Balakhninskoye field is confined to the megaswell

of the same name, within which, in addition

to the Balakhninsky uplift, four more local folds are

distinguished, which, in our opinion, are the most

promising in this area for identifying new gas

fields.

In the most studied western part of the Yenisei-

Khatangskaya Oil and Gas, 15 oil and gas fields have

been discovered, deposits have been identified in the

Lower Cretaceous, Middle and Upper Jurassic. The

nature of the distribution of the reservoirs and traps,

as well as oil and gas occurrences, in the section

of the Jurassic-Cretaceous deposits of the Yenisei-

Khatangskaya Oil and Gas Region, 7 regional oil and gas

complexes (OGC – oil gas complex) were identified (Fig.

8): Zimniy, Dzhangodsky, Vymsky, Malyshevsky, Lower

Cretaceous, Dolgan and Nasonovsky, which productivity

is identified in the western part of the Oil and gas region.

In the eastern, poorly studied, part of the Oil and gas

region, gas shows are confined only to the Zimniy and

Vymsky complexes.

The estimate of the total initial geological resources in

the Yenisei-Khatangskaya oil and gas field made by

FSUE SNIIGGiMS is 19.2 billion tons of conventional

hydrocarbons (HC), including recoverable resources: oil

1.6 billion tons, free gas 11.3 trillion m 3 .

Despite such a large assessment of the hydrocarbon

potential, only a small part of its territory is licensed,

which is obviously due to its remoteness and severe

climatic conditions. As can be seen from the map we

have compiled (Fig. 9), the license areas are mainly

located on the western lands adjacent to the offshore

water area of the Yenisei Bay. The rest of the promising

oil and gas territory still belongs to the unallocated

subsoil fund.

Рис. 8: Схема формирования углеводородной системы Енисей-

Хатангского осадочного бассейна (из открытых источников)

Fig. 8: Map of formation of the hydrocarbon system of the Yenisei-

Khatanga sedimentary basin (open source data)

Our analysis of the available geological and geophysical

information has shown that on the territory of the

Yenisei-Khatangskaya oil and gas bearing area, with a

high degree of probability, will identified numerous fields

with large reserves as in all adjacent areas of the Arctic

sector of the West Siberian oil and gas province (Fig. 10).

Our specialists, having the necessary knowledge and

a database of the necessary data, can select the most


ROGTEC

41

РАЗВЕДКА

Проведенный нами анализ имеющейся геологогеофизической

информации показал, что на

территории Енисей-Хатангской НГО с большой

степенью вероятности будут выявлены столь

же многочисленные и крупные по запасам

месторождения как и во всех сопредельных

областях арктического сектора Западно-Сибирской

нефтегазоносной провинции (Рис.10). Наши

специалисты, обладая необходимыми знаниями и

базой необходимых данных, могут выбрать наиболее

перспективные участки для лицензирования,

при этом сделаем вероятностную оценку их

ресурсной базы, рассчитаем геологические

риски, рекомендуем оптимальную программу

геологоразведочных работ.

Анабаро-Хатангская нефтегазоносная область

Территория Анабаро-Хатагской НГО включает в

себя как сушу, так и акваторию Хатангского залива

(Рис.11) . Как отмечалось ранее, она изучена полевыми

геофизическими методами слабо, а обширные участки

вообще не изучены сейсморазведкой в современных

модификациях (Рис.12).

Что касается прилегающего шельфа моря

Лаптевых и акватории Хатангского залива, то

сейсморазведочные работы МОВ ОГТ здесь

начались в середине восьмидесятых годов прошлого

столетия. Первые площадные сейсмические

исследования выполнены ПГО «Севморгеология» в

1985-1986 годах на акватории Хатангского залива.

В 2005 году морские комплексные исследования

юго-западной части моря Лаптевых были

возобновлен: отработано 3000 пог. км сейсмических

профилей МОВ ОГТ в комплексе с гравиметрией

и гидромагнитометрией. В 2006-2007 годах сеть

профилей продолжена на запад: отработаны

2250 пог. км профилей МОВ ОГТ в комплексе с

гравиразведкой и магниторазведкой.

В настоящее время на Таймыре начат новый

этап региональных сейсморазведочных

работ, ориентированных на подготовку к

лицензированию высокоперспективных на УВ,

но слабо изученных земель. Этап региональных

геофизических исследований продолжен работами

«Южморгеологии» на территории Анабаро-

Хатангской седловины с целью подготовки участков

лицензирования: отработано 1200 км профилей

комплексом геофизических методов, включавшим

сейсморазведку и электроразведку.

Поисково-оценочный этап буровых нефтепоисковых

работ на территории Анабаро-Хатангского

междуречья начат в 1979 году. Бурение проводилось

на правом берегу Хатангского залива с целью

Рис. 9: Карта лицензирования восточной части Енисей-

Хатангской НГО

Fig. 9: The eastern Yenisei-Khatanga petroleum area

licensing map

promising areas for licensing, while making a probabilistic

assessment of their resource base, calculating geological

risks, and recommending an optimal exploration

program.

Anabar-Khatanga Oil and Gas Region

The territory of the Anabar-Khatag Oil and Gas Region

includes both on and offshore areas of the Khatanga Bay

(Fig. 11). As noted earlier, it has been poorly studied with

field geophysical methods, and vast areas have not been

studied at all by modern seismic surveys (Fig. 12).

As for the adjacent Laptev Sea shelf and the offshore

area of the Khatanga Bay, seismic surveys of the CDP

began here in the mid-eighties of the last century.

The first ariel seismic studies were carried out by

Sevmorgeologiya PGO between 1985-1986 in the

offshore area of the Khatanga Bay. In 2005, the marine

integrated studies of the southwestern part of the Laptev

Sea were resumed: 3000km of seismic profiles of CDP

in combination with gravimetry and hydromagnetometry.

In 2006-2007, the network of profiles was continued

42

ROGTEC


EXPLORATION

Рис. 10: Схема нефтегазоносности арктических районов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП). Условные

обозначения: 1) административные границы, 2) границы нефтегазоносных областей, 3) газонефтяные и нефтегазовые

месторождения, 4) газовые месторождения, 5) газоконденсатные месторождения, 6) нефтегазоконденсатные месторождения,

7) нефтяные месторождения. Из открытых источников

Fig. 10: Map of the oil and gas-bearing capacity of the arctic regions of the West-Siberian petroleum province. Legend: 1) administrative boundaries;

2) boundaries of oil and gas-bearing regions; 3) gas-oil and oil-gas fields, 4) gas fields, 5) gas-condensate fields, 6) oil-gas-condensate fields,

7) oil fields. Open source data

поисков залежей нефти в верхнепалеозойских

отложениях. В течение 1979-1986 годов Хатангской

нефтеразведочной экспедицией пробурены три

параметрических и десять поисковых скважин.

Общий объём глубокого бурения составил 37500 м.

Глубина скважин не превышает 3,5 км.

Скважины вскрыли разрез меловых, юрских и,

частично, пермо-триасовых отложений, сводный

разрез геологического разреза рассматриваемой

территории показан на Рисунке 13.

В результате проведенного бурения установлены

многочисленные нефтегазопроявления,

что свидетельствует о достаточно высоких

нефтегенерирующих свойствах органического

вещества пермо-триасовых отложений,

обнаруженные залежи УВ не имели промышленного

значения (Рис.14).

to the west: 2,250km of reflection seismic survey were

conducted in combination with gravity and magnetic

exploration.

At present, a new stage of regional seismic exploration

has begun in Taimyr, aimed at preparing the highly

promising, but poorly studied, area for licensing.

The geophysical research was continued by

Yuzhmorgeologiya: 1200km of survey were conducted

using a complex of geophysical methods, including seismic

prospecting and electrical exploration.

The prospecting and appraisal drilling stage at the Anabar-

Khatanga interfluve began in 1979. Drilling was carried out

on the right bank of the Khatanga Bay in order to search

for oil deposits in the Upper Paleozoic sediments. During

1979-1986, the Khatanga oil prospecting expedition drilled

three parametric and ten prospecting wells. The total

volume of deep drilling was 37,500m. The depth of the

wells does not exceed 3.5km.


ROGTEC

43

РАЗВЕДКА

Рис. 11: Территория Анабаро-Хатагской НГО - Fig. 11: Territory of the the Anabaro-Khatanga petroleum area

Рис. 12: Сейсмическая и буровая изученность Анабаро-Хатангской НГО

Fig. 12: The state of seismic and drilling knowledge of the Anabaro-Khatanga petroleum area

44 ROGTEC


EXPLORATION

Рис. 13: Сводный литолого-стратиграфический разрез Анабаро-Хатангской

седловины по материалам бурения (по данным Южморгеология, 2013 г.)

Fig. 13: Composite lithologic-and-stratigraphic section of the Anabaro-Khatanga

depression based on drilling results (according to data by Yuzhmorgeologia)

К началу 1990-х гг. все геологоразведочные буровые

работы из-за наступившего кризиса в отрасли

были полностью прекращены. Таким образом,

проведенные к настоящему времени исследования

не привели к обнаружению промышленных

скоплений УВ, но позволили получить ценные

фактические данные о глубинном строении

территории, а также прямые доказательства

продуктивности проницаемых горизонтов от

кайнозоя до нижней перми включительно.

На территории Анабаро-Хатангской НГО известны

четыре мелких нефтяных месторождения в

верхнепалеозойских и нижнемезозойских

The wells penetrated the Cretaceous,

Jurassic and partially the Permian-Triassic

sediments, the summary section of the

geological section of the considered

territory is shown in Figure 13.

As a result of the drilling, numerous

oil and gas shows were established,

which indicates the sufficiently high

oil-generating properties of the

organic matter of the Permian-Triassic

deposits, the hydrocarbon deposits

were not of commercial importance

(Fig. 14).

By the early 1990’s all the geological

exploration drilling programs were

completely stopped due to the onset

of the crisis in the industry. Thus, the

studies carried out to date have not led

to the discovery of commercial deposits

of hydrocarbons, but they have made it

possible to obtain valuable factual data

on the deep structure of the territory, as

well as direct evidence of the productivity

of permeable horizons from the Cenozoic

to the Lower Permian.

On the territory of the Anabar-

Khatangskaya oil and gas region,

four small oil fields are known in the

Upper Paleozoic and Lower Mesozoic

formations in the South Tigyanskaya,

Nordvikskaya, Kozhevnikovskaya and

Ilyinskaya areas; minor hydrocarbon

inflows were obtained in the Chaidakh

area.

The oil and gas potential of the territory

is associated with the large positive

structures available here. The conducted

seismic works have mapped a system

of swell-like uplifts that plunge into the

bay and are promising for licensing

and prospecting for large hydrocarbon

deposits. As can be seen on the map

(Fig. 15), these structural formations are

associated with the highest densities of

initial geological resources.

The results of the analysis of geological and geophysical

information indicate the high prospects of the territory.

In our opinion, this is evidenced by a number of basic

prerequisites for oil and gas shows:

● large, up to 10-12 km thick sedimentary cover,

capable of generating a significant amount of

hydrocarbons;

● contrasting structure of the cover, which leads to the

existence of a large number of structural traps;

● stable immersion of the territory of the region at the

later stages of geological history;


ROGTEC

45

РАЗВЕДКА

● numerous signs of oil and gas obtained

in a wide interval of the geological section.

Based on the structural features of the

territory, the composition of the constituent

rocks, the history of development, the

following main promising complexes of

the sedimentary cover section have been

identified: Upper Proterozoic, Lower Middle

Paleozoic (subsalt), Upper Paleozoic and

Mesozoic.

Prospects for the oil and gas content of all

local uplifts revealed recently by seismic

exploration (Belogorskoye, Labaznoye,

Zhuravlinoye and others), where reservoir

type anomalies were identified according

to seismic data, as well as a priori data on

open oil deposits, indicate that the Upper

Paleozoic oil and gas complex is among

the available targets for drilling that can

be considered as the most promising for

detecting hydrocarbons.

Taking into account the peculiarities of

the structure and facies composition

of the Upper Paleozoic sediments, it

is possible to predict the presence of

traps associated primarily with anticlinal

uplifts - predominantly of a structural type,

lithological and tectonically complicated,

near-fault, lateral, near-contact, lithologically

screened and combined. Moreover, some

of the traps can probably be confined

to buried uplifts, which have so far been

revealed only by seismic exploration.

Рис. 14: Распределение залежей и проявлений в разрезе Анабаро-Хатангской

седловины

Fig. 14: Spread of hydrocarbon deposits and shows in the section of the Anabaro-

Khatanga depression

Assessing the territory by general geological

indicators, it can be noted that the most

preferable for licensing and subsequent

exploration of hydrocarbon deposits are

the most studied structures located on the

western coast of the Khatanga Bay.

образованиях на Южно-Тигянской, Нордвикской,

Кожевниковской и Ильинской площадях,

незначительные притоки УВ получены на Чайдахской

площади.

Перспективы нефтегазоносности территории

связываются с имеющимися здесь крупными

положительными структурами. Проведенными здесь

сейсмическими работами картируется система

валообразных поднятий, погружающихся в залив и

являющихся перспективными для лицензирования и

поиска крупных месторождений УВ. Как видно на карте

(Рис.15) именно с этими структурными образованиями

связаны наибольшие плотности начальных

геологических ресурсов.

Результаты проведенного нами анализа геологогеофизической

информации свидетельствуют о

высокой перспективности территории. Об этом, на

Yuzhmorgeologiya initial estimates of the

geological oil resources Anabaro Khatangsky oil and gas

region was 3151 million tons. Recoverable - 789 million

tons. Initial resources free gas amounted 1223 bcm 3 .

Thus, the resource potential of the Anabar-Khatanga oil

and gas field is very high, which allows us to expect the

discovery of large hydrocarbon deposits here.

Авторы - Authors

Евгений Попов - Исполнительный директор

(ООО «Недра-Консалт»)

Юрий Стовбун - Заместитель Главного геолога

(ООО «Недра-Консалт»)

Evgeny Popov - Executive Director

(Nedra-Consult LLC)

Yuri Stovbun - Deputy Chief Geologist

(Nedra-Consult LLC)

46

ROGTEC


EXPLORATION

наш взгляд, свидетельствует

ряд основных предпосылок

нефтегазоносности:

● большая, до 10-12 км мощность

осадочного чехла, способного

генерировать значительное

количество УВ;

● контрастная структура чехла,

что обуславливает

существование большого числа

структурных ловушек;

● устойчивое погружение

территории области на поздних

этапах геологической истории;

● многочисленные признаки

нефтегазоносности,

полученные в широком

интервале геологического разреза.

Исходя из особенностей

строения территории, состава

слагающих пород, истории

развития, выделены следующие

основные перспективные

комплексы разреза осадочного

чехла: верхнепротерозойский,

нижнесреднепалеозойский

(подсолевой), верхнепалеозойский

и мезозойский.

Перспективы нефтегазоносности

всех локальных поднятий,

выявленных в последнее время

сейсморазведочными работами

(Белогорское, Лабазное,

Журавлиное и другие), где по

сейсмическим данным выявлены

АТЗ, а также априорные

данные по открытым залежам

нефти, свидетельствуют о

том, что верхнепалеозойский

нефтегазоносный комплекс, среди

доступных для бурения, может

рассматриваться как наиболее

перспективный для обнаружения

ловушек углеводородов. Принимая

во внимание особенности

строения и фациального состава

верхнепалеозойских отложений,

можно прогнозировать присутствие ловушек,

приуроченных, в первую очередь, к антиклинальным

поднятиям – преимущественно структурного типа,

литологическим и тектонически осложненным,

присбросовым, присдвиговым, приконтактным,

литологически экранированным и комбинированным.

Причем, часть ловушек, вероятно, может быть

приурочена к погребенным поднятиям, выявляемым

пока только сейсморазведкой.

Оценивая территорию по общегеологическим

показателям, можно отметить, что наиболее

предпочтительными для лицензирования

и последующих поисков месторождений

Рис. 15: Карта плотности начальных геолого-экономических ресурсов осадочного чехла

Fig. 15: The sedimentary mantle initial geologic and economic resources density map

углеводородного сырья являются наиболее изученные

структуры, расположенные на западном берегу

Хатангского залива.

Выполненная ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» оценка

начальных геологических ресурсов нефти Анабаро-

Хатангской НГО составила 3151 млн т, извлекаемые

– 789 млн т. Начальные ресурсы свободного газа

составили 1223 млрд м 3 .

Таким образом, ресурсный потенциал Анабаро-

Хатангской НГО весьма высок, что позволяет ожидать

здесь открытие крупных месторождений УВ.


ROGTEC

47

ГЛОБАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИКА

Петр Прзыбыло, GeoModes

Piotr Przybylo, GeoModes

От большой нефти к большой энергетике

Геополитические, социологические и экономические факторы,

формирующие будущее энергетического сектора

The Big Oil to Big Energy Transition

Geopolitical, sociological, and economic factors that shape the

future of the energy sector

Предисловие

Текущие прогнозы глобального энергопотребления

показывают, что, несмотря на 50%-ый рост

использования возобновляемых источников

энергии в период между 2020 г. и 2025 г., они

не смогут полностью заменить ископаемые

виды топлива, по крайней мере, при

нашей жизни. Однако, если взять в расчет

недавние геополитические, экономические и

социологические факторы, данный прогноз

не оправдывает себя. Мир входит в период

трансформации энергетики.

В сегодняшней беспрецедентной ситуации, то, что

ранее оценивалось как постепенный, «не при нашей

жизни», переход на 100%-ное к использование

возобновляемых источников энергии будет

происходить в ускоренном темпе, и может уже

случиться в обозримом будущем при нашей с

вами жизни.

Preface

Current global energy consumption forecasts indicate

that although renewables are set to expand by 50%

between 2020 and 2025, they will not fully replace fossil

fuels in our lifetimes. However, if recent geopolitical,

economic, and sociological factors are taken into

account, this prediction becomes obsolete. The world is

about to enter a period of rapid energy transformation.

In today’s unprecedented setting, what previously was

estimated as a gradual «not-in-our-life-time» transition

to 100% renewable energy usage is expected to occur

at an accelerated rate and could now happen during

our imaginable lifetime.

Less obvious but highly impactful factors that are

currently transforming the world energy mix are the

China – USA war of domination, the consequential

decoupling of supply chains caused by the end of

the globalization era and the COVID-19 pandemic.

48

ROGTEC


GLOBAL ENERGY

Менее очевидными, но весьма убедительными

факторами, в настоящее время меняющими

ландшафт мировой энергетики, являются

соперничество Китая и США, и, как следствие,

разрушение логистических связей, вызванное

эпохой конца глобализации, и пандемия

COVID-19. Эти факторы вызвали неотложную

необходимость в ускорении процесса

цифровизации отрасли, регионализации

обеспечения энергоресурсами, и обширную

трансформацию отраслевой рабочей силы.

Эти изменения вызовут дальнейшее снижение

спроса на источники ископаемых энергоресурсов

в определенных частях света, и подтолкнут

темпы добычи к постепенному снижению.

Прямыми последствиями таких обстоятельств

для правительств различных стран будет угроза

безопасности существующим логистическим

связям в энергетике по всему миру, и нарушение

энергетических потоков. Чтобы достичь такой

безопасности, регионы, бедные на ресурсы

ископаемых энергоносителей, обратятся к

источникам энергии, которые в той или иной

форме присутствуют в их географических

пределах, т.е. к возобновляемым источникам

энергии.

Далее представлен краткий анализ

глобальных геополитических, экономических,

и социологических факторов, имеющих

непосредственное влияние на сектор энергетики.

1. Конец глобализации и его влияние на

энергетическую безопасноcть

Мир до сих пор живет по правилам гегемонии

США в мире, основанных на положениях

Бреттон-Вудского соглашения, и американской

валюте, где Военно-морской флот США

обеспечивает свободную торговлю по всему

миру, позволяя энерготоварам путешествовать

к любым вообразимым уголкам нашего света.

Исключительным геостратегическим испытанием

этой эпохи является восхождение Китая, которое

оказывает влияние на порядок международной

свободной торговли, гарантируемый США, что

обеспечивало, как минимум в последние 30 лет,

беспрецедентный мир и достаток. Каким бы ни

был исход этого конфликта в будущем, главным

итогом этого явится необратимая автономизация

(буквально, разъединение) двух крупнейших

мировых экономик и ослабление глобальных

логистических связей. Уже сейчас формируются

две отчетливые сферы влияния и отношений

в мировой экономике, выходящие за пределы

традиционной политики, и затрагивающие

These factors have created an immediate need for

an accelerated process of industry digitalization,

regionalization of the energy supplies, and an

extensive transformation of the industry workforce.

These changes will create a further decrease in

the demand for fossil fuels energy sources in

certain parts of the world and push production

rates in gradual decline. Direct outcome of such

circumstances for governments across the world

is the threat to the security of global energy supply

chains and disruption of stable energy flow. In order

to obtain such security, fossil fuel poor regions of the

world will turn towards the energy source which is

available in one form or another in most geographic

locations – renewables.

Here, an overview of these new geopolitical, economic,

and sociological worldwide factors that have a direct

impact on the energy sector is presented.

1. End of Globalization and its Effect

on Energy Security

The world still operates under the Pax Americana rules,

based on the Bretton Woods agreement and US dollar

where the US Navy secures free trade across the entire

world allowing energy products to reach any imaginable

port around the globe. The preeminent geostrategic

test of this era is the impact that China’s ascendance

will have on the USA-led international free trade

order, which has provided unprecedented peace and

prosperity for the past 30 years. Whatever the result

of this conflict will be in the future, the main outcome

for this is an irreversible «decoupling» (read: break out)

of the world’s two largest economies and the global

supply chains. This is already creating two distinct

spheres of influence and relationships in the world

economy, which extends beyond traditional politics into

any type of commodity goods and services. This also

includes the oil and gas products and its global and the

political stability dependant value chains (figure 1).

Decoupling means ripping up global energy supply

chains, shutting down the energy transportation

corridors between these two economic powers,

freezing foreign investment initiatives, and burning

down the geopolitical bridges that were built over the

past three decades between the Western and Eastern

world. It means cost-push inflation and the slowing

down of innovation and technological exchange. It also

means sanctions, trade and price wars. As a result of

that, the global energy supply and strategic flows may

significantly diminish its volumes.

Re-creating global supply chains outside of Chinese

dependencies will require capital which could


ROGTEC

49


ДАТСКИЙ

ПРОЛИВ

БОСФОР

СУЭЦКИЙ

КАНАЛ

ОРМУЗСКИЙ

ПРОЛИВ

ПАНАМСКИЙ

КАНАЛ

БАБ-ЭЛЬ-

МАНДЕБСКИЙ

ПРОЛИВ

МАЛАККА

Рис. 1: Глобальные коридоры транспортировки нефти, и основные перевалочные пункты в июне 2019 года на пике нефтедобычи.

Мировая добыча нефти, в июне 2019 года, достигла уровня 100 млн.баррелей в сутки, впервые за всю историю добычи перешагнув

барьер в 100 млн. баррелей нефти, добытой за сутки. Более 65 процентов этого объема (65 млн.барр./сут) транспортировалось

по морю. Цифры, представленные по перевалочным пунктам, показывают 50 млн. баррелей нефти в сутки, и оставшиеся 15

миллионов, которые транспортировались вне основных морских маршрутов.

Ормузский пролив и Малакка являются крупнейшими стратегическими морскими транзитными точками мира и потенциальными

перевалочными пунктами, учитывая объем, который проходит через них. В мире есть еще пять более значительных транзитных

точек, являющихся чрезвычайно важными для транспортировки больших объемов нефти, и среди них выделяются Суэцкий канал

и Баб-эль-Мандебский пролив (расположенный между Африканским Рогом и Ближним Востоком), Датский и Турецкий (Босфор)

проливы, Панамский канал и мыс Доброй Надежды.

Fig. 1: Global oil transportation corridors and the main chokepoints in June 2019 at the peak of oil production.

The world produced over 100 m bbls of oil per day in June 2019 reaching the first time in the history the barrier of 100 m bbls of oil produced per day.

Over 65 percent of this volume (65 m bbls per day) was transported by sea. The numbers presented for the main chokepoints represent 50 m bbls of

oil, with the remaining 15 m being transported outside of the main sea routes.

The straits of Hormuz and Malacca are the world’s most strategic maritime transit points and potential chokepoints, considering the volume of oil that

passes through. There are five more significant transit points in the world, which are crucial for high volumes of energy transportation including the

Suez Canal and Bab el-Mandeb (located between the Horn of Africa and the Middle East), the Danish and Turkish straits, the Panama Canal and the

Cape of Good Hope.

всевозможные товары и услуги. Это также

касается и продукции нефтегазового сектора и его

производственно-сбытовых цепочек, зависимых от

политической стабильности (рис.1).

Автономизация означает разрывание глобальной

энергетической логистики, закрытие корридоров

транспортировки энергоносителей между двумя

крупнейшими экономическими державами,

замораживание иностранных инвестиций, и

сжигание геополитических мостов, построенных

за прошедшие три десятилетия между странами

Запада и Востока. Это означает инфляцию,

стимулируемую ростом издержек производства, и

замедление инновационного и технологического

обмена. Это также означает санкции, торговые

и ценовые войны. В результате всего этого,

глобальное снабжение энергоносителями

otherwise be spent on investments, development

projects, and technological advancement. Further

deterioration of the US-China relationship to the

extent that countries must decide to trade with a

partner they value most, is probable. If a country

is to «choose» to side with the USA, the energy

companies of such country will be obliged to reduce

their dependencies on China and China’s sphere of

influence (figure 2).

As a consequence, energy supply chains are predicted

to become more regional, even national, improving

safety of supplies and reducing the geopolitical impact

of trade in the process. The only suitable solution for

establishing such security and the energy flow stability

is to create one’s own independent energy source and

to remove political dependencies in the supply chains’

systems.

50

ROGTEC


GLOBAL ENERGY

и стратегические потоки могут значительно

уменьшиться в объемах.

Реструктуризация глобальных логистических

цепочек в тех частях мира, которые находятся

вне зоны влияния Китая, потребует капитальных

вложений, которые, иначе, могли бы быть

потрачены на инвестиции, проекты разработки

месторождений, и технический прогресс. Вполне

вероятно дальнейшее ухудшение американокитайских

отношений до той степени, когда

многим странам придется делать выбор, с кем

они готовы торговать. Если страна выбирает

сторону США, энергетические компании

такой страны вынуждены будут снизить свою

зависимость от Китая и китайской сферы

влияния. (Рис.2).

Как следствие этого, предполагается, что

логистические связи станут более региональными,

и даже национальными, тем самым повышая

безопасность логистики, и смягчая фактор

геополитического влияния в торговле, в процессе

этого. Единственным приемлимым решением

для достижения подобной безопасности и

стабильности энергопотоков является создание

COVID-19 vividly exposed the fact that each region or

country needs to take care of itself in terms of medical

supplies and lifesaving. The same will apply to energy

resources (figure 4). In terms of the COVID-19’s effect

on the sector, the pandemic has further accelerated

the process of breaking the links in the world’s energy

supply chains which now will be even more difficult to

re-establish post-virus.

Unlike fossil fuels, renewable energy sources are

available in one form or another in most geographic

locations. This is a significant factor in developing

greener energy sources with the faster transition to

renewable sources in fossil fuel poor regions of the

world. This abundance in renewable sources will

strengthen energy security and promote greater energy

independence for most states.

2. From Big Oil to Big Energy

Across the globe, 67 countries have already revealed

an ambition to net-zero emission targets of various

forms in line with the Paris Climate Agreement (signed

by 195 countries worldwide). This is being followed

by the major oil and gas companies (figure 3) and

other international businesse, now restructuring into


ROGTEC

51


ДАТСКИЙ

ПРОЛИВ

БОСФОР

СУЭЦКИЙ

КАНАЛ

ПАНАМСКИЙ

КАНАЛ ‘

БАБ-ЭЛЬ-

МАНДЕБСКИЙ

ПРОЛИВ

ОРМУЗСКИЙ

ПРОЛИВ

МАЛАККА

МЫС ДОБРОЙ

НАДЕЖДЫ

Рис. 2: Потенциальные сферы влияния США (голубой цвет) и Китая (красный цвет), в случае дальнейшего расширения конфликта.

Отмеченные сферы влияния выделены исходя из данных об объемах торговли биржевыми товарами, сталью, энергоресурсами

и технологиями. Китайская сфера влияния (красный цвет) включает в себя страны, крупнейшим торговым партнером которых

является Китай. Американская зона влияния (голубой цвет) обозначает страны, крупнейшим торговым партнером которых является

США (за исключением Японии и Австралии, которые уже давно находятся в сфере влияния США).

Международные энергетические рынки зависят от надежных транспортных маршрутов, поэтому блокировка, даже временная,

любой из этих транзитных точек, показанных на рисунках 1 и 2, по причине политической нестабильности, способна привести к

существенному риску недопоставок, увеличить неустойчивость, и повлиять на общие затраты на производство энергии, и мировые

цены на нее. Только три из восьми основных перевалочных пункта находятся вне потенциальной зоны влияния Китая.

Fig. 2: Potential spheres of influence of the USA (blue) and China (red) in case of the prolong conflict.

The marked spheres of the influence are based on the commodity, steel, energy and technology trade exchange volumes. The Chinese sphere of

influence (red) indicate the countries whose biggest trading partner is China. The American sphere of influence (blue) indicate the countries whose

biggest trading partner is the USA (with the exemption of Japan and Australia being traditionally in the American sphere of influence).

International energy markets depend on the reliable transport routes and blocking any of this transit points shown in the figure 1 and 2 due to

geopolitical instability, even temporarily, can lead to a substantial risk of undersupply, increase volatility and affect total energy costs and world energy

prices. Only three out of eight main chokepoints are located outside of the potential Chinese sphere of influence.

своих независимых источников энергии, и

устранение влияния политики на системы

логистических связей.

COVID-19 выявил очевидный факт того, что

каждому региону или стране приходится

заниматься своими проблемами самостоятельно,

в плане снабжения лекарствами и спасения

человеческих жизней. То же самое можно сказать

и об энергоресурсах (рис.4). В отношении влияния

COVID-19 на отрасль, пандемия еще больше

ускорила процесс разрушения звеньев мировой

энергетической логистики, которые будет намного

сложнее восстанавливать в послевирусный

период.

В отличие от ископаемых энергоносителей,

возобновляемые источники энергии, в той или

energy businesses and diversifying their portfolios. With

environmental impact being high on global agendas and

with the existing oil and gas prices, companies must

seek the opportunities elsewhere. Most of the oil majors

are investing heavily in renewables, such as wind and

solar, as they look to transition towards cleaner energy

sources, and lower CO 2

emissions from their existing

operations.

It is also a strategic decision and a matter of survival.

The reserves that can be developed at current oil and

gas prices are concentrated in the Middle East and

other unstable areas such as Venezuela and Libya.

Almost all of those supplies are controlled by state

companies and are therefore inaccessible to the

international companies. Dependence on such areas

is likely to grow but will be strategically unattractive to

importing customers due to lack of political stability. The

52

ROGTEC


GLOBAL ENERGY

иной форме, присутствуют практически в любой

географической локации. Это – значительный

фактор в разработке источников более

зеленой энергетики, с ускоренным переходом к

возобновляемым источникам энергии в регионах

мира, недостаточно богатых на ископаемое

топливо. Изобилие возобновляемых источников

усилит энергобезопасность, и будет способствовать

повышению самообеспеченности энергетики во

многих странах мира.

2. От большой нефти к большой энергетике

67 стран мира уже проявили решимость добиться

нулевых показатели по выбросу вредных

веществ в атмосферу, в различных их формах,

в соответствии с Парижским соглашением

по климату, подписанным представителями

195 стран мира. Этому следуют и крупнейшие

нефтегазовые компании (рисунок 3), а также

другие представители международного

бизнеса, проводящие реструктуризацию своих

компаний в направлении энергетического рынка,

диверсифицирующие портфели своих активов.

Принимая во внимание факторы, влияющие на

окружающую среду, которые не сходят с повестки

дня, и текущие тренды на рынке цен нефти и

газа, компании изыскивают для себя любые

доступные возможности. Большинство крупных

нефтяных компаний обильно инвестируют в рынок

возобновляемых источников энергии, таких как

ветряная и солнечная энергия, и тем самым

способствуют снижению выбросов CO 2

своими

производственными мощностями.

Это также стратегически важно для выживания.

Резервы, которые можно разрабатывать при

текущих ценах на нефть и газ, сосредоточены,

в основном, на Ближнем Востоке, и в других

нестабильных регионах, таких как Венесуэла и

Ливия. Почти все поставки из этих стран находятся

под контролем госкомпаний, и поэтому недоступны

для международного бизнеса. Зависимость от

таких регионов, скорее всего, будет возрастать,

однако этот вариант является стратегически

непривлекательным для импорта, в силу отсутствия

там политической стабильности. Единственным

остающимся вариантом является обращение

к иным видам энергетики, каковыми являются

возобновляемые источники энергии.

Поскольку глубина и продолжительность этого

нефтяного кризиса неопределенны, автор данной

работы смеет сделать предположение, что отрасль

подвергнется фундаментальным изменениям

намного скорее, чем предполагалось ранее, сдвигая

only remained option is to turn towards other energy

sources like renewables.

While the depth and duration of this oil crisis are

uncertain, this research suggests that the industry

will undergo a fundamental change much quicker,

becoming overall energy generation focused rather

than traditional fossil fuels exploration and production

focused. This diversification in terms of energy sources

is a must for the industry to survive the current crisis.

On its present course and speed, the industry is

now entering an era defined by intense competition,

technology-led rapid supply response, flat to declining

demand, investor scepticism, and increasing public and

government pressure regarding impact on climate and

the environment.

3. Digital Revolution Pushes Talent Towards

Renewables

The oil and gas industry is experiencing its third price

collapse in 12 years. After the first two shocks, the

industry rebounded, and business as usual continued.

This time is different. The current context combines

a global energy supply shock with an unprecedented

demand drop and a global humanitarian threat.

In the face of the existing geopolitical, sociological

and economic climate, the oil & gas has become

significantly more risk-averse with companies working

on joint-ventures to prepare for another big downturn.

The aversion to risk is filtered into the organizational

culture, with companies looking at how they can run

leaner operations with the help of automation and

digitalization. These initiatives introduce efficiencies and

significantly reduce operating cost. In addition to cost

savings, digitalization can also increase productivity

by increasing uptime, optimizing reservoir depletion

strategies, and minimizing greenhouse emissions.

Digitalization, however, has an impact on high numbers

of talent being pushed out of the industry. Only over

the last decade approximately 500,000 oil and gas

professionals globally left the sector permanently

with 40-50% of the skilled workforce in the oil & gas

sector retiring in the next 6-10 years. How the industry

responded to COVID-19 by freezing recruitment and

most operators laying off thousands of workers is yet

another litmus paper of the industry talent attraction,

retention and adaptation.

Digitalization and automation present a huge growth

area of new jobs that existing oil & gas professionals

could not undertake without the assistance of retraining.

The new digital oilfield demands different

skillset and capabilities and a different type of

workforce. Training, however, requires sufficient budgets


ROGTEC

53


Fig. 3: Energy majors’ transition strategies.

Большое внимание к солнечной энергетике, и особенный интерес к

солнечным батареям, ветряной энергии, розничной продаже.

ЦЕЛИ

Цель введения 25 Гигватт мощностей возобновляемых источников

энергии к 2025 г.

Сокращение выбросов парниковых газов, обозначенных Целью 1 и

Целью 2 Соглашения, с 46 млн.тонн в 2015 г. до менее чем 40 млн. тонн

двуокиси углерода в эквиваленте к 2025 г. по всей нефте-и газовой

добыче.

Игроки энергетического рынка в 2020 г. рейтинг: 1

Рейтинг: по обязательствам: 1

Подвижки в сторону розничной торговли энергией и экологически

чистого транспорта.

ЦЕЛИ

Цели сократить выбросы СО2 на 20% к 2035 г., и на 50% к 2050 г.

Плановые затраты Capex на энергетику, на период 2021-2025 гг. в

среднем объеме $2 млрд-$3 млрд/год.

Никаких целей по возобновляемым источникам энергии.



Введенные

мощности (мегаватт)

возобновляемых

источников энергии*

Розничные продажи

энергии

Введенные





энергии

Нет разбивки по

ветряной и солнечной

энергии

Технологии улавливания,

утилизации, и хранения

углерода (СО2)

Введенные мощности

(мегаватт) ветряной

энергии




Нет разбивки по

ветряной и солнечной

энергии

Экологически чистый

транспорт


(мегаватт) солнечной

энергии


транспорт

Хранение

энергии в

аккумуляторных

батареях

Хранение

энергии в


батареях

Power Plays and the ambition rankings are

derived from the relative positions of the eight

companies surveyed in S&P Global Platts’ Power

Plays Database, based on two criteria. The

Power Plays ranking reflects the companies’

existing footprints in renewable power generation

and related activities including electric transport

networks. The ambition ranking is based on

targets for the scale and speed of further

development of renewable power capacity as well

as CO 2

emission targets.

Сложившийся упор на солнечную, ветряную энергию, и зарядку

электромобилей. Решимость нового Генерального директора к

достижению целевых показателей сокращения выбросов СО2.

ЦЕЛИ

Абсолютно нулевые выбросы CO2 к 2050 г., включая Цель 3 Соглашения.

10 гигаватт солнечной энергии к 2023 г. будет произведено в Lightsource

BP.



Делает ставку на газ как переходное топливо.

ЦЕЛИ

Нулевые показатели эмиссии СО2 к 2050 г., включая Цель 3

Промежуточная цель 40%-ного сокращения эмиссии СО2 к 2040 г.

Целевой показатель производства электроэнергии на низкоуглеродном

топливе в объеме 7,5 Гигаватт к 2025 г



Крупный производитель биотоплива, с обязательствами по солнечной

и ветряной энергетике.

ЦЕЛИ

80%ное сокращение выброса парниковых газов к 2050г.

Потенциальное введение мощностей в 1.6 Гигаватт к 2022 г. и 5 Гигаватт

в 2025 г.

Обязательство по вводу 10 Гигаватт к 2030 г.

Включает существующие парогазовые турбины и попутное производство

энергии, но новые мощностью будут возобновляемыми.



Цели преобразования в крупную шельфовую компанию по выработке

ветряной энергии.

ЦЕЛИ

«Около-нулевые» выбросы парниковых газов при существующем

производстве к 2050 г. (40%ное сокращение к 2031 г.)

Цели достижения мощностей в 12-16 Гигаватт от уже сооруженных

возобновляемых источников энергии к 2035 г



Введенные





энергии

Введенные





энергии

Введенные





энергии

Введенные





энергии



энергии






энергии






энергии






энергии






энергии


транспорт



энергии


транспорт



энергии


транспорт



энергии


транспорт

Хранение

энергии в


батареях

Хранение

энергии в


батареях

Хранение

энергии в


батареях

Хранение

энергии в


батареях

Рис. 3: Стратегии перехода крупных

компаний к возобновляемым источникам

энергии.

Рейтинг крупных игроков энергетического

рынка, и их рейтинг по обязательствам,

построены на основании относительного

положения восьми компаний,

рассмотренных в базе данных «S&P Global

Platts’ Power Plays», с использованием двух

критериев. Рейтинг «Основные игроки»

отражает существенное влияние, которое

компания оказывает на производство

возобновляемой энергии, а также на

связанные с этим сферы деятельности,

такие как сети электротранспорта.

Рейтинг «Обязательств» основан на целях,

масштабе, и скорости их достижения в

плане дальнейшего развития мощностей

возобновляемых источников энергии, а

также сокращения эмиссии СО 2

.

and leadership commitment to this

transformation which due to the current

economic circumstances, has been put

on hold. Oil & gas industry has failed to

attract new digital professionals over the

last decade, and the lack of adequate

skills will be the main threat to the oil and

gas business continuity.

Внедрение нефтеперерабатывающих сетей по выработке

низкоуглеродистого жидкого топлива.

ЦЕЛИ

Введенные



Цели сокращения выбросов парниковых газов в нефтедобывающем




производстве на 5-10%, в чистом выражении.


энергии

энергии

Не раскрыты данные по инвестициям в возобновляемую энергетику



Технологии улавливания, Экологически чистый


энергии


транспорт



Ориентир на возобновляемое топливо, без сокращения C02.

ЦЕЛИ

Введенные



В масштабах корпорации, сокращение выбросов метана на 15% к 2020 г.





энергии

энергии

Сокращение факельного сжигания газа на 25% к 2020 году,


относительно 2016 г.



Технологии улавливания, Экологически чистый


энергии


транспорт


*Общие объемы возобновляемых источников включают солнечную, ветряную, гидро- и геотермальную энергию.

Зеленый кружок означает значительный эффект, голубой кружок – умеренный эффект, красный – минимальный эффект, либо его отсутствие.

Хранение

энергии в


батареях

Хранение

энергии в


батареях

Hence, even when the oil and gas sector

survives yet another crisis, the lack of

digital talent will limit the organic growth

and affect its production capability.

This will further push the workforce

towards more stable jobs in, for

instance, renewables sector where highly

transferable skills of the former oil & gas

professionals can be utilised.

It is worth noting that the only sub-sector

that increased its workforce by 100,000

professionals over the last decade

(globally) is renewables. These ratios for

54

ROGTEC


GLOBAL ENERGY

renewables will likely be growing in the

near-by future.

4. Shaping the Future

of Energy in EU

The USA may have achieved effective

self-sufficiency in terms of energy sources

by development of shale oil and gas

industry on their own territory. However,

Europe and Asia, which now imports

50% of all oil that is internationally traded,

remain reliant on external suppliers.

Countries such as China, which imports

11m bbls/day, Japan (3.7m bbls/day)

and India (5m bbls/day) as well as the

European Union (EU) (15m bbls/day) are

the most vulnerable.

The biggest risk in the case of EU,

the net importer of the energy, is the

breakdown of global supply chains,

serious delays along energy supply

chains, and the subsequent increased

costs of energy. Crude oil and natural

gas are some of the top commodities

traded globally and political conflict or

a pandemic are disrupting the energy

flows to EU. The threat to investment

and uncertainties regarding trade

relationships with the EU main partners

could be devastating to the Europe’s

economy.

In the case of Europe, the oil and gas

supply chain regionalization would mean

that fossil fuel energy sources would have

to be located in a safe and relatively short

distance locations. This would point out

to the mostly mature and depleted North

Sea reserves, and Russia’s gas fields.

However, Eastern and Southern European

countries are unlikely to resign from

opposing Russian energy dominance and

will continue to try and block initiatives

like Nord Stream 2 and South Stream (the

latter project already abandoned). With

relatively mature and declining North Sea

reserves, and production less profitable

than before, a push for an independent

and easily accessible new source of

energy like renewables will be apparent.

The obvious choice to minimize the risk

of the energy products’ undersupply is

energy security resulting from renewable


ROGTEC

55


акцент с разведки и добычи ископаемого топлива

на общее производство энергии. Диверсификация

форм источников энергии является императивом

для выживания отрасли в современный кризис.

Следуя этим курсом, отрасль в настоящее время

входит в эпоху, определяемую интенсивной

конкуренцией, скорыми технологическими

инновациями, отвечающими на всевозможные

запросы клиентов, вялым или падающим спросом

на продукцию, инвестиционным пессимизмом,

и усиливающимся давлением общества и

политиков, в связи с изменением климата, и

актуальностью вопросов защиты окружающей

среды.

3. Цифровая революция уводит

специалистов в сферу возобновляемой

энергетики

Нефтегазовая отрасль переживает свой третий, за

последние 12 лет, коллапс цен. После первых двух

потрясений отрасль вернула позиции, и бизнес

продолжил свою обычную активность. На этот

раз, все по-другому. Текущая ситуация объединяет

потрясения в мировой системе логистики и

беспрецедентное падение спроса в силу глобальной

угрозы человечеству.

Перед лицом существующего геополитического,

социологического и экономического климата,

нефть и газ становятся все более рискованными

активами для компаний венчурного капитала,

готовящихся к очередному большому

экономическому спаду. Стремление избежать

лишних рисков отражается на организационной

культуре, когда компании смотрят на

возможность более экономного подхода к

операциям, с применением автоматизации и

цифровизации. Такие инициативы повышают

эффективность и существенно сокращают

производственные расходы. В дополнение

к экономии затрат, цифровизация также

увеличивает производительность посредством

увеличения времени работы оборудования,

оптимизации стратегий разработки

месторождений, и сокращения выбросов в

атмосферу парниковых газов. Цифровизация,

с другой стороны, оказывает влияние на

значительное количество специалистов,

«вымываемых» из отрасли. Только за последнее

десятилетие нефтегазовый сектор навсегда

покинуло около 500 000 профессионалов, среди

которых 40-50% квалифицированной рабочей

силы, которым до пенсии оставалось от 6 до 10

лет. То, что отрасль отреагировала на пандемию

COVID-19 замораживанием процесса найма

energy sources developed within the EU itself. Solar

and wind energy are free goods that are essentially

available everywhere. The more power generated from

renewable sources in the EU, the less it has to rely

on importing energy from abroad, worry about the

inefficient supply chains or price volatility of fossil fuels.

This is fully aligned with the EU’s net zero-emission and

minimal environmental impact strategy that is planned

to be obtained by 2050. EU has had an appetite to

move towards being energy self-sufficient for quite

a while now and COVID-19 will only speed up this

process. Relatively lower energy consumption rates

caused by the pandemic are the perfect opportunity to

perform this shift.

In the EU in 2018, the dependency rate was equal

to 58%, which means that more than half of the EU’s

energy needs were met by net imports (figure 5). The

dependency rate on energy imports has increased since

2000 when it was just 56%. Energy supply chains are

critical for the European economy and the countries

cannot survive currently without external sources of

energy.

As the cost of renewables reduces, many European

countries will reach a tipping point in the coming five

years (2020 – 2025), where newbuild solar or wind

capacity will be cost-competitive with the fuel cost

of existing conventional plants. As a result, a further

acceleration of the ramp-up of renewables will occur.

Countries that are similarly heavily reliant on fossil

fuel imports will have to significantly improve their

trade balance and reduce the risks associated with

vulnerable energy supply lines and volatile fuel prices by

developing a greater share of energy domestically.

5. The East is also Green

China has also taken the lead in the clean energy race

to become the world’s largest producer, exporter, and

installer of solar panels, wind turbines, batteries, and

electric vehicles. In case of fossil fuel energy sources,

apart from national coal resources, the country

would heavily depend on external supplies. China’s

commitment to invest in renewables is due to its

large potential for further production and increase

in consumption. By 2030, one-fifth of the country’s

electricity consumption is forecast to come from

non-fossil fuel sources. According to the International

Energy Agency, 36% and 40% of the world’s growth

in solar and wind energy in the next five years will

come from China. Renewable energy deployment

is also a part of a larger China’s effort to develop a

cross-industrial approach to lower pollution levels

and the coal usage, mitigate climate change, and

improve energy efficiency.

56

ROGTEC


GLOBAL ENERGY

Другие крупные

Рис. 4: Постоянные работники 50 нефтесервисных компаний. Численность в тысячах человек по прогнозам «до конца года» на 2020 год.

Fig. 4: Permanent employees at the top 50 oil field service providers. Headcount in thousands of employees as reported “by year end” expected for 2020.

ЕВРОПА

СНГ

PI ПО НЕФТИ

PI ПО ГАЗУ

PI ПО НЕФТИ

PI ПО ГАЗУ

СЕВ АМЕРИКА

PI ПО НЕФТИ

АЗИЯ И ТО

PI ПО НЕФТИ

PI ПО ГАЗУ

PI ПО ГАЗУ

ЦЕНТРАЛ И ЮЖН АМЕРИКА

PI ПО НЕФТИ

АФРИКА

PI ПО НЕФТИ

БЛИЖНИЙ ВОСТОК

PI ПО НЕФТИ

PI ПО ГАЗУ

PI ПО ГАЗУ

PI ПО ГАЗУ

Рис. 5: Самообеспеченность регионов в глобальном масштабе (в отношении ископаемого топлива), и экспортный потенциал с

тенденциями на ближайшие 10 лет (Производственный индикатор – IP – для всех регионов мира на июнь 2020 г..

PI обозначает уровень региональной самообеспеченности в плане экспортного потенциала. PI выше 100% демонстрирует реальный

потенциал экспорта, ниже 100%; - показывает потребность в импорте. Производственный показатель по нефти получен делением

суточной добычи в тысячах баррелей на спрос, для газа - млн. кубометров на годовой спрос. Стрелки обозначают 10-летние

тенденции. Обратите внимание на чрезвычайно низкие показатели для Европы и Азиатско-Тихоокеанского региона.

Fig. 5: The global regions’ self-sufficiency (in terms of fossil fuels) land export potential with the 10-year future trend (Production Indicator – IP - for all

global regions in June 2020).

PI indicates the level of a region’s self-sufficiency land export potential. PI above 100% demonstrates the ability to export, below 100% shows the

need to import. The Production Indicator for oil is based on dividing daily production in thousands of barrels per demand, for gas – million cubic

meters per year by demand. Arrows indicate 10-year trends. Notice extremely low numbers for Europe and Asia Pacific regions.


ROGTEC

57


рабочей силы, и что многие компании-операторы

увольняют тысячи рабочих, представляет собой

«лакмусовую бумажку» положения дел со

специалистами, их привлечением, сохранением и

адаптацией.

Цифровизация и автоматизация это огромное

поле новых профессий, которые нынешние

профессионалы нефтегазовой отрасли вряд ли

могли бы освоить без помощи в переобучении.

Новое цифровое месторождение требует

набора навыков и способностей иного рода, и

рабочую силу другого типа. Обучение, однако,

требует достаточного финансирования и

желания руководства осуществлять подобную

трансформацию, что в условиях текущей

экономической ситуации, всегда откладывается

«на потом». Нефтегазовой отрасли, за последнее

десятилетие пока так и не удалось привлечь

новых IT-специалистов, и отсутствие компетентных

навыков будет основной угрозой преемственности в

ее развитии.

Поэтому, даже если нефтегазовый сектор, будем

надеяться, переживет и этот кризис, дефицит ITспециалистов

будет сдерживать его органический

рост, и затронет его производственный

потенциал. Это вынудит рабочую силу

мигрировать в более стабильные профессии,

например, в возобновляемую энергетику, где

достаточно универсальные навыки бывших

профессионалов нефтегазовой отрасли будут

вполне востребованы.

Следует отметить, что единственный подсектор,

который нарастил численность своей рабочей

силы на 100 000 профессионалов за последнее

десятилетие (в мировом масштабе), это

возобновляемая энергетика. Эти тенденции

сохранятся в данной сфере и в ближайшем

будущем.

4. Формирование будущего энергетики ЕС

США, возможно, достигли фактической

независимости в отношении источников энергии

разработкой сланцевой нефти и газа на своей

собственной территории. Однако, Европа и Азия,

которые сейчас импортируют 50 процентов всей

торгуемой на международном рынке нефти,

остаются зависимыми от внешних производителей.

Такие страны, как Китай, импортирующий 11 млн

барр./сут., Япония (3,7 млн.барр./сут.) и Индия (5

млн.барр/сут.), так же как и Европейский Союз (ЕС)

(15 млн барр./сут.) остаются наиболее уязвимыми в

этом отношении.

By increasing the proportion of renewable sources in its

energy mix for electricity consumption, China can also

mitigate geopolitical tensions by making the country

less dependent on unstable regions for energy security.

The fossil fuel energy market relies on securing oil and

gas transportation routes to and from fossil fuel-rich

countries, which in turn requires extended military

protection. The protection of oil transit chokepoints

was one of the reasons why China constructed its

first overseas naval base in Djibouti. In contrast, the

availability of resources such as wind and sunlight for

renewable energy far outstrips that of fossil fuels and is

much more evenly spread across different countries.

With large investments in renewable energy

technologies strengthening the influence of some

countries, the energy transformation will create new

energy leaders (e.g. China). This creates implications

for the renewable energy materials supply. Ongoing and

increased exploitation of metals resources will inevitably

reduce the global proven reserves of these materials.

The rare earth and critical metals which are essential

to make solar PV and wind power have the potential

to become supply constrained as economically viable

concentrations of elements such as neodymium,

dysprosium, indium, selenium, tellurium, terbium, and

gallium are found in only a handful of countries (figure

7). This will shape the geopolitics of critical metals

and rare earths with new interdependencies and trade

patterns emerging.

As the USA ceased the production of these strategic

metals with most of the mines being shut down in the

late ‘90s, its shift towards the renewables will not be

that apparent. The USA will not easily resign from the

energy independence and from the use of the fossil

fuels even at the expense of higher carbon emissions

and the global climate. The shale oil and gas are the

main strategic energy sources the country possesses

at the moment. Since the USA is facing the biggest

opposition to its domination from China, the country’s

priorities here are to win this conflict at all cost.

6. Has the World just Experienced the Last Oil

Production Peak in History?

Just at the beginning of the last year (January 2019),

after more than a century of rapid growth, global

energy demand was predicting growth to slow and

then plateau around 2035. This prediction was primarily

driven by the timing of renewable energy sources

penetration into the energy mix that gradually has been

increasing in 21st century. Renewables were expected

to double their share in the overall energy mix from

2020 until 2050 (from 19% to 35%) and provide more

than half the demand for electricity by 2035 with a clear

break from the historical fossil fuel-based electricity

58

ROGTEC


GLOBAL ENERGY

Максимальный риск для ЕС, чистого импортера

энергоносителей, это - разрыв логистических

связей в глобальном масштабе, серьезные

задержки по цепи поставок энергоносителей,

и последовательное увеличение стоимости

энергоресурсов. Сырая нефть и природный газ

находятся в топе биржевых товаров, торгуемых на

мировом рынке, и политический конфликт, либо

пандемия нарушает бесперебойное снабжение

ЕС энергоресурсами. Угроза инвестициям

и неопределенность в отношении торговых

отношений между ЕС и основными его торговыми

партнерами может быть разрушительным для

экономики Европы.

В случае Европы, регионализация логистики

поставок нефти и газа будет означать, что

ископаемые источники энергоресурсов должны

располагаться на безопасном и относительно

коротком расстоянии. Здесь будут выделяться

наиболее освоенные и разработанные запасы

Северного моря, и газовые месторождения

России. Однако, маловероятно, что Восточные

и Южные Европейские страны перестанут

находиться в оппозиции к энергетическому

превосходству России и продолжат свои попытки

блокировать инициативы, такие как Северный

поток-2 и Южный поток (последний проект уже

заморожен). С относительно разработанными

и иссякающими запасами в Северном море, и

добычей, которая сегодня менее рентабельна,

generation. An expected 79% increase in electricity

generation within the overall energy portfolio between

2020 and 2050, was expected to exhibit renewables –

including solar, wind, and hydropower – as being the

fastest-growing energy source.

This prediction, however, was based on pre-China-USA

hegemonic conflict climax, pre-COVID-19 pandemic,

and another oil price shock events which now are

anticipated to even further accelerate the process of

transforming the global energy mix and fast-track the

replacement of fossil fuels by renewables in some parts

of the world.

The fast uptake of renewables is a key driver as they

will substitute low-efficiency fossil-fuel-based generation

technologies and faster than ever digitalization. More

efficient technologies will also become available across

all sectors, driving down energy consumption in large

industrial countries (e.g. China). Additionally, based on

current investment levels, energy generation capacity,

and subventions levels (to both renewables and fossil

fuel sectors), renewables will also become cheaper than

oil and gas in most regions before 2025 which will only

speed up the process of replacement in the energy

mix. Current pre-pandemic scenarios excluded the

15-20% returns on fossil fuel investments which were

only possible due to a lack of significant competition.

However, with renewables competing for market share,

the existing fossil fuel margins will decrease significantly

and faster (figure 8 and 9).

Россия

Ирак

Саудовская Аравия

Норвегия

Казахстан

Нигерия

Ливия

Азербайджан

Иран

Великобритания

США

Другие

Рис. 6: Импорт сырой нефти в ЕС, с разбивкой по источникам, в %..

С концом глобализации и разрушением логистических связей мирового рынка торговли энергоресурсами, Европейские страны

будут пытаться обеспечить себя более региональными источниками энергии, с более безопасными и значительно более короткими

логистическими цепочками.

Fig. 6: EU imports of crude oil by source in %.

With the end of globalization and the broken global energy supply chains, European countries will try to secure more regional sources of energy with

safer and substantially shorter supply chains.


ROGTEC

59


РОССИЯ

Палладий 46%

США

Бериллий 90%

Гелий 73%

ФРАНЦИЯ

Гафний 43%

ТУРКИЯ

Борат 36%

КИТАЙ

Антимоний-87%

Барит 44%

Висмут 82%.

Флуорит 64%

Галлий 73%

Германий 67%

Индий 57%

Магнезий 87%

Природный графит 69%

Фосфоритная руда-44%

Фосфор 58%

Скандий 66%

Металлический кремний 61%

Фольфрам 84%

Ванадий 53%

Легкие редкоземельные элементы 95%

Тяжедые редкоземельные элементы 95%

ДРК

Кобальт 64%

БРАЗИЛИЯ

Ниобий 90%

ЮЖ.АФРИКА

Иридий 85%

Платина 70%

Родий 83%

Рутений 93%

Рис. 7: Основные мировые производители на рынке редких земельнощелочных и критически важных металлов, существенных при

производстве солнечных батарей и в ветряной энергетике (по состоянию на июнь 2020 г.).

Fig. 7: The main world producers or rare earth elements and critical metals essential for solar PV and wind power (as per June 2020).

чем вчера, будет очевидным стремление к

независимым и легкодоступным новым источникам

энергии, каковыми являются возобновляемые

энергоресурсы.

Очевидный выбор минимизации рисков

недопоставок энергоресурсов есть проявление

энергетической безопасности на основе

возобновляемой энергетики, развитие которой

продолжается внутри самого ЕС. Солнечная и

ветряная энергия являются свободными товарами,

которые практически доступны повсеместно.

Чем больше энергии будет вырабатываться из

возобновляемых источников в ЕС, тем менее Союз

будет вынужден зависеть от импорта энергии

из-за рубежа, беспокоиться о неэффективности

логистических связей, либо о волатильности

цен на ископаемое топливо. Это согласуется

со стратегией ЕС, направленной на достижение

нулевых выбросов в атмосферу и минимального

воздействия на окружающую среду, которую

планируется реализовать к 2050 году. У стран ЕС

уже довольно долгое время проявляется заметный

аппетит к продвижению в сторону энергетической

самообеспеченности и COVID-19 только ускорит

этот процесс. Относительно более низкий уровень

энергопотребления, вызванный пандемией,

является хорошей возможностью осуществить этот

переход.

60 ROGTEC

Although 2019 was the first year in history when global

demand reached 100 million barrels of oil per day,

with the new global conditions, oil demand growth is

projected to halt. Despite stable historic growth of more

than 1% per annum, the current new circumstances

(geopolitical, economical, and sociological that have not

been taken into account previously when forecasting)

lead to a conclusion that the world has already seen the

peak oil demand (in 2019) and will unlikely reach again

that level in the future. The oil demand is expected to

be only half of today’s levels by 2050. The only fossil

fuel to grow its share of global energy demand is gas

however, its demand will likely plateau right after 2030.

Given the increasing competitiveness of renewables

versus gas, halving gas prices will only enable marginal

incremental demand.

Five Key Takeaways:

• With the end of globalization and decoupling of

the global energy supply chains due to the USA –

China conflict, governments and businesses must

secure more regional sources of energy with safer

and substantially shorter supply chains. In the case of

the EU, the only available source of energy apart from

nuclear are renewables.

• With the climate change being the top priority on

global agendas the carbon emission reduction is


GLOBAL ENERGY

В 2018 году в ЕС степень зависимости равнялся

58 процентам, и это означает, что более половины

потребности ЕС в энергии покрывалось за счет

импорта (Рисунок 5). Степень зависимости от

импорта энергоресурсов вырос с 2000 года, где

он был на уровне 56 процентов. Логистические

связи поставок энергоресурсов критичны для

европейской экономики, и эти страны не смогут

выжить без внешних источников энергии.

С падением стоимости возобновляемых

энергоресурсов, многие европейские страны

достигнут поворотного момента в ближайшие пять

лет (2020-2025гг), когда возросший потенциал

солнечной и ветряной энергии станет по стоимости

конкурентоспособным относительно стоимости

топлива существующих заводов обычного типа.

В результате произойдет ускорение дальнейшего

развития возобновляемой энергетики.

Страны, которые также сильно зависят от импорта

ископаемого топлива, будут вынуждены улучшить

баланс своей торговли, и снизить риски, связанные

с уязвимыми логистическими цепочками, а также

с волатильными ценами, генерируя большую долю

энергии внутри страны.

5. Восток тоже зеленеет

Китай также взял на себя лидерство в этой гонке за

чистой энергией, с целью стать крупнейшим в мире

производителем, экспортером, и установщиком

солнечных панелей, ветряных турбин, ветряных

двигателей, аккумуляторов, и электромобилей.

Что касается источников ископаемой энергии, не

считая национальные угольные ресурсы, страна

будет сильно зависеть от внешних поставок.

Решение Китая инвестировать в возобновляемые

источники энергии обосновано его большим

потенциалом дальнейшего производственного

роста и ростом потребления. К 2030 году,

пятая часть потребления электроэнергии в

стране, по прогнозам, будет приходиться на

неуглеводородные источники топлива. Согласно

данным Международного энергетического

агентства (МЭА), 36% и 40% мирового роста

в потреблении солнечной и ветряной энергии

в следующие пять лет придутся на Китай.

Развертывание возобновляемых источников

энергии для Китая отчасти также обусловлено

и его стремлением развивать межотраслевой

подход в экономике, с целью снизить уровень

загрязнения воздуха и применение в экономике

угля, уменьшить последствия изменения климата,

и повысить эффективность использования

энергии в целом.

looming. The world of fossil fuels being the only

main energy source soon will be over. This will

further reshape the traditional oil and gas industry

forcing businesses to significantly decrease their

carbon emissions, invest in more sustainable

projects, and pay more attention to the social

impact of their operations and overall reputation.

• Businesses and governments will use the current

pandemic to slow down and shift their operations

and portfolios towards renewable sources of

energy. This will remove their dependencies on

global supply chains and reduce their risk of

undersupply in case of geopolitical instability.

• Digitalization will further transform oil and gas

companies around the world pushing for highly

disruptive ML and AI initiatives. This will not likely

just push hundreds of thousands of oil and gas

employees out of the industry but will also require

a different set of skills among the workforce. As the

oil and gas industry has failed to attract new digital

talent, the lack of adequate skills will be the main

threat to the oil and gas business continuity.

• Although the oil and gas industry will definitely

not disappear from the global markets and there

will still be a substantial demand for it, it is highly

unlikely we will ever see a 100 million barrels of

crude per day production again, as in 2019. It is

highly unlikely production will exceed the values of

2019 in future years and a gradual decline in daily

production is being predicted onwards.

About the Author

Piotr Przybylo (piotr.przybylo@

geomodes.com) is founder and

chief executive officer of GeoModes,

London, UK. Most recently he

has been helping oil and gas

businesses prepare for future challenges related

to new technologies, digitalization, and talent pool

uncertainties. Previously he worked for Maersk Oil

in project planning and execution. He holds an MS

(2006) in geology from Aarhus University, Denmark,

an MS (2008) in exploration and production of

oil and gas from Instituto Superior de la Energia,

Repsol, Mostoles, Spain, and an MBA (2018)

from Hult International Business School, Ashridge

Executive Education, UK.

Увеличивая пропорцию возобновляемых источников

энергии в общем структуре энергопотребления,

Китай также может ослабить геополитическую

напряженность, делая страну менее зависимой от


ROGTEC

61


Последний пик добычи ископаемого топлива на 15 лет раньше предсказанного

МТНЭ/год

Возобновляемые источники

Ископаемое топливо

Замещение ископаемого топлива

возобновляемыми источниками , с учетом

новых тенденций, описанных в статье

Новый пик спроса на ископаемое топливо, с

учетом тенденций, описанных здесь

Пик потребления ископаемого топлива,

предполагаемый до пандемии COVID-19

и соперничества между США и Китаем за

доминирование в мире

Рис. 8: Сравнение прогнозов глобального спроса на энергию в период гегемонистского конфликта до Китая и США, а также до

COVID-19 и после событий, соответственно.

Диаграмма показывает сдвиг пика потребления ископаемого топлива на 15 лет. Прогноз основывается на исследовательских

данных, полученных до пандемии COVID-19 и конфликта между США и Китаем, и их корректировке, в соответствии с новыми

глобальными тенденциями, описанными здесь, а также основанными на текущих уровнях инвестирования, потенциале производства

энергии, и уровнях государственного финансирования (как в отношении сектора возобновляемой энергетики, так и ископаемых

источников энергии).

Fig. 8: Comparison of global energy demand predictions of pre-China-USA hegemonic conflict, and pre-COVID-19 and post events, respectively.

The diagram shows fossil fuels peak’s shift by 15 years. The prediction is based on research data obtained from the pre-COVID-19 and pre-US-China

conflict and then adjusted for the new global trends described here as well as based on current investment levels, energy generation capacity, and

subventions levels (to both renewables and fossil fuel sectors).

нестабильных регионов, и более энергобезопасной.

Энергетический рынок ископаемого топлива

зависит от безопасности маршрутов

транспортировки нефти и газа из стран, богатых

этим топливом, что, в свою очередь, требует

расширенного военного присутствия. Защита

транзитных перевалочных пунктов нефти явилась

одной из причин, по которой Китай построил

свою первую военно-морскую базу в Джибути.

В отличие от этого, наличие энергоресурсов,

таких как ветряная энергия и солнечный свет, в

качестве источников возобновляемого топлива,

намного превосходит известные преимущества

ископаемого топлива и, более того, постепенно

распространяется по миру.

По мере того, как большие инвестиции в технологии

возобновляемой энергетики усиливают влияние

отдельных стран, энергетическая трансформация

выведет на сцену рынка новых лидеров (таких

как, Китай). Это придаст дополнительное

значение материальному снабжению рынка

возобновляемой энергетики. Продолжающаяся

и растущая эксплуатация ресурсов металла

неизбежно приведет к сокращению разведанных

доказанных запасов этих материалов. Редкие

щелочноземельные и критически важные металлы,

которые важны в производстве солнечных

батарей и ветровой энергетике потенциально

могут столкнуться с проблемой ограничения

поставок, поскольку экономически целесообразные

концентрации этих элементов, таких как неодим,

диспрозий, индий, селен, теллурий, тербий, и

галлий находятся в небольшой горстке стран

(Рис.7). Это сформирует геополитику критических и

редких щелочноземельных металлов, с появлением

новых взаимных связей и партнеров.

Поскольку США прекратили добычу этих

стратегических металлов, при этом закрыв

большую часть рудников в конце 90ых годов,

переход страны к возобновляемой энергетике

не будет простым. Для США будет нелегко

отказаться от энергетической самообеспеченности

и использования ископаемого топлива, даже

при сохранении более высоких выбросов в

атмосферу, и глобальном потеплении. Сланцевая

нефть, и газ, остаются основным стратегическим

энергоресурсом, которым страна владеет в

настоящее время. Поскольку доминированию США

угрожает сильнейшее противостояние со стороны

Китая, в приоритетах страны будет стремление к

победе в этом конфликте любой ценой.

6. Это последний бум нефтедобычи

за всю историю?

Еще в начале прошлого года (январь 2019 г.),

по истечении более чем столетнего роста, было

предсказано замедление мирового спроса на

62 ROGTEC


GLOBAL ENERGY

МТНЭ/год

Последний пик добычи ископаемого топлива на 15 лет раньше предсказанного

Возобновляемые источники

Ядерная энергия

Нефть

Газ

Уголь

Рис. 9: Прогноз по новому глобальному спросу на энергоносители с разбивкой по каждому виду ископаемого топлива.

Данная диаграмма показывает сдвиг пика потребления ископаемых видов топлива на 15 лет. Прогноз основывается на

исследовательских данных, полученных до пандемии COVID-19, и конфликта между США и Китаем, а также их корректировке

в соответствии с новыми глобальными тенденциями, описанными здесь, и основанными на текущих уровнях инвестирования,

потенциале производства энергии, и уровнях государственного финансирования (как в отношении сектора возобновляемой

энергетики, так и ископаемых источников энергии).

Fig. 9: New global energy demand predictions with a breakdown for each fossil fuel component.

The diagram shows fossil fuels peak’s shift by 15 years. The prediction is based on research data obtained from pre-COVID-19 and pre-US-China

conflict data and then adjusted for the new global trends as well as based on current investment levels, energy generation capacity, and subventions

levels (to both renewables and fossil fuel sectors).

энергию, а затем его выход на плато в районе

2035 года. Данное предсказание было, в первую

очередь, основано на расчетах времени, когда

возобновляемые источники энергии займут

значительное место в структуре энергопотребления,

что постепенно обретает свои формы уже в 21ом

веке. Ожидалось, что возобновляемые источники

энергии удвоят долю своего присутствия в

общей структуре энергопотребления, в период

с 2020 г. по 2050 г. (с 19% до 35%), и обеспечат

более половины потребности в электричестве

к 2035 году, с явным отрывом от исторически

сложившегося производства электроэнергии

на основе ископаемых источников энергии.

Ожидаемый 79%ный рост производства

электроэнергии в общем энергетическом

портфеле энергопотребления между 2020 г. и

2050 г., как предполагалось, еще раз докажет,

что возобновляемые источники энергии, такие

как солнечная, ветряная и гидроэнергия,

являются наиболее быстрорастущим сектором

энергоресурсов.

Данное предсказание, однако, не учитывало

состязание между США и Китаем за доминирование

в мире, пандемию COVID-19, и другие

факторы, оказывающие негативное влияние на

ценообразование нефтяного рынка, что теперь

только ускорит процессы трансформации

структуры мирового энергопотребления, и

кратчайшим образом заменит ископаемое

топливо возобновляемыми источниками энергии в

отдельных частях света.

Быстрое восхождение возобновляемых

источники энергии является ключевым фактором,

означающим, что они заменят низкоэффективные

технологии производства энергии на основе

ископаемых источников, и как никогда ускорят

процессы цифровизации. Более эффективные

технологии вскоре станут доступными во всех

секторах экономики, что снизит энергопотребление

в больших индустриальных странах (таких, как

Китай). В дополнение, учитывая текущие уровни

инвестирования, потенциал производства энергии,

и уровни государственного финансирования

(как для сектора возобновляемых источников

энергии, так и для ископаемых энергоресурсов),

во многих регионах до 2025 г., возобновляемая

энергетика станет еще дешевле нефти и газа,

что только ускорит процессы их замещения в

структуре энергопотребления. Существующие

допандемические сценарии исключали 15-20%

возврат на инвестиции в ископаемое топливо,

которые были возможны только при отсутствии

значительной конкуренции. Однако, с приходом

на рынок возобновляемых источников энергии,

существующая маржа ископаемого топлива будет

значительно и быстрее уменьшаться (рис.8 и 9).

Несмотря на то, что 2019 год стал первым годом

в истории, когда мировой спрос достиг значения


ROGTEC

63


в 100 миллионов баррелей нефти в сутки,

в новых мировых условиях прогнозируется

остановка такого растущего спроса на нефть.

Несмотря на стабильный исторический

рост более чем 1% в год, текущие новые

обстоятельства (геополитические, экономические,

и социологические, не принятые в расчет

предыдущих прогнозов) наводят на мысль,

что мир уже засвидетельствовал пик спроса

на нефть (в 2019 г.) и вряд ли достигнет этого

уровня в будущем. Ожидается, что спрос на

нефть к 2050 году будет держаться на уровне

вдвое меньшем, чем сегодняшний. Единственным

ископаемым топливом, доля которого в мировом

спросе будет еще расти, это газ, и, тем не менее,

потребность в нем, по всей вероятности, выйдет

на плато где-то после 2030 года. Принимая во

внимание растущую конкурентоспособность

возобновляемых источников энергии

относительно газа, лишь снижение его цены

вдвое сможет стимулировать некоторый рост его

потребления.

Пять основных выводов:

• С концом глобализации и разрушением мировых

логистических связей в энергетике, вызванных

конфликтом между США и Китаем, правительства

и представители бизнеса должны обеспечить себя

«более региональными» источниками энергии,

с более безопасными и значительно более

короткими цепочками логистики. В случае с ЕС,

единственным доступным источником энергии,

за исключением ядерного топлива, являются

возобновляемые ее виды.

• В то время, когда изменение климата стоит

в качестве приоритетной повестки по всему

миру, назревает насущная необходимость

сокращения выбросов углерода в атмосферу.

Мир ископаемого топлива, остававшийся

единственным главным источником энергии,

вскоре придет к своему концу. Это, в

дальнейшем, переформатирует существующую

нефтегазовую отрасль, заставляя бизнес

значительно сокращать выбросы углерода в

атмосферу, инвестировать в более экологически

ответственные проекты, и уделять большее

внимание социальным последствиям своей

хозяйственной деятельности, помня о своей

репутации в целом.

• Бизнес-компании и правительства воспользуются

текущей пандемией для замедления и переноса

своей хозяйственной деятельности, и портфелей

активов, в сторону возобновляемых источников

энергии. Это устранит их зависимость от

глобальных логистических цепочек, и снизит

риск недопоставок энергоресурсов в случае

геополитической нестабильности.

• Цифровизация будет и дальше

трансформировать нефтегазовые компании по

всему миру, поощряя инициативы внедрения

прорывных технологий машинного обучения и

искусственного интеллекта. Это не обязательно

будет вынуждать сотни тысяч работников

нефтегазового сектора покидать ее, но потребует

другого рода навыков и умений среди рабочей

силы. Поскольку нефтегазовой отрасли пока не

удалось привлечь достаточное количество ITспециалистов

в свое лоно, нехватка компетентных

навыков будет оставаться основной угрозой

дальнейшему преемственному развитию

нефтегазового бизнеса.

• Несмотря на то, что нефтегазовая отрасль

определенно не исчезнет с глобальных рынков,

и значительный спрос на ее продукцию будет

сохраняться, скорее всего, мы больше не увидим

того уровня добычи в 100 миллионов баррелей

сырой нефти в день, который случился в 2019

году. Крайне маловероятно, что добыча выйдет за

пределы показателей 2019 года, и в дальнейшем

прогнозируется постепенное падение суточной

добычи.

Об авторе

Петр Прзыбыло (piotr.przybylo@

geomodes.com) является основателем

и руководителем компании GeoModes,

в г. Лондон (Великобритания).

В последнее время он оказывает

помощь нефтегазовым компаниям в повышении

готовности к будущим вызовам, связанным

с новыми технологиями, цифровизацией, и

неопределенностью с кадрами. Ранее он работал

по проекту «Maersk Oil», занимаясь вопросами

планирования и реализации проекта. Является

дипломированным инженером в области геологии

(2008 г.), диплом Орхусского университета (Дания),

дипломированным инженером в области разведки

и добычи нефти и газа, диплом выдан в Instituto

Superior de la Energia, Repsol, Mostoles (Испания),

и магистром бизнес-администрирования (2018 г.)

Международной бизнес-школы Hult, Эшриджская

модель руководства (Великобритания).

64

ROGTEC


GLOBAL ENERGY


ROGTEC

65

БУРЕНИЕ

Повышение эффективности работы. Опыт

внедрения инструментов Технического предела

при ремонте скважин в MOL GROUP Russia

MOL GROUP Russia: Implementing the ‘Technical

Limit’ System to Improve Efficiency in Workover

Operations

P

оссийские нефтегазовые компании уже около 10

лет внедряют методологию Технического предела

для повышения эффективности операций различных

этапов строительства и ремонта скважин, начиная от

бурения, заканчивая выводом скважины на режим.

R

ussian oil and gas companies have been

implementing the Technical Limit methodology

for about 10 years to improve the efficiency of various

operational stages of well construction and workover,

from drilling to production.

«Газпром нефть» ранее уже писала о своем опыте

в реализации данного направления повышения

эффективности [1].

В данной публикации мы хотели бы рассказать о кейсе

успешного применения методологии Технического

предела при проведении текущего и капитального

ремонта скважин подразделением венгерской нефтехимической

компании MOL Group в своем российском

подразделении ООО «БайТекс», ведущем добычу

нефти на Байтуганском месторождении на границе

Оренбургской и Самарской областей.

Gazprom Neft has already written about their

experiences of implementing this solution to improve

their efficiency within this publication [1].

In this article, we will discuss the successful implementation

of the Technical Limit methodology during the current well

workover program by BaiTex LLC, the Russian division of

MOL Group, which operates the Baytukansky field on the

border of the Orenburg and Samara regions.

The case study is of interest since a wide range of

Technical Limit tools were implemented. Including the

66

ROGTEC


DRILLING

Этот кейс интересен спектром внедрённых

инструментов Тех. предела, сроками их внедрения,

а также тем, что значительная часть проекта по

внедрению Тех. предела пришлась на период

действия ограничений, вызванных распространением

COVID-19.

Поставленная задача

Работая на зрелом Байтуганском месторождении

(освоение которого началось еще в 1930-е годы), для

ООО «БайТекс» важно оперативно и с минимальными

затратами осуществлять текущий и капитальный

ремонт скважин (ТКРС) своего достаточно большого

скважинного фонда, насчитывающего более 500

скважин.

В 2019 году Коэффициент Производительного

Времени (КПВ) работы бригад ТКРС подрядной

организации по ремонту скважин имел значение

0.75, т.е. только три четверти времени,

которое бригады тратили на ремонт скважин,

Заказчик оплачивал, остальное время к оплате

не принималось из-за различных простоев и

превышений норм времени по операциям.

Компания «БайТекс» видела большой потенциал

в повышении эффективности работы ТКРС так,

как среднее значение КПВ по региону оценивала

в 0.85. Для решения этой задачи было принято

решение внедрить в работу по ТКРС инструменты

Технического предела.

Евгений Лапшин, исполнительный директор MOL

Group по России и Казахстану

У себя в компании за последние годы мы достигли

больших успехов в повышении эффективности

бурения. Команда наших буровиков, используя свои

навыки и методологию Технического предела, за 4

года сократила сроки бурения на 46 %.

Мы видели области для улучшения в работе ТКРС,

и понимали, что это направление будет следующим.

В конце 2019 года мы дали старт проекту по

повышению эффективности работы ТКРС.

Ставя задачу обеспечить улучшение в этом

направлении, для меня было важно, чтобы были

соблюдены следующие условия:

● Был использован системный подход, т.е. был

проведен комплекс взаимосвязанных

мероприятий, охватывающий инструментами Тех.

предела всех участников процесса ремонта

скважин и вовлекающий в работу как

управленческий, так и производственный

персонал.

fact that the system was introduced and implemented

during the COVID-19 pandemic restriction period.

The Task at Hand

Baitugan is a mature field (the development of which

began in the 1930’s). BaiTex LLC needed to carry out

routine maintenance and workover promptly and costeffectively

in its large, 500+ well, field.

In 2019, the Performance Time Ratio for the contracted

well workover services was 0.75, i.e. only three-quarters

of the time that the team spent on well repair the

customer actually paid for. The rest of the time was not

paid for due to various downtime incidents and tasks

exceeding the standard time permitted for operations.

BaiTex saw the potential in improving the efficiency of the

workover operations as the average KPI for the region

was estimated at 0.85. To solve this problem, it was

decided to introduce the Technical Limit program into

workover operations.

Evgeny Lapshin, Executive Director of MOL Group for

Russia and Kazakhstan

In recent years, our company has made great strides

in improving our drilling efficiency. Our team of drillers,

using their skills and methodology of the Technical Limit

program, have reduced drilling times by 46% in 4 years.

We saw the need for improvement in workover

operations, and we understood that this would be our

next target. By the end of 2019, we launched a project to

improve workover efficiency.

In order to ensure these improvements, it was important

that the following conditions be met:

A systematic approach had to be taken, i.e. a set of

interconnected activities covering Technical Limits was

conducted. All the participants in the workover process

were involved including both the management and

production teams.

● The changes had to be sustainable, so that the tools

and methodologies implemented became entrenched

and an integral part of our production culture.

It had to be mutually beneficial. Having benefited from

the changes for ourselves as a Customer, it is important

for us that both the service contractor and especially the

employees would be interested in achieving the desired

results.

The Focus is on Continuous Improvements

The Technical Limit program is based on the Deming


ROGTEC

67

БУРЕНИЕ

● Устойчивость сделанных изменений,

чтобы внедренные инструменты и методы

закрепились и стали неотъемлемой частью нашей

производственной культуры в дальнейшем.

● Взаимовыгодность. Получая выгоду от изменений

для себя как для Заказчика, для нас важно, чтобы

и подрядчик, и особенно его работники были бы

сами заинтересованы в получаемом результате.

В фокусе – непрерывные улучшений

Методология Технического предела основывается

на известном еще с периода после Второй

мировой войны Цикле Деминга «Планирование –

Действие – Проверка - Корректировка», лежащим

в основе системы непрерывных улучшений. Все

активности и инструменты так или иначе повышают

качество планирования, определяют правильный

и безопасный порядок работ, контролируют

корректность планирования и выполнения, и вносят

уточнения в следующий производственный цикл. Для

того, чтобы каждый последующий цикл был лучше,

чем предыдущий.

Управляющий комитет

Руководство MOL Group Russia и

ООО «БайТекс»

- Определение целей и задач

- Утверждение плана и итогов

- Контроль исполнения вех

cycle of, “Plan, Do, Check, Act». The cycle has been

adjusted since WW II and is the basis of the continuous

improvement system.

Creative Commons Attribution 3.0 Unported.

Diagram by Karn G. Bulsuk

The project approach was used to implement the

initiative to improve the efficiency of workover operations

Административ. поддержка

Главный инженер и главный геолог

«БайТекс»

Руководитель проекта

Менеджер по бурению

- Координация работ Проекта

- Контроль исполнения задач

- Мониторинг КПЭ

Экспертная поддержка

А. Борисов

Команда проекта

Руководители профильных служб

заказчика, подрядчика

Структура управления проектом

повышения эффективности

ТКРС

- Проведение основных работ

- Руководство рабочими группами

Рабочие группы по

улучшениям

- Поиск решений по повышению

эффективности

68

ROGTEC


DRILLING

Steering Committee

Management of the MOL Group

Russia and BaiTex LLC

- Determining goals and objectives

- Plan and performance approving

- Monitoring milestone performance

Administrative Support

Chief Engineer and Chief Geologist of

“BaiTex”

Рroject Director

Drilling Manager

- Project work coordination

- Task fulfillment control

- Monitoring KPI’s

Project Team

Heads of Customer’s and

Contractor’s profile services

- Performing core jobs

- Managing work teams

Project Expert Support

A.Borisov

The Management Structure for the

Project of Well Workover Efficiency

Enhancement

Work Improvement Teams

- Searching for solutions to increase

the efficiency

Реализуя инициативу по повышению

эффективности ТКРС, MOL Group и «БайТекс»,

использовали проектный подход. Была

определена цель проекта, его охват, проектная

команда, структура управления, ресурсы.

Продолжительность проекта была установлена

в 10 месяцев, с ноября 2019 года по август 2020

года.

Такая обстоятельность является хорошей

практикой реализации комплексных инициатив

по повышению производительности. Также,

в качестве экспертной поддержки в запуске

инструментов Технического предела, к участию в

проекте был привлечен Артем Борисов, имеющий

многолетний успешный опыт реализации схожих

проектов.

Команда проекта явно знала свое дело. За

короткое время – две недели – была проведена

диагностика, составлен план работ по проекту,

и началась работа. В ней были выделены 5

основных направлений: (1) инструменты в офисе,

(2) инструменты на объектах ведения работ,

(3) инструменты мониторинга и контроля, (4)

Система управления и коммуникаций, (5) Развитие

компетенций и лидерства.

in MOL Group and BaiTex. The project was set to last 10

months, from November 2019 to August 2020.

This is good example in implementing comprehensive

productivity initiatives. Also, as expert support in the

launch of the Technical Limit tools, Artem Borisov, who

has many years of successful experience in implementing

similar projects, was involved in the project.

The project team knew their roles. Within two weeks,

diagnostics were carried out, a work plan for the

project was drawn up, and work commenced. The

plan highlighted 5 main areas: (1) tools in the office, (2)

tools in the field, (3) monitoring and control tools, (4)

Management and Communications System, (5) The

development of competencies and leadership.

Roman Kozlov, Project Manager, Drilling Manager

MOL GROUP Russia

We didn’t want to reinvent the wheel when

implementing a project to improve the efficiency of

workover operations. Our drilling team had excellent

efficiency enhancement tools: well planning, day

depth schedules, operational flow charts, shift

planning meetings. We wanted to adapt these tools

to workover operations.


ROGTEC

69

БУРЕНИЕ

01

Инструменты в

офисе

Tools in the Office

02 03 04 05

Инструменты на

объектах

Tools used at

Workover Facilities

Инструменты

мониторинга

Monitoring Tools

Система

управления и

коммуникаций

The System of

Management and

Communications

Развитие

компетенций и

лидерства

Development of

Competencies and

Leadership

Роман Козлов, менеджер проекта, менеджер по

бурению MOL GROUP Russia

Реализуя проект по повышению эффективности

ТКРС, мы не хотели изобретать велосипед. В бурении

у нас прекрасно работали инструменты повышения

эффективности: планирование скважины, график

глубина-день, блок-схемы операций, планерки с

вахтами. Мы хотели адаптировать эти инструменты под

операции ремонта скважин.

В результате мы определили порядок работы и

внедрили ежемесячное планирование КРС (по

аналогии планирования скважины в бурении),

детальный план-график ремонта скважины на

основании норм времени (по аналогии с графиком

глубина-день), и многие другие инструменты.

Не все это внедрение проходило гладко. Так, поначалу

мы считали, что для ТКРС быстрое и качественное

составление план-графика ремонта на каждую

скважину будет сложной задачей. Однако, достаточно

быстро мы это решили с помощью несложной таблицы

в Excel, и теперь при начале каждого ремонта мастер

получает очень точный план работ, рассчитанный

строго по нормативам. На основании этого плана он

определяет с бригадой операции на каждую смену, по

завершении ремонта предоставляет бригаде обратную

связь, подводит итоги. Мы же получаем важную

статистику о продолжительности отдельных операций

ремонта и сведения о причинах отклонений.

Мотивация бригад

Одной из ключевых проблем в ТКРС являлась

низкая мотивация работников бригад подрядчика.

У рядовых сотрудников была невысокая зарплата,

As a result, we defined the procedures and

implemented monthly workover planning (similar to

the drilling plan), a detailed workover schedule based

on standard time norms (similar to the day depth

schedule), and many other tools.

Not all the implementation went smoothly. At first we

thought we would need quickly produce a high-quality

workover schedule per well and that this would be a

difficult task to complete. However, quite swiftly we

solved this with the help of a simple Excel spreadsheet,

and now at the beginning of each repair the foreman gets

an accurate plan of work, calculated strictly according to

standards. Based on this plan, he determines with the

crew the operations for each shift, after the repair they

provide the team with feedback and a summary. We also

get important statistics about the duration of individual

workover operations and information about the causes of

any deviations in the plan.

Crew Motivation

One of the key problems during well service operations

was the low motivation of the contractor’s crews.

Ordinary employees had low wages, there was no

connection between work performance and pay. One

of the first tasks of the project was to fix this.

Oleg Kondratiev, the head of the contractor’s workover

team, had already worked out the principles of crew

motivation. With the support of BaiTex management, the

contractor was persuaded to implement a transparent

and results-based incentive system. At first, no one

was sure that this system, even if it were launched,

would work for more than a month or two. Result: since

January 2020, the system has worked like clockwork, it

now has the trust of all the employees.

70

ROGTEC


DRILLING

не было связи результатов работ и полученного

вознаграждения. Одной из первых задач проекта

было это исправить.

У Олега Кондратьева, начальника Цеха ТКРС

подрядчика, уже были наработки принципов

мотивации бригад. При поддержке руководства

«БайТекс» подрядную организацию убедили

внедрить прозрачную и основанную на результатах

систему мотивации. Сначала ни у кого не было

уверенности что эта система, даже если ее запустят,

будет работать больше месяца-двух. Результат:

система работает как часы с января 2020 года,

теперь к ней есть доверие всех работников.

Ее принцип простой: установлен уровень КПВ*

в 0.70, при котором выплачивается базовая

заработная плата, равная тому, что люди получали

ранее. За каждую дополнительную сотою единицу

КПВ добавляется 1% к зарплате. Дополнительно,

мастер оценивает вклад каждого работника,

проставляя ему Коэффициент Трудового Участия

(КТУ), который может быть повышающим и

понижающим. Несложные и известные инструменты

мотивации позволили работникам приносить домой

на 20-25% больше заработка. Их эффективность

была усилена постоянством в применении и

прозрачностью расчётов.

Как отмечает Олег Кондратьев, сейчас работники

минимизируют любые простои, зная, как они влияют

на их зарплату. Даже когда случаются инциденты, их

ликвидация происходит в кратчайшие сроки.

*КПВ – отношение нормативного времени к календарному

времени

И тут случился COVID

В самом разгаре работ, в марте месяце, все

установившееся взаимодействие и ход работ

были внезапно разрушены начавшейся пандемией

коронавируса. Прекратилось любое очное

взаимодействие и обучение, развитие работников

на местах через предоставление обратной связи,

мозговые штурмы, групповые занятия и обсуждения.

И все это имело место в условиях пагубного

воздействия из-за обрушения цен на нефть…

Однако, от целей проекта никто не был настроен

отступать, и нужно было срочно перестраивать

систему работы. И уже в начале апреля была

разработана и внедрена схема дистанционной

работы, при которой все выпавшие активности были

переведены в он-лайн. Оставалась одна проблема:

как внедрять инструменты в бригадах, в условиях их

удаленности и слабой связи?

The principle is simple: a CPT* level of 0.70 is set, at

which the previous basic salary level is paid. For each

additional unit of CPT 1% is added to their salary.

Additionally, the supervisor assesses the contribution

of each employee by assigning him a Labor

Participation Coefficient (LPC), which can increase

or decrease depending on their performance. These

simple and well-known motivational tools have

allowed workers to take home 20-25% more money.

The effectiveness is enhanced by implementing

consistent and transparent wage calculations.

As Oleg Kondratyev notes, now workers minimize any

downtimes, knowing how they affect their salary. When

incidents do occur, they are solved and eliminated as

soon as possible.

*CPT – Standard time to calendar time ratio

And Then There was COVID

During the program, in March, all the established work

patterns and progress were suddenly stopped by the

outbreak of the coronavirus pandemic. All the faceto-face

interaction and training, the development of

field workers through feedback, brainstorming, group

sessions and discussions ceased. And all this took place

in the context of the disastrous impact of the collapse of

oil prices...

However, no-one wanted to stop and step back from

the objectives of the program, and it was necessary

to urgently restructure the system and ways of

working. By early April, a remote work scheme was

developed and implemented, in which all the blocked

activities were transferred online. There was only one

problem: how to implement the system in teams who

are in remote locations with poor communication

networks?

Under these conditions, excellent leadership was

shown by BaiTek’s workover service team which

was headed up by Alexander Ryndin. Under

the leadership of his deputy V. Borzenkov, the

role of the project’s workover supervisor quickly

changed. According to the initial implementation

plan supervisors and workover specialists were

supposed to be trained in efficiency improvement

tools throughout the course of the project. Then the

Covid travel restrictions came into force between

the regions, so this training approach had to be

adjusted. After a month of distance learning, the

workover supervisors changed from apprentices into

mentors: they began to train the foremen in efficiency

improvement tools, monitor their quality, and

providing feedback. In other words, they undertook

the role that third-party consultants and experts have


ROGTEC

71

БУРЕНИЕ

1.00

Показатель КПВ в ТКРС в 2020г.

CPV indicator in workover in 2020

Среднее, 0.88

Average, 0.88

0.80

Цель на 2020г., 0.83

2020 target, 0.83

0.60

0.78 0.79 0.79 0.84 0.87 0.96 0.93 0.99 0.96

дек.

Dec

янв.

Jan

фев.

Feb

март

March

апр.

April

май

May

июнь

June

июль

July

авг

Aug

сен

Sept

КПВ в 2019г, 0.75

CPV in 2019, 0.75

окт

Oct

ноя

Nov

дек.

Dec

В этих условиях лидерство проявила команда

Службы ТКРС «БайТекс» во главе с Александром

Рындиным. Под руководством его заместителя

В. Борзенкова была оперативно изменена роль

супервайзеров ТКРС в рамках проекта. Если по

первоначальному плану внедрения предполагалось

обучение супервайзеров и мастеров ТКРС

инструментам повышения эффективности на всем

протяжении проекта, то в условиях ограничений в

поездках между регионами такой подход необходимо

было менять. И супервайзеры ТКРС уже через месяц

дистанционного обучения сами превратились из

учеников в наставников: начали обучать мастеров

инструментам повышения эффективности,

отслеживать их качество, предоставлять обратную

связь. Иными словами, делать то, что на других

проектах долгое время делают сторонние

консультанты и эксперты.

Все эти действия позволили достаточно быстро

команде проекта встать на рельсы внедрения

запланированных инструментов.

Олег Торопчин, генеральный директор ООО

«БайТекс»

Проект по повышению эффективности ТКРС

послужил для нас хорошим импульсом

сфокусированно приступить к решению известной

проблемы. И приложение командных усилий в

данном направлении дало нам неплохие результаты.

Помогло нам и то, что в самом начале работы мы

четко определили за достижение каких показателей

отвечают участники проекта, выделили их Ключевые

Показатели Эффективности (КПЭ), и стали их

регулярно мониторить. В начале отдельным

руководителям было непривычно качественно

планировать свои действия по достижению КПЭ

в предстоящие месяцы. Теперь же работа по

been brought in to do, at a cost and as standard

practice, on other projects.

All these actions allowed the project team to get back

on track quickly enough to implement the project

systems.

Oleg Toropchin, CEO of BaiTex LLC

The workover efficiency project has provided us with

a good impetus to start addressing a known problem

that we had. The team’s efforts gave us great results.

It also helped us that at the very beginning of

the program we clearly defined what the project

participants were responsible for, identified their Key

Performance Indicators (KPIs), and began to monitor

them regularly. In the beginning, it was unusual for

individual managers to plan their actions to achieve the

KPI’s in the coming months. Now, operational planning

is more focused and has become part of the norm.

Constantly looking ahead to improve the efficiency of

well service operations has become part of our culture.

In general, our communications have become more

transparent. We have become clearer with operational

risks and safety. I welcome it when subordinates speak

openly about the problems that exist, and we address

without delay, the issues in which they need help.

Results

After 9 months of the project, the results exceeded the

original targets. The CPT value for workover operations is

approaching 1, which initially seemed unobtainable even

to the most experienced workers.

In many areas of work there has been a qualitative

improvement shift. Visual monitoring tools which show

work performance allowed the customer to keep an

72

ROGTEC


DRILLING

Инструменты Технического предела

Technical Limit Tools

янв.

Jan

фев.

Feb

март

March

апр.

April

2020

май

May

июнь

June

июль

July

авг

Aug

сен

Sept

1. КРС на бумаге/Оценка планирования

1. Workover on paper / Planning assessment

Инструменты в офисе

Office Tools

2. Деловой обзор/Одностраничные отчеты с КПЭ

2. Business Overview / One-Page Reports with KPIs

3. Система мотивации бригад

3. Team Motivation System

4. Двухдневное планирование/ анализ работ по

скважинам план-факт

4. Two-day planning / analysis of well operations plan-fact

5. Мозговые штурмы, внедрение идей

5. Brainstorming, implementing ideas

1. Планерка с бригадой

1. Planning meeting with the crew

Инструменты бригад

Crew Tools

2. Доска планирования

2. Planning board

3. Ведение план-графика по скважине/ анализ планфакт

ремонта

3. Maintaining a schedule for the well / analysis of plan-fact of

the workover

4. Обратная связь бригаде после ремонта/

предварительная выработка по скважине

4. Feedback to the crew after workover / preliminary

production

5. Применение блок-схем

5. Application of block diagrams

1

2

3

4

Инструмент не применяется - Tool not applied

Инструмент применяется нерегулярно и/или с невысоким качеством - The tool is used irregularly and / or with poor quality

Инструмент применяется периодически, или качество применения - среднее - The tool is used intermittently or the quality of use is average

Инструмент применяется регулярно, качество использования - высокое - The tool is used regularly, the quality of use is high

планированию действий по улучшениям ведется

более предметно, и стала нормой. Постоянный

взгляд вперед для того, чтобы повысить

эффективность последующих операций, стал частью

нашей культуры.

В целом наши коммуникации стали более

прозрачными. Мы стали четче проговаривать

риски. Я приветствую, когда подчиненные открыто

говорят об имеющихся проблемах, без задержек

обращаются с вопросами, в решении которых им

нужна помощь.

Результаты работ

По прошествии 9 месяцев проекта его результаты

превысили изначально установленные цели.

Значение КПВ при ТКРС приближается к 1, что

изначально казалось недостижимым самым опытным

работникам.

По многим направлениям работы произошел

качественный сдвиг. Введен наглядный

overview of the whole project on one radar. It is gratifying

that the key performance reporting is conducted by

the workover supervisors who determine the use of the

Technical Limit system in the teams. As the supervisors

joked, they can now introduce efficiency improvement

tools, based on wage renumeration, in other companies

involved in workover.

During the project, over 20 new systems were

implemented and consolidated in all areas.

For Evgeny Lapshin all of this happened due to one

important principle: the results are beneficial to all

participants. The customer’s wells are repaired within

the shortest possible time frame. The salary of the

service companies crews increased by a quarter. At

the same time, workover service company’s revenue

from BaiTex for the services rendered increased by

more than the increase in staff costs. And all together,

the employees of the customer and service company

have acquired and consolidated their skill sets to

conduct their work more effectively. This means that


ROGTEC

73

БУРЕНИЕ

1

Планирование КРС

(КРС на бумаге)

Wellwork Planning

(workover on paper)

Деловые обзоры на основе

отчетов с КПЭ

Business Reviews based on

KPI Reports

Мотивация бригад ТКРС

Motivating workover crews

Двухдневное

планирование ТКРС

Two-day workover planning

Мозговые штурмы,

внедрение идей

Brainstorms, introduction

of concepts

2

Планерка с бригадой

Kick-off meeting with a crew

Доска планирования

Blackboard of planning

План-график по ремонту

скважины

Well workover forward schedule

Обратная связь бригаде

после ремонта

Post-workover feedback

to a crew

Блок-схемы операций

Job Flow diagrams

3

4

5

Одностраничные отчеты

с КПЭ

Single-page KPI reports

Индивидуальное развитие

лидерства

Individual Leadership

Development

Светофор качества

инструментов

The Quality Traffic Lights

for Tools

Семинары и тренинги по

инструментам

Workshops and seminars

on tools

Анализ выполнения

план-графиков ремонтов

Workover Forward Schedule

Performance Review

Обратная связь по

инструментам

Feedback on tools

Внедренные инструменты и подходы в ходе проекта

Tools and Practices Adopted during Project Implementation

Система управления

Проектом

Project Management System

1

2

3

4

5

Инструменты в офисе

Tools in the office

Инструменты на объектах ремонта

Tools used at workover facilities

Инструменты мониторинга

Monitoring Tools

Система коммуникаций

Communications System

Система управления и коммуникаций

Management and Communications

Развитие компетенций и лидерства

Competencies & Leadership development

мониторинг качества внедрения инструментов,

который позволяет держать на одном радаре

всю картину по проекту. Отрадно, что ключевым

звеном мониторинга являются супервайзеры

ТКРС, определяющие качество использования

инструментов Технического предела в бригадах.

Как шутят супервайзеры, теперь они могут внедрять

на возмездной основе инструменты повышения

эффективности в других компаниях, ведущих работы

ТКРС.

Всего за период проекта было внедрено и

закреплено в работе более 20-ти инструментов по

всем его областям.

И все это произошло при соблюдении одного

важного для Евгения Лапшина принципа: результаты

выгодны всем участникам. Заказчик приобретает

отремонтированные скважины в кратчайшие

сроки. Заработная плана работников бригад

ТКРС подрядчика выросла на четверть. При этом

выручка подрядчика по ТКРС за оказываемые

«БайТекс» услуги возросла на сумму, превышающую

рост затрат на оплату персонала. И все вместе

сотрудники заказчика и подрядчика обрели и

закрепили навыки проводить свою работу более

эффективно. А значит результаты будут улучшаться

и в будущем.

there will be further improvements still to come in

the future.

Artem Borisov, expert on productivity and leadership

development

In terms of the number of systems implemented, their

quality, timing of the implementation, and the challenges

we faced along the way, it was a unique project.

Nevertheless we were able to implement and deliver,

to a high standard, a lot of what we initially planned to

achieve on time.

I believe that the main factors of success for us were:

● Continued support and leadership involvement

throughout the project. Both Yevgeny Lapshin, Oleg

Toropchin and other sponsors attended all the key

meetings and business reviews, demonstrating the

importance of management support for such projects

so that they can achieve the set targets. In every

instance they supplied the necessary support.

● The key project participants were more or less

familiar with performance-enhancing tools and time

was not wasted on «converting» them to the concept

of continuous improvement. There was only the need

to remind on certain things, to put them in a single

system, and support of the management team help

grease the wheels of the whole implementation.

74

ROGTEC


DRILLING

Артем Борисов, эксперт по повышению

производительности и развитию лидерства

С точки зрения количества внедренных

инструментов, их качества, сроков внедрения, и

сложностей, с которыми нам пришлось столкнуться

по ходу, это был уникальный проект. Тем не менее,

в установленные сроки нам удалось внедрить и

вывести на хороший уровень качества очень многое

из того, что мы планировали сделать в начале.

Я считаю, что основными факторами успеха для нас

явились:

● Постоянная поддержка и вовлеченность

руководства на всем протяжении проекта.

И Евгений Лапшин, и Олег Торопчин, и другие

спонсоры присутствовали на всех ключевых

совещаниях и деловых обзорах, своими

действиями и словами демонстрируя значимость

проекта для целей бизнеса. В нужных случаях

была их необходимая поддержка.

● Ключевые участники проекта в той или иной

степени были знакомы с инструментами

повышения производительности, и не было

необходимости тратить время на их «обращение

в веру» непрерывных улучшений. Была лишь

необходимость напомнить определенные

вещи, облачить их в единую систему, а «смазкой»

всего механизма как раз и являлось внимание

руководства.

Аппетит приходит во время еды

Еще по ходу работы по повышению эффективности

ТКРС, команда проекта старалась с помощью

инструментов Технического предела оказать

содействие в другом смежном направлении – в

подборе скважин для проведения на них геологотехнических

мероприятий (ГТМ). Здесь тоже удалось

добиться определенных результатов.

Был настроен и оптимизирован процесс

подбора скважин – кандидатов для проведения

ГТМ, определены критерии и процесс оценки

эффективности проведенных ГТМ, с анализом и

извлеченными уроками. В работу по повышению

эффективности были вовлечены новые участники.

Подводя итоги проведенной работы по

эффективности ТКРС и отмечая успешность проекта,

для Евгения Лапшина важным представляются

следующие задачи:

1. Сохранить все внедренные инструменты

повышения производительности в области ТКРС и

иных смежных областях;

The Appetite Comes with Eating

Whilst improving the efficiency in workover operations,

the project team tried to assist with the use and

implementation of the Technical Limit system to other

applications - in the selection of wells for geological

and geotechnical measurement (GTM).

The process of GTM well candidate section was

initiated and optimized, the criteria and process to

evaluate the effectiveness of GTM, with analysis and

lessons learned were defined. To improve efficiency

further new team members were involved.

In summary and noting the success of the project,

Evgeny Lapshin listed the following important tasks:

1. To ensure all the implemented performance

enhancing tools and systems remain in workover

operations and other related areas;

2. Select new areas where performance enhancing

tools can be implemented to bring further value to

the business.

And in solving the second task, the workover project

team trained in performance improvement will provide

expert support to their colleagues.

References:

1. Zorina S., Ragouline A., Borisov A. Gazprom Neft

Launches an Ambitious Programme to Improve

Drilling Efficiency: ROGTEC Magazine #43, 2015, o.

39-50

2. Выбрать новые направления, в которых

инструменты повышения производительности

могут принести ценность для бизнеса.

И при решении второй задачи уже команда

проекта повышения эффективности ТКРС будет

предоставлять экспертную поддержку своим

коллегам.

Список литературы:

1. Зорина С., Рагулин А., Борисов А. «Газпром

нефть» запускает масштабную программу повышения

эффективности бурения: Журнал ROGTEC #43,

2015, c. 39-50


ROGTEC

75

ИНТЕРВЬЮ

76 ROGTEC


INTERVIEW

Интервью ROGTEC:

Евгений Болдырев, Исполнительный

вице-президент ГК «НьюТек Сервисез»

The ROGTEC Interview:

Evgeny Boldyrev,

Executive Vice President, NewTech Services

Локализация производства

нефтепромыслового оборудования

в России

В последние годы российский ТЭК работает в

условиях низких цен на нефть, что подталкивает

нефтегазовые компании к более тщательному

выбору подрядчиков, а нефтесервисные

компании к локализации производства. Среди

немногих игроков нефтесервисного рынка,

активно локализующих производство технологий

в России, – группа компаний «НьюТек Сервисез».

Исполнительный вице-президент компании

Евгений Болдырев рассказал “ROGTEC” в каких

случаях локализация и запуск российского

производства могут оказаться конкурентными и

привлекательными не только для

российского ТЭК.

«НьюТек Сервисез» активно развивает

производство в России. За последние годы

были открыты современный завод полного

цикла производства буровых долот с

поликристаллическими алмазными резцами

(PDC) в матричном и стальном исполнении в

Кургане, два завода в Перми – по производству

бурового оборудования и производству

оборудования заканчивания скважин. Почему

Вы верите в их успех?

Локализация производства – один из способов

импортозамещения и является эффективным

способом внедрения передовых технологий,

создания высокотехнологичных рабочих мест,

обучения персонала передовым практикам,

внедрения стандартизации и развития смежных

производств. С глобальной точки зрения есть

несколько признанных центров производства

Localizing Oilfield Manufacturing in Russia

The Russian energy sector has been under pressure

from low crude oil prices over the last few years, pushing

operators to be more cautious about contractors as

well as pushing contractors to their percentage of local

content. NewTech Services is one of the leaders who

continuously expands their local manufacturing. Evgeny

Boldyrev, NewTech Services Executive Vice President,

discusses prospects and competitive advantages of

basing their equipment manufacturing in Russia.

NewTech Services Holding Limited is accelerating

the development of the in-house technical services

in Russia. The group in recent years has developed

production at its 3 key manufacturing plants in Russia.

A modern factory based in Kurgan manufacturers

state of the art PDC drill bits, with 2 modern factories

in Perm focused on the manufacture of drilling,

production and well completion tools. Why is Newtech

Services pushing its localization efforts?

Localization is an effective import-replacement approach.

It is an efficient approach for technology development,

creation of high value added workplaces, competency

development programs for local professionals and

deployment of standardization programs as well as

supplier development. North America, Europe and

China are recognized leaders in product development

and manufacturing, whereas Asia, Middle East and

Latin America significantly lag behind. However,

Russia possesses all product development capabilities

combining both low cost and high technology

capabilities. The local content of such manufacturing

will amount to 90-100% depending on the technology

and preserving the quality equivalent to the US and

EU manufacturing. Hence, Russia has excellent

opportunities for localization of high technology at low


ROGTEC

77

ИНТЕРВЬЮ

нефтепромыслового оборудования - Северная

Америка, Европа и Китай. С технологической точки

зрения в Азии, на Ближнем Востоке и Латинской

Америке почти отсутствует технологическая база

для масштабного производства. Однако, такая

технологическая база есть в наличии в России, где при

оптимальных затратах можно наладить производство

технологий мирового уровня. Локальная составляющая

такого производства будет достигать до 90-100%

комплектующих в зависимости от производимого

оборудования, и при этом оборудование будет такого

же высокого качества, как при производстве в США

или Европе. Поэтому Россия – это прекрасный регион

для производства высокотехнологичных решений

с точки зрения соотношения “цена-качество”.

Мы видим в локализации производства одну из

главных задач – развитие российской инженерной

и производственной базы, способной создавать и

производить самые передовые продукты под задачи

отрасли в России.

Но на рынке много российских игроков, а также

представлены крупные западные игроки,

стремящиеся к локализации своих технологий.

Верно. Российских производителей много, но вопрос

качества многих из них остается открытым. Что

касается, крупных западных игроков, то их рынок

локализации производства весьма ограничен.

Пожалуй, только один из игроков “большой

четверки” активно и всерьез нацелен на размещение

производства в России, остальные представители

“большой четверки” в силу разных причин не

занимаются данным вопросом в нашей стране.

В сложившейся ситуации «НьюТек Сервисез» -

это уникальный симбиоз российских и западных

технологических решений, что положительным

образом сказывается и на производимом в

России оборудовании.

Насколько конкурентоспособно оборудование,

производимое в России, по цене и качеству?

Очень конкурентоспособно, при этом качество

производимого оборудования не уступает

западным аналогам, а цены в наименьшей степени

подвержены колебаниям в зависимости от курса

доллара. В отрасли есть дилемма – дорогое

качественное оборудование “большой четверки”

или дешевое и некачественное оборудование

из Китая, где качество нефтепромыслового

оборудования по-прежнему оставляет желать

лучшего. На этом фоне наше российское

производство выглядит “золотой серединой”,

оптимальным решением. Лучшие мировые

технологии и качество по оптимальным ценам.

Один из цехов ООО «Гидробур-сервис», г.Пермь

Hydrobur-service Workshop in Perm, Russia

cost. Our ultimate goal is to develop and adapt high

technology to make innovative products available in Russia.

But there are also many other Russian companies

and also international players looking to develop

their local content.

That is true. Many Russian companies develop their

in-house manufacturing; however, the quality in many

cases is still doubtful. Localization among the biggest

oil services companies is quite limited. Only one big

player truly aims to localize technology development

and manufacturing. Others do not prioritize it due

to different reasons. NewTech Services is a new

symbiosis between Russian and Western technologies

positively affecting local.

Do you think Russian technology products are

competitive in quality and cost?

Very competitive, the quality is equivalent to the western

manufacturing and the cost is less subject to currency

exchange fluctuations. Producers often face a dilemma:

the “big four” expensive first-class quality products or

the Chinese cheap poor-quality products. Our local

manufacturing is the golden mean between two extremes.

When we speak about the competitive advantages,

do we speak about the competitive advantages on

the Russian market only?

Not only. When we speak about the competitive

advantages, we mean the oilfield services market in

general, not only in Russia. All our plants implement

Quality Management Systems. All our products

manufactured in Russia are API certified. We see the

CIS, Europe, Middle East, Latin America and Africa in

the nearest future as prospective markets.

78

ROGTEC


INTERVIEW

Конкурентоспособность в данном случае

касается только России?

Нет, что Вы. Когда мы говорим о

конкурентоспособности мы имеем в виду

нефтесервисный рынок в целом, не только в России.

На всех наших заводах внедрена и работает система

менеджмента качества, всё производимое нами

оборудование сертифицировано по стандартам API.

Наиболее перспективными рынками, производимого

в России оборудования, представляются,

безусловно, в первую очередь рынки СНГ и Европы,

а также Ближнего Востока и Латинской Америки, и в

недалеком будущем Африки.

Вы говорили о симбиозе российских и западных

технологических решений внутри Группы

компаний. Что конкретно имеется в виду?

Есть два сценария локализации производства.

Первый сценарий – мы переносим в Россию

аналогичный западному цикл производства, а

именно: технологии, разработанные на Западе,

и станки, на которых ведется изготовление

оборудования. Второй сценарий – мы производим

собственные технологические решения на лучших

производственных мощностях.

Так, например, по первому сценарию по аналогии с

заводом в Европе на заводе в г.Кургане по западным

технологиям налажен полный цикл производства

буровых долот. Долота выпускаются как в матричном,

так и стальном исполнении. Однако, даже при

таком сценарии наш собственный конструкторский

отдел постоянно улучшает и дорабатывает

технологические решения наших западных коллег.

Завод работает с 2012 года, мы были первыми

и остаемся единственными на данный момент

игроками международного уровня, разместившими

производство буровых долот типа PDC в России.

Также, в 2020 году в г.Перми был открыт завод

по производству оборудования для заканчивания

скважин ООО «Фронтьер Ру», являющийся филиалом

нашего завода Frontier Oil Tools (США). На заводе

налажено производство набухающих пакеров,

пакер-подвесок хвостовиков, оборудования МСГРП

и другого оборудования для заканчивания скважин.

Завод ООО «Фронтьер Ру» - первый и единственный

на сегодняшний день производитель пакер-подвесок

классов валидации V1 и V0 (герметичное газовое

уплотнение и нулевой критерий допустимости

пузырьков) в России.

По второму сценарию на заводе по производству

бурового оборудования ООО «Гидробур-сервис»

You mentioned the symbiosis between Russian and

Western technologies within the group. Can you

expand on this?

There are two ways for such a symbiosis. First, we

transfer western technology and western machines to

manufacture these technologies locally. Second, we

produce local technology on best-in-class machinery

in-house.

Our PDC plant in Kurgan is an example of a complete

transfer of western technologies and machinery. It is

a full production cycle manufacturing facility equipped

with the state-of-the-art machinery to produce firstclass

quality matrix and steel-body polycrystalline

diamond compact (PDC) drill bits. However, our

Russian engineering team pushes the boundaries

to design, adapt and improve western technologies.

We pioneered PDC drill bit manufacturing in Russia

in 2012 and still claim to be the number one on

the market.

Another example is our well completion manufacturing

facility in Perm. Frontier RU, a branch of Frontier

Oil Tools (USA), opened its doors in March 2020

and deployed the best manufacturing practices for

swellable packers, liner hanger packers, multi-stage

fracturing systems and other completion equipment.

And again, we have pioneered the highest packer

V1/V0 design-validation grades meeting the strictest

requirements of test-acceptance criteria (zero leakage

gas test and bubble tight gas seal).

Hydrobur-service is an example of Russian native

technologies manufactured on Western best-in-class

machinery. The plant in Perm is equipped with DESMA

stator injector moulding machines, two-station spray

rig (which is unique for Russia) and Weingartner highprecision

machine to produce single- and multi-lobe

rotors and stator cores for first-class quality positive

displacement mud motors (PDMs). We also produce

double-acting hydraulic drilling jars, hydraulic fishing

jars, circulation subs, weight-on-bit tools and other

drilling tools. All products are engineered in-house and

patented by Hydrobur-service.

Our goal is to keep developing our localization projects

with the continuous support of our R&D teams,

to ensure the continued development of the latest

technologies.

Please specify the technology products engineered

by Hydrobur-service.

Hydrobur-service invests into research and

development of its own positive displacement mud


ROGTEC

79

ИНТЕРВЬЮ

Производство ВЗД ООО «Гидробур-сервис», г.Пермь

PDM Manufacturing by Hydrobur-service in Perm, Russia

в г.Перми налажен полный цикл производства

винтовых забойных двигателей высочайшего

качества – работает собственная линия

гуммирования на основе литьевой машины DESMA,

лучшего в мире технического решения для литья

изделий из эластомеров; в 2019 году был введен

в работу зубофрезерный станок Wiengartner

для высокоточного производства роторов и

сердечников для заливки статоров; автоматическая

клеевая установка не имеет аналогов в России.

Также, завод выпускает гидравлические буровые

ясы двустороннего действия и гидравлические

ловильные ясы, циркуляционные переводники,

наддолотные амортизаторы, механизм подачи

долота, и другое оборудование КНБК. Все

технологические решения являются собственными

разработками конструкторской группы ООО

«Гидробур-сервис».

motors (PDMs) and a new generation of power

sections for extreme drilling environments. HMR

(“hard-as-metal-rubber”) composite power sections

allow for higher torque and more revolutions per

minute with it being 1.5-2 times shorter than a

standard power section. We have conducted field trials

in more than 30 wells in the Volga-Urals and West

Siberia regions in 2019 and early 2020. We are now

ready for a mass production of these HMR composite

power sections. We are also a recognized producer

of PDM’s for standard operating environments with

standard or Even Wall power sections and fixed or

adjustable bent housing.

Process optimization while manufacturing is another

priority of Hydrobur-service alongside R&D. For

example, our double-acting hydraulic drilling jars

and hydraulic fishing jars have a set of featured

80

ROGTEC


INTERVIEW

Наша задача — при локализации технологий и

производства сделать так, чтобы российское

происхождение продукта позволяло улучшать

продукт в России, поэтому мы уделяем

особое внимание в том числе и локализации

программ научно-исследовательских и опытноконструкторских

работ (НИОКР).

Расскажите подробнее о российских

разработках ООО «Гидробур-сервис».

«Гидробур-cервис» ведет НИОКР по созданию

винтовых забойных двигателей (ВЗД) для

агрессивных условий бурения, в котором

используется секция рабочих органов (СРО)

нового поколения. В СРО вместо стандартного

эластомера используется композитный материал,

что позволяет обеспечить требуемые обороты

и момент двигателя при длине СРО в 1.5 – 2

раза меньше стандартной. В 2019 и первом

квартале 2020 года проведены успешные опытно

промышленные испытания при бурении более

чем 30 скважин как в Волго-Уральском регионе,

так и в Западной Сибири. Сейчас идет отработка

технологии, которая позволит изготавливать такие

СРО серийно. Мы также являемся признанным

производителем ВЗД для стандартных условий

бурения и выпускаем ВЗД с профилированными

и стандартными секциями рабочих органов,

регулируемым и фиксированным углом перекоса.

Эффективность производства вкупе с НИОКР

– еще один из приоритетов «Гидробур-сервис».

Так, гидравлические буровые ясы двустороннего

действия и гидравлические ловильные ясы

производства «Гидробур-сервис» отличает

унифицированность большинства узлов, которые

представляют собой универсальный конструктор

на этапе сборки на производстве и/или сервисной

базе. Во-первых, это позволяет нам, не меняя

производственной линии, производить два

разных продукта, и, во-вторых, позволяет нашим

заказчикам обходиться как одним комплектом ЗИП

на разные виды ясов, так и, при необходимости,

на собственной базе трансформировать один

вид яса в другой, что невозможно при разных

конструктивах.

Спектр производимого бурового оборудования

«Гидробур-сервис» покрывает основные

потребности заказчиков для достижения

оптимальных параметров бурения и максимальной

эффективности работы КНБК. Помимо ВЗД,

гидравлических буровых ясов двустороннего

действия и гидравлических ловильных ясов,

предприятие производит циркуляционные

standardized assembly components that allow for the

assembly of either of the models while manufacturing

without changing the assembly line. Our customers

also benefit from such a design. They do not have

to worry about different spare parts and may cover

all the drilling and fishing jarring needs with one set

of spares as well as they may re-assemble either of

the models at their service bases which would not be

possible with a completely different jar design.

Our wide range of drilling tools covers all customer

needs for optimized performance and maximum

efficiency of the drilling BHA. In addition to PDM and

hydraulic drilling and fishing jars, we manufacture

multiple activation bypass systems, oscillators,

drilling shock tools, different valves and filters. Our

patented Weight-on-Bit Tool stands alone in this

range. It is designed to ensure even axial load, to

prevent shock and vibration. It does not create any

differential pressure, thus, causing no overpressure

to mud pumps.

All Hydrobur-service products are patented.

You also mentioned the V1/V0 design-validation

grades for well completion equipment.

In early 2020 Frontier Oil Tools (USA) successfully

completed the API 19LH V1/V0 testing of its

proprietary Liner Hanger Packer showing a zero gas

leakage. F1 Liner Hanger Packer is now qualified for

use in the API 19LH Grade V1/V0. The packer passed

a temperature cycle test of 150˚C and proved tightgas

seal at 10 000 psi. And, in July 2020, Frontier RU

manufactured its first V1/V0 Liner Hanger Packer as a

result of a full production cycle localization project for

well completion systems in Russia launched in March

2020. Frontier RU (Perm, Russia) is a branch of Frontier

Oil Tools (Houston TX, USA), both being the subsidiaries

of NewTech Services Holding Limited. However, our

well completion manufacturing in Russia started

much earlier than 2020. In 2018 in Hydrobur-service,

we launched manufacturing of swellable packers;

later in 2019, we expanded our capacities to multistage

fracturing plugs, stingers and other equipment.

Now in 2020 we maximized our localization for well

completion systems in Russia. All completion products

manufactured at Frontier RU use Frontier’s CNC

machines and technical specifications, which allow for

no additional validation. As of today, Frontier RU is the

first and only manufacturer of Grade V1/V0 completion

systems in Russia. Grade V1/V0 manufacturing puts

the company’s completions equipment at the upper

end of the technology on the market for maximized

oil recovery at optimized cost.


ROGTEC

81

ИНТЕРВЬЮ

We discussed NewTech Services’ localization

projects. However, you have a broad range of

research, development and manufacturing facilities

outside Russia. What’s next to localize?

Производство набухающих пакеров ООО «Фронтьер РУ»,

г.Пермь- Swellable Packers by Frontier RU in Perm, Russia

переводники, скважинные осцилляторы,

наддолотные переводники, различные клапаны и

фильтры. Особенно стоит отметить уникальную

собственную разработку – механизм подачи долота

(МПД), позволяющий равномерно нагрузить долото

осевой нагрузкой, и тем самым предотвратить

ударные нагрузки на долото и забойный двигатель.

Кроме того, МПД не создает дополнительного

перепада давления и, тем самым, не нагружает

избыточным давлением буровые насосы.

Все собственные разработки «Гидробур-сервис»

оформляются в виде патентов.

Вы упомянули о производстве оборудования

для заканчивания скважин классов валидации

V1 и V0 в России.

В 2020 году на предприятии Frontier Oil Tools

(США) были проведены испытания пакер-подвески

хвостовика на соответствие классам валидации

V1 и V0 (герметичное газовое уплотнение и

нулевой критерий допустимости пузырьков).

Испытания проводились в специализированной

лаборатории, в ходе которых было подтверждено

полное отсутствие утечек газа при давлении

10 000 psi и температуре 150˚C, а в июле

2020 года на базе ООО «Фронтьер РУ» была

изготовлена и испытана первая такая пакерподвеска

хвостовика. Это стало возможно

благодаря тому, что в марте 2020 года стартовал

полномасштабный проект по локализации

производства оборудования для заканчивания

скважин в России. В рамках проекта в г.Перми

Yes, our research, development and manufacturing

facilities are wide-spread abroad, but not only. Our

TechGeoBur engineering team in Samara develops

electromagnetic MWD systems and we may add

this R&D facility in Russia to the list. However, most

of our research, development and manufacturing

centers are located outside Russia and comprise of

Frontier Oil Tools (completion systems); Wolverine

Oilfield Technologies, Frontier MWD Systems, SMS

Precision Tech (RSS/LWD/MWD systems) and

Frontier International (MPD) in the U.S.; and Remote

Measurement Systems Limited (LWD/MWD systems)

in Great Britain. We do plan to expand our localization

projects and see managed pressure drilling equipment

(MPD) as the most potential candidate for our next

project. We may start with assembly and servicing

of MPD systems at Frontier RU and see a potential

for a full production cycle MPD facility in Russia. We

will definitely continue to review other businesses for

localization in Russia.

About NewTech Services Holding Limited

NewTech Services (NewTech Services Holding Limited) is

an international oilfield services company founded in 2009.

NewTech Services Holding Limited supplies technology

products and services to the oil and gas exploration and

production industry in Russia and CIS countries, Europe,

North and South America, Middle East.

NewTech Services develops technology and expertise

within 4 Business Divisions: Drilling Services, Completion

Systems, Integrated Project Management, Captial

Equipment Sales.

The company has offices in Russia, Belarus, Kazakhstan,

Uzbekistan, Azerbaijan, Ukraine, Venezuela, Argentina,

Serbia, Saudi Arabia, Oman, the USA and the UK with

the headquarters in Moscow, Russia and Houston, USA.

www.nt-serv.com

82

ROGTEC


INTERVIEW

было создано предприятие ООО «Фронтьер РУ»,

российский филиал завода Frontier Oil Tools

(США), входящего в ГК «НьюТек Сервисез».

Но начали мы производить оборудование для

заканчивания скважин в России гораздо раньше.

В 2018 году на базе ООО «Гидробур-сервис»

было налажено производство набухающих

пакеров, постепенно линейка производимого

оборудования расширялась, так, в 2019 году

было налажено производство муфт гидроразрыва

пласта, стингеров, уплотнительных патрубков

и блоков, и к 2020 году мы полностью

локализовали производство оборудования для

заканчивания скважин в России. Изготовление

оборудования на базе ООО «Фронтьер РУ» в

Перми осуществляется по документации Frontier

Oil Tools, так же используется оснащение и

управляющие программы для станков с ЧПУ

разработанные Frontier Oil Tools, что позволяет

значительно сократить сроки по подготовке

производства и исключить необходимость

дополнительного проведения валидации

оборудования. На сегодняшний день, мы можем с

уверенностью сказать, что ГК «НьюТек Сервисез»

- первый и единственный на сегодняшний день

производитель оборудования заканчивания

скважин классов валидации V1/V0 в России, что

подтверждает высочайший уровень собственных

технологий и оборудования Группы компаний.

Мы говорим о локализации производства

в России, однако, у ГК «НьюТек

Сервисез» достаточно обширная научноисследовательская

деятельность и

производственные мощности за пределами

России. Каковы планы дальнейшего

размещения производства в России?

Да, у нас довольно обширная география научноисследовательских

и производственных центров,

и не все из них за рубежом. Например, кроме

уже перечисленных мощностей в России, на базе

ООО «ТехГеоБур» в г.Самаре ведется разработка

и расположено производство телеметрических

систем с электромагнитным каналом связи.

Однако, Вы правы, производственные мощности

группы на Западе также весьма значительны

и представлены уже упомянутым заводом по

производству оборудования для заканчивания

скважин Frontier Oil Tools в США, предприятиями

по разработке телеметрических систем и

приборов для геофизических исследований

скважин в процессе бурения – компании

Wolverine Oilfield Technologies, Frontier MWD

Systems, SMS Precision Tech в США, компания

Remote Measurement Systems Limited в

Великобритании, предприятием по разработке

технологий и оборудования для бурения с

управляемым давлением – Frontier International

в США. Мы планируем развивать производство

в России и дальше. Одно из перспективных

направлений – оборудование для бурения с

управляемым давлением (Managed Pressure

Drilling, MPD), на первом этапе мы планируем

сборку и обслуживание оборудования на базе

ООО «Фронтьер РУ», в дальнейшем возможен

запуск полного цикла производства оборудования

бурения с управляемым давлением в России. Мы,

безусловно, будем рассматривать и оценивать

возможности локализации производства и по

другим направлениям деятельности.

О Группе Компаний «НьюТек Сервисез»

«НьюТек Сервисез» (NewTech Services Holding

Limited) – международная нефтесервисная

компания, предоставляющая высокотехнологичные

решения для компаний нефтегазовой отрасли в

России и странах СНГ, Европе, Северной Америке,

Южной Америке и на Ближнем Востоке. «НьюТек

Сервисез» была создана в 2009 году.

«НьюТек Сервисез» разрабатывает

высокотехнологичные решения и оказывает

услуги по 4 направлениям деятельности: Бурение,

Заканчивание скважин, Интегрированное

управление проектами, Продажа оборудования.

Головные офисы компании находится в Москве

и в Хьюстоне. Операционные филиалы, центры

по ремонту и обслуживанию, региональные

представительства в России находятся в Самаре,

Альметьевске, Перми, Оренбурге, Усинске,

Новом Уренгое, Ноябрьске, Нефтеюганске,

Нижневартовске, Томске, Иркутске, Губкинском,

Нягани, Тюмени. Региональные представительства

так же работают в Великобритании, Саудовской

Аравии, Аргентине, Сербии, Белоруссии,

Казахстане, Узбекистане, Азербайджане,

Украине и США.

www.nt-serv.com


ROGTEC

83

НЕКРОЛОГ

Роберт Шакурович Муфазалов

Robert Shakurovich Mufazalov

84 ROGTEC


OBITUARY

Светлой памяти настоящего

Учителя и выдающегося

Изобретателя

With Blessed Memories of a

True Teacher and an Outstanding

Inventor

23 октября 2020 г. на 80-м году ушёл из жизни

наш коллега - неординарный человек, кандидат

технических наук, член-корреспондент Российской

академии естественных наук - Роберт Шакурович

Муфазалов

Вся его жизнь – яркий пример беззаветного

служения Отечеству, верности своим

профессиональным идеалам и избранному делу,

связанному с нефтегазовой отраслью. Ей Роберт

Шакурович Муфазалов посвятил всю свою жизнь,

в которой было всё – работа в нефтяном тресте,

научно-педагогическая деятельность в Уфимском

нефтяном университете, а также реальная практика

исследователя-новатора нефтяных пластов на

месторождениях в нашей стране и за рубежом.

Результатом этой колоссальной по размахам и

значению деятельности стали более 200 научных

работ, 10 монографий, 4 учебника для ВУЗов и

более семи десятков изобретений.

Имя Роберта Шакуровича Муфазалова навечно

вписано в летопись мировой теории и практики

нефтедобычи, как создателя фундаментальной

теории подземной гидродинамики. Этот

многолетний труд позволил успешно решить одну

из ключевых задач любой нефтегазодобывающей

отрасли – значительно повысить нефтеотдачу

пластов, особенно с высоковязкими и

трудноизвлекаемыми запасами.

Поистине неоценимыми и востребованными стали

труды Роберта Шакуровича, посвященные не

только подземной гидродинамике и гидравлике,

но также квантовой геомеханике, нелинейной

гидроакустике, технике и технологии бурения

и добычи нефти. Открытия, сделанные ученым,

вышли далеко за рамки нефтедобычи и нашли

свое практическое применение в других сферах,

в частности, в медицине. Своё достойное место

в научных изысканиях исследователя нашли

также работы, посвященные энергосберегающим

On October 23rd, 2020, at the age of 80, our colleague -

an extraordinary person, candidate of technical sciences,

corresponding member of the Russian Academy of

Natural Sciences, Robert Shakurovich Mufazalov, sadly

passed away.

His whole life is a vivid example of selfless service to

the Motherland, loyalty to his professional ideals and

his chosen business related to the oil and gas industry.

Robert Mufazalov devoted his entire life to his work in an

oil trust, scientific and pedagogical activities at the Ufa Oil

University, as well as being a first class researcher and

innovator of oil reservoirs in Russia and abroad. More than

200 scientific papers, 10 monographs, 4 textbooks for

universities and more than seven dozen inventions have been

produced as the result of this colossal and significant work.

The name of Robert Mufazalov is forever inscribed in the

annals of the world theory and practice of oil production,

as the creator of the fundamental theory of underground

hydrodynamics. This long-term work has made it possible

to successfully solve one of the key tasks of any oil and

gas industry - to significantly increase oil recovery from

reservoirs, especially with high-viscosity and hard-torecover

reserves.

Robert Mufazalov’s truly invaluable and in demand

knowledge were devoted not only to underground

hydrodynamics and hydraulics, but also to quantum

geomechanics, nonlinear hydroacoustics, engineering of

drilling and oil production technologies. The discoveries

made by him went far beyond oil production and found

their practical application in other areas, in particular

within medicines. His works devoted to energy-saving

technologies that ensured environmental safety in solving

problems in the petrochemical industry also found their

worthy place in his body of work.

The many years of dedicated work Robert Mufazalov

was awarded the titles of Inventor of the USSR, Honored

Inventor of the Republic of Bashkortostan, Excellent

Worker of the Oil Industry of the USSR, Corresponding


ROGTEC

83

НЕКРОЛОГ

технологиям, обеспечивающим экологическую

безопасность при решении технологических

проблем в нефтегазохимическом комплексе.

Многолетняя активная деятельность Роберта

Шакуровича Муфазалова была отмечена званиями

изобретателя СССР, заслуженного изобретателя

Республики Башкортостан, отличника нефтяной

промышленности СССР, члена-корреспондента

Российской академии естественных наук, а также

целым рядом правительственных и ведомственных

наград, включая медали «За развитие

нефтегазового комплекса России» и «100 лет

образования Республики Башкортостан».

Всю свою жизнь Роберт Шакурович был честным,

чутким и открытым человеком. Его всегда

отличали активная жизненная позиция, высокий

профессионализм, подлинная интеллигентность,

жизнелюбие и оптимизм. Светлая память о Роберте

Шакуровиче Муфазалове, блестящем ученом,

заботливом отце, внимательном муже и любящем

дедушке, надежном товарище, просто добром

и отзывчивом человеке, навсегда сохранится в

памяти родных, близких и коллег.

Коллектив

ООО НПФ «Пакер»

Я хочу поблагодарить Роберта Шакуровича за

поддержку журнала ROGTEC и наших мероприятий.

Он всегда был добрым, честным, уважительным

и скромным человеком, улыбка которого на

фотографии - это та вещь, которая больше

всего отпечатается в моей памяти. Его желание

поддержать и помочь нам было всегда. Я приношу

свои глубочайшие соболезнования его семье

и близким. Я понимаю, что мои слова не могут

облегчить их боль, но его улыбка, доброта и любовь

будут с ними навсегда.

Даг Робсон,

TMG Worldwide

Member of the Russian Academy of Natural Sciences,

as well as a number of government and departmental

awards, including medals ‘For the Development of the

Russian Oil and Gas Industry’ and ‘100 Years of Formation

of the Republic of Bashkortostan’.

All his life Robert Mufazalov was an honest, sensitive

and open person. He has always been distinguished

by an active life position, high professionalism, genuine

intelligence, cheerfulness and optimism. The bright

memory of Robert Shakurovich Mufazalov, a brilliant

scientist, a caring father, an attentive husband and

loving grandfather, a reliable companion, just a kind and

sympathetic man who will forever remain in the memory of

relatives, friends and colleagues.

On behalf of the team of

LLC NPF Packer

On a personal note I would like to thank Robert

Mufazalov for his support to the ROGTEC Magazine

and our events. He was always a kind, honest,

respectful and humble man who’s smile will remain with

me the most. His willingness to support and to assist

us was always there. For his family I offer my deepest

condolences, Words cannot ease their pain but his

smile, kindness and love will be with them forever.

Doug Robson,

TMG Worldwide

84

ROGTEC


OBITUARY


ROGTEC

87

Получайте экземпляр журнала ROGTEC каждый квартал -

4 выпуска журнала в год всего за 100 евро.

Экономия 15% при подписке на 2 года!

Экономия 25% при подписке на 3 года!

Чтобы подписаться, заполните форму ниже и отправьте ее

по эл. почте на info@rogtecmagazine.com

Оплата возможна кредитной картой или банковским переводом

Receive a copy of ROGTEC every quarter for only €100 Euro per year.

Save 15% by subscribing for 2 years!

Save 25% by subscribing for 3 years!

To start the process, complete your details below, scan and e-mail to


Payment can be made by Credit Card or Bank Transfer

Name / ФИО:

Company / Компания:

Position / Должность:

Address / Адрес:

Telephone / Тел.:

Fax / Факс:

Email / Эл. почта:

ROGTEC 62

Объединенный Российско-Казахстанский виртуальный форум RDCR & KDR

4 Декабря 2020

500+

1 ДЕНЬ

АУДИТОРИЯ

ТЕМАТИКА

Отраслевых

профессионалов

Технологические

дискуссии и

онлайн-общение

Директора, менеджеры

и начальники

технических служб

Бурение,

Заканчивание и

Добыча

Присоединись к участию в Российско-Казахстанском виртуальном

форуме RDCR & KDR по Скважинному Инжинирингу

www.rdcr.ru

Партнеры RDCR

Организатор

Партнеры KDR

RDCR & KDR Combine & Officially Goes Virtual!

December 4 th 2020

400+

1 DAY

AUDIENCE

FOCUS

Upstream

Professionals

Technical Discussions

& Online Networking

Directors, Managers

& Technical Heads

Drilling &

Production

Join us Online for the RDCR & KDR Well Engineering Virtual Forum

www.rdcr.net

RDCR Partners

Organiser

KDR Partners

ROGTEC Issue 62

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

Delete template?

Save as template?