Экономика буровых растворов.

Взгляд «не со стороны»

Economy of drilling fluids: an inside look

M.P. FROLOV,
D.N. VOITENKO,
S.V. KOZHUKHOV,
A.O. PROSHIN,
E.A. KOZULIN
«Schlumberger Technology
Company» LLC
Moscow, 125171,
Russian Federation

Сокращение затрат на этапе бурения нефтегазовых скважин – это приоритетное направление повышения эффективности их строительства. Одной из статей расходов являются затраты на сервисное сопровождение буровых растворов.

В ряде случаев начинающие специалисты полагают, что экономическая эффективность проекта в целом будет возрастать, если максимально снизить затраты по обозначенной статье расходов. Но взаимосвязи между параметрами, определяющими успешность проекта, сложнее. Попытки увеличения прибыли за счет сокращения затрат на буровые растворы без учета объективных технологических аспектов производственного процесса приводят к увеличению издержек вопреки ожидаемой экономии.

В данной статье обсуждается влияние технологических и экономических факторов на механизм ценообразования в секторе сопровождения буровых растворов, а также рассматриваются примеры успешной оптимизации затрат, достигнутой методами «активного» супервайзинга, в противовес методу классического снижения цены.

Cost reduction at the stage of drilling oil and gas wells is a priority direction of increasing the efficiency of their construction. One of the cost items is the cost of drilling fluid service. In some cases, novice specialists believe that economic efficiency of the project as a whole will increase, if expenses on the indicated item of expenses are reduced as much as possible. But the relationship between the parameters that determine a project's success is more complicated. Attempts to increase profits by reducing the cost of drilling fluids, without taking into account the objective technological aspects of the technical process, lead to an increase in costs, contrary to the expected savings. The article discusses the influence of technological and economic factors on the pricing mechanism in the drilling fluid service sector, and also considers examples of successful cost optimization achieved by methods of «active» supervising, as opposed to the "classical cost reduction method".

Россия обладает значительными запасами природных ресурсов, среди которых особое место занимают природный газ и нефть. Нефтегазовый комплекс (НГК) является ключевым фактором энергетического снабжения государства и одной из наиболее важных хозяйственных отраслей, поскольку налогообложение нефтегазового комплекса – это важнейший элемент российской бюджетной системы [1]. В связи с этим вопрос повышения экономической эффективности НГК является как никогда актуальным.
С точки зрения экономической безопасности страны нефтегазовый комплекс является единым организмом, состояние которого в первую очередь, безусловно, оценивается по его влиянию на макроэкономические показатели. Но снижение микроэкономических показателей значительного количества компаний, занимающих определенную экономико-технологическую нишу в структуре НГК, даже при условии сохранения в краткосрочном периоде общей денежной массы внутри всего комплекса на неизменном уровне в долгосрочной перспективе приведет к негативным последствиям для всего НГК из-за отсутствия возможности финансировать развитие новых технологий, а также подготовку и развитие персонала.
Полный производственный цикл нефтегазового комплекса является вертикально интегрированным и включает в себя не только собственно процессы переработки нефти и газа. Он начинается еще на этапе поиска и разведки месторождений, включает в себя стадии бурения эксплуатационных скважин, добычу, транспортировку и только затем стадию переработки и доведения готовой продукции до конечного пользователя.
Оценка структуры цены бурового раствора с экономической и финансовой точки зрения
Сокращение затрат на этапе бурения нефтегазовых скважин является приоритетным направлением повышения эффективности их строительства, так как данный этап принято считать одной из самых затратных стадий вышеуказанного цикла. Общая стоимость бурения зависит от назначения скважин, их глубины, литологии вскрываемого разреза, особенностей залегания горных пород, развития инфраструктуры в районе строительства и других факторов.
Значимой статьей расходов на строительство нефтегазовых скважин являются затраты на сервисное сопровождение буровых растворов и смежный сервис по оборудованию очистки. Величина данных затрат зависит от сложности проекта и типа применяемого бурового раствора. По различным экспертным оценкам доля общих затрат, приходящихся на буровые растворы, может варьироваться в широких пределах и составлять от 5 % до 40% [2–4] от всех затрат, приходящихся на строительство скважин. Отдельно стоит отметить, что доля затрат на буровые растворы неравномерно распределена по интервалам бурения и в случае применения полимерглинистых растворов, например, на интервалах под кондуктор и технические колонны, может составлять не более 1–2% от стоимости всех затрат на строительство указанных интервалов, в то время как при бурении нижних секций с применением более технологичных систем доля затрат на растворный сервис действительно может приближаться к значениям, обозначенным экспертами в [2, 3]. При постановке задачи по оптимизации экономической составляющей проекта в ряде случаев сокращение затрат стараются обеспечить за счет снижения стоимости всех сервисных подрядчиков без учета их внутренней рентабельности.
При этом компании, выполняющие в системе единого организма НГК России функции заказчика, оценивают затраты на буровой раствор прямолинейно, путем сбора информации о закупочной стоимости химреагентов с целью выработки дальнейшей стратегии тендерной политики, не учитывая в достаточной степени факторы, влияющие на формирование итоговой стоимости бурового раствора при привлечении к работам сервисных подрядных организаций.
Такой подход приближенно определяет стоимость растворного сервиса следующими соотношениями:

где РБР – стоимость бурового раствора, ден.ед.;
КУ(i) – количество упаковок i-го реагента, шт.;
C(i) – себестоимость производства (или стоимость закупки у производителя) упаковки реагента, ден.ед./упак.
Прим.: в случае продуктов иностранного производства необходимо учитывать дополнительные расходы на транспортировку, таможенные пошлины и прочее.

где VБР – объем свежего бурового раствора, м3;
Конц(i) – концентрация i-го реагента в буровом растворе, кг(л)/м3;
У(i) – размер упаковки i-го реагента, кг(л)/упак.;

где VВП – объем выбуренной породы, м3;
ЭСО – эффективность работы системы очистки, %;
% ВПmax – максимально допустимое объемное содержание выбуренной породы в буровом растворе, %.
Определяя стоимость бурового раствора, сервисные компании включают в расчет коэффициенты маржинальности, определяющие прибыль от продажи реагентов, которая покрывает их затраты. При таком подходе к оценке стоимости формула (1) должна быть представлена в следующем виде:

где Km(i) – коэффициент маржинальности i-го реагента, %.
Необходимо отметить, что в настоящее время сервис буровых растворов в России обладает сравнительно низкой рентабельностью [2], что обусловлено как недостаточной степенью локализации производства целого ряда «узкоспециализированных» компонентов бурового раствора, так и олигопольным, или даже монопольным положением некоторых производителей химреагентов, как, например, в случае с хлоридом калия, среднегодовая закупочная стоимость которого в период 2018–2021гг. выросла с 22–25 до 43–47 тыс. руб./т, то есть более чем в два раза, при условии, что официальный прирост инфляции с конца 2018 г. не превысил 20 % [5].
С точки зрения конечного потребителя, фактор маржинальности каждого продукта в составе бурового раствора должен стремиться к минимальным значениям, в идеале к нулю. В этом случае, как полагают начинающие специалисты, экономическая эффективность проекта будет возрастать. Но взаимосвязи между рассматриваемыми параметрами сложнее. Для оценки итогового влияния коэффициента маржинальности продуктов на успешность проекта и более глубокого понимания механизмов оптимизации экономической эффективности НГК необходимо представлять из чего складывается величина коэффициента маржинальности, определяемая сервисными подрядчиками.
Данный фактор может быть представлен в виде:

где DM(i) – прямая маржа (операционный доход), %;
R(i) – риски, связанные с влиянием «пассивного» супервайзинга, и другие риски, %;
Хр(i) – стоимость хранения единицы упаковки i-го реагента, %;
Тр(i) – стоимость транспортировки единицы упаковки i-го реагента, %;
Прим.: как правило, стоимость хранения и транспортировки материалов принято выражать в ден.ед./упак. или ден.ед./ед.массы, однако в данном случае, зная C(i), выраженную в ден.ед./упак., нетрудно конвертировать Хр(i) и Тр(i) в процентное выражение.
Полученный операционный доход DM(i) не является прибылью компании. Из доходов, полученных за каждый реагент, складывается общий операционный доход, который может быть представлен в виде:

где KР – косвенные расходы, которые включают в себя заработную плату персонала и затраты на его обучение и развитие, страхование, затраты на запасные части и ремонт оборудования, сопутствующие офисные затраты на аренду, закупку расходных материалов и прочее;
IBT – income before tax, принятое обозначение дохода до вычета налога на прибыль.
После вычета налога на прибыль из величины IBT сервисная компания получает чистый доход.
На рынке работает очень небольшое число компаний, которые не используют для закупки материалов заемный капитал. Поэтому в большинстве случаев значимая часть полученного чистого дохода идет на погашение кредиторской задолженности с учетом выплаты процентов за пользование заемными средствами.
Здесь стоит отметить также влияние валютного курса. В случае взятия кредитов за пределами территории России компании несут дополнительные потери при конвертации валют.
В ситуации жесткого контроля рентабельности сервиса по буровым растворам со стороны заказчика остается не так много инструментов поддержания операционной деятельности подрядных организаций на уровне, обеспечивающем степень прибыльности, достаточную для их развития. Основным подходом к ее повышению может быть оборачиваемость капитала, но здесь остро встает вопрос «кредитного цикла».
«Кредитный цикл» в сервисе буровых растворов в общем виде может быть представлен следующим образом (рис. 1):
В России срок между этапами «Применение реагентов при бурении» – «Закрытие скважины/Получение оплаты» составляет 60 – 120 дней. Оборачиваемость средств на неавтономных проектах составляет около 4 – 6 месяцев, на автономных удаленных – 1 – 1,5 года.
Дополнительные риски, которые, как правило, невозможно предугадать и учесть в полном объеме при формировании технико-коммерческих предложений, обусловлены непредсказуемостью динамики изменения закупочных цен на ряд ключевых компонентов буровых растворов. Это связано не только с объективными экономическими закономерностями, такими как инфляция и колебания валютного курса, но, как было отмечено выше, и с монопольным положением некоторых производителей. Так, например, графики, представленные на рис. 2, демонстрируют, что в 2021 г. наблюдался беспрецедентный скачок закупочной стоимости некоторых категорий реагентов относительно среднегодовых цен 2018 г., который мог превышать 100 %. В случае выполнения работ по долгосрочным контрактам, заключенным 1–2 года назад, такое изменение конъюнктуры рынка может привести не просто к понижению рентабельности отдельно взятых проектов, а к катастрофическим последствиям для целого ряда сервисных компаний и в целом серьезно отразиться на стабильности функционирования НГК.
Увеличение сроков оплаты со стороны заказчика, по сути, приводит к его непрямому кредитованию, причем нагрузка по оплате за пользование заемными средствами перекладывается на сервисную компанию, и для заказчика кредит является беспроцентным.
Сложившиеся геополитические реалии привели к перераспределению логистических маршрутов в системе снабжения отрасли буровых растворов реагентами, а также к переориентации всех крупных сервисных компаний в России на ближнеазиатских и локальных производителей материалов. Большую часть базовых реагентов, применяемых в «растворах для массового бурения», такие компании получают от ограниченного круга производителей, и качество самих «массовых» реагентов, без учета эксклюзивных «позиций», предназначенных для решения узкоспециализированных технологических задач, у всех сервисных компаний примерно одинаково. Поэтому, выбирая сервисную компанию, заказчик в первую очередь выбирает качество самого сервиса и инжиниринга, уровень технологичности и профессионализма персонала, работающего в этих компаниях.
Как было отмечено выше, попытки повысить экономическую эффективность проектов за счет минимизации прибыли подрядчиков в конечном итоге неизбежно приведут сначала к «технологической стагнации» в сегменте сервиса буровых растворов, а затем к рецессии всей отрасли бурения нефтегазовых скважин. Дальнейший прирост в НГК будет осуществляться за счет привлечения ТрИЗ и без непрерывного развития новых технологий, в том числе и в области буровых растворов, этот прирост окажется не столь активным.
На самом деле, достаточно давно существует схема взаимодействия в системе «заказчик – сервисная компания по буровым растворам», при которой фактор маржинальности в структуре цены реагентов будет иметь минимальные значения – это договор поставки на условиях «прямой продажи», когда заказчик сразу оплачивает весь объем завозимых на месторождение материалов, а сервисная компания в дальнейшем оказывает только консалтинговые услуги по их применению. В таком случае большую часть рисков по транспортировке и хранению заказчик работ берет на себя, и в настоящее время на рынке буровых растворов контракты такого рода не являются безусловным «трендом», а желание «сэкономить» продолжает превалировать.
По мнению автора [6], проблема обеспечения оптимального сочетания интересов заказчика и подрядной организации на данный момент освещена недостаточно и не имеет строгого научного обоснования. С чем трудно не согласиться. Современные методы и подходы к реализации инвестиционных проектов имеют односторонний характер и оцениваются, как правило, исключительно с позиции потребителя, диктующего свои условия. Данная ситуация может привести к серьезным экономическим погрешностям. Для эффективной оценки оптимальности соотношения «заказчик-подрядчик» часто недостает оценочных критериев. В ходе тендерных процедур по отбору подрядных организаций зачастую главным критерием является стоимость услуг. При этом совершенно упускаются из вида показатели, определяющие размер прибыли, получаемой заказчиком в ходе последующей эксплуатации скважины [6] или на стадии ее строительства, за счет комплексного оптимизационно-технологического подхода.
Рассмотрим некоторые технологические факторы, определяющие стоимость буровых растворов.

Оценка структуры цены бурового раствора с технологической точки зрения
Определение конечной стоимости буровых растворов является сложной вариативной задачей даже без учета логистических издержек и необходимой торговой наценки. Структура цены за 1 м3 бурового раствора определяется такими факторами, как интервал бурения, тип бурового раствора, его плотность, требуемые ингибирующие, реологические и фильтрационные характеристики и т.д.
Помимо этого, неоднозначность в определении конечной стоимости вносят геологические особенности разреза, усложнение профиля скважины, а также эффективность системы очистки (ЭСО).
Для примера можно рассмотреть влияние на стоимость 1 м3 бурового раствора утяжеляющих материалов. Наиболее распространенными материалами, применяемыми для повышения плотности водных буровых растворов в России, являются сильвин (KCl), галит (NaCl), микрокальцит (CaCO3) и барит (BaSO4). Так, максимально достижимая плотность при использовании только хлорида калия не может превышать 1160 кг/м3, при этом концентрация данного реагента составит около 256 кг/м3. Для остальных рассматриваемых материалов соответственно 279 кг/м3, 254 кг/м3 и 210 кг/м3. Но несмотря на схожий порядок величин концентраций, закупочная стоимость за 1 т с доставкой до склада в Западной Сибири данных материалов значительно разнится и находится примерно в следующем соотношении:
KCl : NaCl : CaCO3 : BaSO4 = 7,9 : 1,5 : 1 : 3,6 (в ценах середины 2021 г.). Таким образом, стоимость материалов, требуемых для получения раствора с плотностью
1160 кг/м3 при прочих равных будет находиться в пропорции: 8 : 1,6 : 1 : 3.
Другим немаловажным фактором, влияющим на базовую стоимость БР, являются требуемые фильтрационные характеристики раствора (фильтрация по АНИ, HTHP-фильтрация). Например, в растворах первичного вскрытия основным полимерным реагентом, отвечающим за контроль фильтроотдачи (ФО АНИ) является модифицированный крахмал. На эффективность его работы в свежеприготовленном буровом растворе влияют также концентрации мраморного кольматанта и хлористого калия (или общая минерализация). К примеру, для БР с содержанием микрокальцита 100–120 кг/м3 для достижения показателя фильтрации менее 4 мл/30мин. требуемая концентрация модифицированного крахмала, как правило, изменяется в зависимости от минерализации бурового раствора в следующих пропорциях:


То есть, для пресного бурового раствора потребуется примерно на 70 % больший расход крахмала, чем для раствора с высокой минерализацией. Если же сравнивать стоимость затрачиваемого модифицированного крахмала для буровых растворов с ФО АНИ 5 и 4 мл/30 мин., то разница в среднем составляет 30 % при условии, что разница в 1 мл/30 мин., определенная по методике АНИ, никаким образом не отражает фактической разницы в свойствах таких растворов при фильтрации в забойных условиях.
Важно учитывать и то, что конечная стоимость бурового раствора за интервал бурения определяется не только базовой ценой за 1 м3, но также и его итоговым объемом, затраченным для бурения интервала, что, в свою очередь, определяется такими факторами, как коэффициент влажности шлама и эффективность работы системы очистки (ЭСО) от выбуренной породы [7].
Нетрудно подсчитать, что несоответствие фактической ЭСО плановым значениям всего на 10 % (65 % и 75 % соответственно) неизбежно должно привести к увеличению потребности бурового раствора и, соответственно, его конечной стоимости за интервал на 40 % при условии сохранения проектных требований по максимально допустимому содержанию выбуренной породы в растворе, а при снижении ЭСО с 75 % до 50 % требуемый объем бурового раствора увеличивается двукратно. В то же время увеличение допустимого содержания выбуренной породы в буровом растворе всего на 1 % об. (с 2 до 3 % об.) позволяет снизить потребность в объеме бурового раствора на 34 %, а при увеличении до 4 % об. снижение требуемого объема составляет уже 51 %. Таким образом, при условии несоответствия фактической ЭСО проектным требованиям, что наблюдается при реализации большинства проектов, существует два пути решения: кратное увеличение объемов приготовления бурового раствора и, соответственно, кратное увеличение стоимости затраченных материалов или изменение требований к параметрам бурового раствора, что в большинстве случаев позволит сохранить фактические объемы приготовления на плановом уровне.
Способ экономии, основанный на сохранении использованного бурового раствора и его переводе с предыдущего интервала или скважины, как правило, не решает проблему снижения фактической потребности в объеме свежеприготовленного бурового раствора, так как переведенный раствор уже содержит значительное количество выбуренной породы, а такие параметры, как плотность и МВТ, зачастую находятся на верхней границе допустимых значений. Таким образом, в большинстве случаев перевод «наработанного» бурового раствора не только не является верным технологическим решением, но чаще всего представляется экономически необоснованным и нецелесообразным, поскольку переведенный буровой раствор требует разбавления и дополнительной обработки для приведения его технологических параметров в соответствие проектным требованиям.
В ряде случаев проектные значения параметров БР устанавливаются на основании «традиционных» подходов к проектированию и инжинирингу буровых растворов, поскольку процесс переосмысления и принятия новых взглядов на управление свойствами промывочных жидкостей, а также технологические приемы обеспечения безаварийной проводки нефтяных и газовых скважин являются весьма консервативными, обладают значительной инерционностью и сопровождаются многочисленными мифами.
При этом в отрасли существуют примеры, на практике доказавшие, что отступление от изначальных проектных решений могут быть одновременно технологически эффективны и экономически обоснованы [8].

Примеры экономически эффективных решений в области буровых растворов
Ярким примером подобных решений является опыт, полученный в 2019 г. на одном из месторождений Иркутской области, где, несмотря на полученные положительные технологические результаты применения растворов на углеводородной основе (РУО) при бурении интервалов под эксплуатационную колонну (обеспечение стабильности ствола скважины; уменьшение осложнений в неустойчивых аргиллитах Нижнемотской свиты; минимизацию процессов кавернообразования при бурении; повышение качества цементажа и герметичность межколонного пространства; качество вскрытия продуктивного пласта) оставался открытым вопрос экономической эффективности, связанный с главным недостатком систем на углеводородной основе – их стоимостью и логистическими издержками.
В качестве альтернативы РУО нами предложено применение соленасыщенного биополимерно-эмульсионного бурового раствора (БЭБР), представляющего собой эмульсию первого рода с использованием в качестве дисперсной фазы минерального масла, стабилизированную эмульгатором первого рода. Содержание углеводородной фазы в таких системах может находиться в диапазоне от 10 до 40 %.
Дисперсная фаза, состоящая из «капель» углеводородной основы, выполняет роль «упруго-жидкого» микрокольматанта, что способствует достижению низкого показателя фильтрации.
Для создания синергетического эффекта совместно с БЭБР может применяться система реагентов-сиалантов и органического ингибитора, которые позволяют дополнительно снизить степень гидратации горных пород и добиться стабилизации аргиллитов.
При условии сохранения средних технико-экономических показателей строительства скважин на этом месторождении, результатом реализации программы ОПИ, предполагающей кардинальное изменение проектных решений в части буровых растворов, стало:
1) Снижение на 45 % стоимости 1м3 используемого бурового раствора по сравнению с РУО, предусмотренного проектом.
2) Снижение стоимости раствора (по сравнению с плановой) за счет оптимизации рецептуры в ходе проведения ОПИ.
3) Снижение на 50 % объема используемой углеводородной основы (с учетом приготовления объема бурового раствора, необходимого для бурения 1-й скважины) по сравнению с РУО.
Другим не менее значимым примером экономически эффективных решений в области буровых растворов является опыт одного из передовых предприятий в НГК нашей страны. Данное структурное подразделение из года в год демонстрирует одни из лучших экономических показателей. Поэтому не удивительно, что именно здесь не боятся «расширять границы» проектных требований, предъявляемых к параметрам буровых растворов на месторождениях, где такое расширение диапазона допустимых значений не несет технологических рисков, что позволяет компании экономить до 10 % от стоимости промывочных жидкостей на второй группе месторождений.
Следует отметить, что специалисты этой компании, как правило, в каждом конкретном случае используют индивидуальный подход к решению поставленных перед ними задач и работают в тесном взаимодействии со своими сервисными подрядчиками. Подтверждением продуктивности такого подхода является повышение эффективности строительства горизонтальных скважин на продуктивный пласт ЮС-2 группы месторождений Западной Сибири.
Сложность данных скважин связана с тем, что, во-первых, интервал под эксплуатационную колонну проходит через глинистые отложения Баженовской свиты, характеризующиеся высокой степенью нестабильности, а во-вторых, наличием углей в продуктивном горизонте, что также предполагает высокую вероятность осыпей и обвалов, причем, точно предсказать момент их проявления не представляется возможным.
В качестве технологического решения для обеспечения стабильности в интервале эксплуатационной колонны была согласована замена ингибирующего бурового раствора, содержащего органические полиаминные ингибиторы и предусмотренного изначальным проектным решением, на KCl-полимерный буровой раствор, усиленный комплексом сиалантов (асфальтенового ряда) и полигликолевым реагентом в совокупности с интервальным управлением плотностью бурового раствора. Полигликолевый реагент применяется в концентрации 30 л/м3 из-под башмака кондуктора, а обработка сиалантами в концентрации 10 кг/м3 (сиалант № 1) и 20 л/м3 (сиалант № 2) производилась непосредственно перед вскрытием нестабильных Баженовских отложений. В случае проявления дестабилизации ствола скважины в продуктивном горизонте технологическим решением также являлось применение сиаланта № 2.
Практика показала, что коэффициент успешности подобных скважин с применением типа бурового раствора, предусмотренного проектом, ниже, чем в случае применения альтернативного технологического решения. Удельное время строительства (час/100м) горизонтальных участков при условии применения бурового раствора, усиленного комплексом сиалантов, более чем в 1,5 раза ниже, чем при использовании бурового раствора, изначально предусмотренного проектным решением. Это возможно связано с тем, что механизм действия полиаминных ингибиторов не соответствует природе дестабилизации вскрываемых пород и доказывает верность принимаемых конечным пользователем решений при определении допустимости отступления от традиционных взглядов на управление качеством промывочных жидкостей.
Как отмечалось в работе [8], существуют сильные традиционные взгляды на значимость влияния высоких реологических параметров БР на очистку ствола скважины. Ввиду этого интересным и показательным является опыт строительства двух многозабойных скважин (1 и 2), пробуренных в 2020 г. в Западной Сибири, Ханты-Мансийский АО (ХМАО). Проект строительства скважин 1 и 2 реализован на месторождении, относящемся к Иусскому НГР Приуральской НГО. Весомыми и ограничивающими факторами при бурении скважин являлись узкий коридор эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) и неглубокое залегание геологической цели (Викуловская свита) [9]. Последнее обстоятельство, с учетом значительной протяженности скважин по стволу и несколькими забойными окончаниями, позволяет отнести их к категории скважин с высокой степенью сложности (на скважине 1 индекс DDI достигал значения 7,2).
Главное организационное отличие проекта [8] заключалось в построении обоюдовыгодных договорных отношений, предусматривающих полное отсутствие штрафных санкций по отношению к подрядчику, но в то же время позволяющих заказчику снижать стоимость договора за счет отказа от использования ряда реагентов в случае отсутствия технологической необходимости. Это позволяло достаточно гибко подходить к составлению рецептур промывочных жидкостей во время бурения и дало возможность контролировать ЭЦП, что, исходя из опыта бурения на данном месторождении [9], являлось ключевой задачей при строительстве горизонтальных секций. Для бурения данных интервалов заказчиком был предложен гибкий подход к регулированию параметров бурового раствора, сводящий к существенной минимизации реологических свойств БР, а обеспечение полноценной очистки и подготовки ствола скважины достигнуто путем реализации определенных режимов и технологических подходов к бурению. Предполагалось достижение турбулентного режима течения в кольцевом пространстве, что является весьма нестандартным технологическим решением, практически не встречающимся при реализации проектов на территории России.
В рамках реализации данного проекта непосредственно в процессе бурения были пересмотрены основные традиционные взгляды к требуемым значениям и другим параметрам бурового раствора для горизонтальных секций, что оказало значительное влияние на его экономическую составляющую: фактическое значение содержания смазывающих добавок в буровом растворе в основном не превышало 1,5 % об. (традиционное значение на горизонтальной секции составляет 3 % об., но может доходить до 5 % об.); по причине высокой наработки выбуренной породы и невозможности сдерживать увеличение плотности бурового раствора содержание мраморного кольматанта очень быстро снижалось до нулевого значения (каких-либо проблем с хождением инструмента по причине его подлипания в процессе бурения и спуско-подъемных операций отмечено не было); фактическая концентрация биополимерного структурообразователя более чем в 2 раза снизилась относительно плановых значений, что связано с поддержанием реологических параметров на минимально возможном уровне.
Подробнее с технологическими аспектами проекта можно ознакомиться в работах [8, 10]. Но более интересным является экономический эффект, которого удалось добиться на рассматриваемом проекте за счет изменения общепринятой схемы взаимодействия в системе «заказчик–подрядчик», которая учитывала роль управления процессом строительства скважин, как основного рычага обеспечения эффективности капитальных вложений в данную отрасль. Ведь как совершенно верно отмечено автором [6], поскольку рациональное сочетание интересов заказчиков и подрядчиков при строительстве скважин является залогом повышения эффективности бурения, его достижение возможно только при правильной оценке и распределении неизбежных в этом бизнес-процессе рисков.

Влияние «активного» супервайзинга буровых растворов на экономическую эффективность строительства скважин
Согласно авторам [11], помимо внедрения новых техник и технологий существенной эффективности можно достигнуть за счет освоения главного ресурса постиндустриального общества – культуры производства как основы роста производительности труда. Они полагают, что в этой связи доля интеллектуальных методов совершенствования производственного управления, к которым относится и буровой супервайзинг, должна существенно возрасти, что позволит нефтегазодобывающей отрасли успешно развиваться в современных условиях.
В отрасли сложилось устойчивое мнение, что большинство осложнений при строительстве скважин можно «списать» на качество бурового раствора. При этом, как правило, в большинстве случаев рассмотрение реальных причин осложнений перекладывается на подрядчика по сопровождению БР путем назначения его ответственным за непроизводительное время по формальному признаку, например, при выявлении во время НПВ отклонения одного из параметров от программных значений. При этом, как полагают «на местах», не имеет существенного значения, могло ли данное отклонение в принципе привести к аварии или хотя бы осложнению.
Другим важным аспектом взаимоотношений в тандеме «заказчик-подрядчик» в области буровых растворов является то, что в современных договорах есть пункты, которые предусматривают штрафы до 10 % от стоимости всей скважины за один единственный факт отклонения параметров бурового раствора от проектных значений, даже если данное отклонение не повлекло за собой непроизводительного времени. Следует обратить внимание, что понижающий коэффициент применяется к стоимости работ и материалов, затраченных за время бурения именно всей скважины, а не к интервалу, на котором данное отклонение было допущено. При этом из виду упускается, как правило, тот факт, что такие отклонения происходят не по вине сервисной компании, а по объективным внешним причинам, например, вследствие износа ситовых панелей вибросит, случайного попадания посторонних жидкостей в буровой раствор при выполнении вспомогательных работ и т.д.
Причины такого отношения к производственному процессу, вероятно, нужно искать в психологии и бюрократии производства. Следует признать, что концептуально такой подход приносит конечному потребителю убытки, даже в случае, если подрядчик, назначенный виновной стороной, соглашается выплатить вменяемые ему штрафы, но принципиального понимания истинных причин полученного НПВ не возникает, что ведет к повторению подобных осложнений. Такое управление производственным процессом попадает в категорию «пассивного» супервайзинга (или контролирующего супервайзинга), когда в качестве основной ставится задача по наказанию подрядчика, а не по предотвращению аварии до ее возникновения или повышению эффективности процессов. Принципиально другой подход к управлению производственным процессом называется «активным» супервайзингом (или управленческим супервайзингом) [12].
При «активном» супервайзинге ставится задача по организации производственных работ таким образом, чтобы ускорить сроки строительства скважин, снизить стоимость бурения и одновременно с этим добиться качества. При этом ответственность за принятые решения ложится на руководителя работ, то есть на супервайзера. Такой подход к организации деятельности является для заказчика экономически более выгодным, поскольку значительная часть аварий и осложнений предотвращается задолго до их возникновения.
Именно такой подход был реализован на проекте [8], в частности, в отношении управления параметрами буровых растворов, где для диапазонов значений параметров промывочной жидкости помимо категории «проектные» была введена еще одна – «целевые» значения параметров. Производилась совместная оценка параметров бурения и бурового раствора, анализировались технологические возможности по корректировке свойств раствора в сторону желаемых значений, и принималось совместное решение по обработке промывочной жидкости или по изменению целевых значений, если это позволяло повысить экономическую эффективность, не нанося ущерба технологии строительства скважины. В результате, несмотря на превышение планового объема приготовления почти на 40 – 65 %, достигнуто снижение итоговой стоимости промывочной жидкости за интервал горизонтальных секций на 37,71 % (скважина 1) и на
44,49 % (скважина 2). Причина достижения такого результата заключается в том, что, несмотря на изменение плановых объемов приготовления по причине несоответствия проектных значений эффективности системы очистки фактическим данным [8], благодаря перераспределению компонентного состава бурового раствора «in situ», его стоимость за 1 м3 удалось снизить в среднем за интервал горизонтальной секции на 54 % и 66 % (скважины 1 и 2 соответственно), что привело к изменению вклада каждой категории реагентов в итоговую стоимость бурового раствора. При этом маржинальность бурового раствора на рассматриваемых интервалах для сервисной компании снизилась всего на 6 % и 10 % соответственно.
Необходимо отметить, что, несмотря на все возможные отступления от «традиционных» взглядов на требования к буровому раствору, фактические сроки строительства горизонтальных секций на обеих рассмотренных скважинах сократились за счет сокращения времени вспомогательных операций.
Таким образом, рассмотренный подход к организации буровых работ и взаимодействию между заказчиком и подрядчиком по буровым растворам является экономически обоюдовыгодным, поскольку заказчик получает в рамках исполнения договора инструмент оптимизации затрат, основанный на обеспечении технологичности производственного процесса, а подрядчик – снижение экономических рисков за счет отсутствия механизма применения штрафных санкций по формальному признаку.

Заключение
Прямая оценка закупочной стоимости реагентов, применяемых для приготовления буровых растворов, не может быть эффективным инструментом с точки зрения оценки возможностей оптимизации проектов бурения нефтегазовых скважин без учета других факторов, влияющих на конечную стоимость бурового раствора (логистические и складские издержки, косвенные затраты и др.). Более рациональным инструментом повышения технико-экономических показателей бурения является переосмысление ряда традиционных взглядов на требования, предъявляемые к значениям некоторых параметров промывочных жидкостей по причине их избыточности и необоснованности.
Высокие требования к планированию и логистическому аспекту деятельности сервисных компаний по буровым растворам, особенно при выполнении работ на автономных проектах с ограниченной транспортной доступностью, диктуют необходимость учитывать при расчете потребности в химреагентах и плановых объемов буровых растворов реальные значения ЭСО и коэффициентов влажности шлама в рамках проведения тендерных закупок.
Бизнес в сфере сервиса буровых растворов в России является низкорентабельным и окупаемым может быть в основном за счет фактора оборачиваемости, который сложно повысить в связи со значительными сроками оплаты выполненных работ. Поэтому грамотный «активный» супервайзинг оказывает огромное влияние как на эффективность применения буровых растворов, так и на экономическую эффективность строительства скважин в целом. При этом такой подход может быть обоюдовыгодным как для заказчика, так и для подрядчика по буровым растворам, поскольку рациональное сочетание интересов обеих сторон является залогом повышения эффективности бурения.
При реализации предельного сценария развития событий по снижению цен вплоть до ликвидации сервиса буровых растворов как сегмента экономики России, конечный потребитель будет вынужден самостоятельно нести все риски, связанные с данным видом технико-экономической деятельности.

Литература

1. Александрова А.И., Закревская А.В., Соколицын А.С. Анализ экономики нефтегазового сектора в РФ // Научный журнал НИУ ИТМО. Серия Экономика и экологический менеджмент. – 2019. – № 2. – С. 3–14.
2. Рухля И.Г., Сейдов А.Ш. Особенности рынка буровых растворов в России. Оценка текущих объемов и прогнозные значения до 2015 года // Территория Нефтегаз. – 2010. – №10.– С. 36–39.
3. Сэкономишь на растворах – потеряешь на дебитах. – Текст : непосредственный // Бурение и нефть. – 2011. – № 4. – С. 34–41.
4. Osode, P. Quest for a Pragmatic Drilling Fluid Performance Index – Key to Improving Fluid Performance and Optimising Quality Well Delivery Economics / P. Osode, M. Al Farsi, E. Stevenson // SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference. The Bahrain International Exhibition Centre, 2009. // SPE-120646-MS.
5. Банк России : официальный сайт. – Москва. – Обновляется в течение суток. – URL: https://cbr.ru/ (дата обращения: 20.09.2021).
6. Гнибидин В.Н. Совершенствование системы планирования и управления бурением // Нефть. Газ. Новации. – 2017.– № 10. – С. 37–45.
7. Фролов М.П., Войтенко Д.Н., Шепелев В.И., Прошин А.О., Хохлов А.В. Оценка методов расчета объема бурового раствора при проектировании нефтяных и газовых скважин // Бурение и Нефть. – 2020. – № 11. – С. 19–25.
8. Frolov, M.P. Impact of Conventional Practices on Economic Efficiency as Illustrated by the Construction of Horizontal Sections of Multilateral ERD Wells and Fishbone Wells in Western Siberia / M. P. Frolov, D. N. Voitenko, A. O. Proshin, A. A. Ivanova, V. I. Shepelev, A. A. Verevochkin, V. A. Pustovarov, S. V. Ignatyev // SPE Russian Petroleum Technology Conference. Russia (to be held virtually), 2021. // SPE-206453-MS.
9. Абальян А. Комплексный инженерный подход к строительству первой в Центральной части Западной Сибири скважины с большим отходом отвертикали индекс БОВ = 3.03 на Викуловскую свиту Карабашского ЛУ / А. Абальян, Э. Абальян, В. Красюков, Н. Смирнов, В. Рейес, И. Хоменок, Д. Сиротин, И. Литвинцев // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. Москва, 2019. // SPE-196783-RU.
10. Алифирова, Е. DDI 6,69, ERD 2,85. СП Газпром нефти и Repsol построило высокотехнологичную скважину на месторождении им Эрвье / Е. Алифирова. Текст : электронный // Neftegaz.RU : [сайт]. 2021. 1 июня. URL: https://neftegaz.ru/news/drill/682662-ddi-6-69-erd-2-85-sp-gazprom-nefti-i-repsol-postroilo-vysokotekhnologichnuyu-skvazhinu-na-mestorozhd/ (дата обращения: 01.01.2022).
11. Кульчицкий В.В. Четверть века развития российского бурового супервайзинга // Бурение и нефть. – 2018. – № 3. –
С. 10–13.
12. Щебетов А.В. Управленческий супервайзинг: разделяй и властвуй! // ROGTEC. – 2019. – № 56. – С. 64–78.

References

1. Aleksandrova, A.I., Zakrevskaya, A.V., Sokolitsyn, A.S. Analiz ekonomiki neftegazovogo sektora v RF [Analysis of the economy of the oil and gas sector in the Russian Federation]. Nauchnyy zhurnal NIU ITMO. Seriya Ekonomika i ekologicheskiy menedzhment. [Scientific journal NRU ITMO. Series Economics and environmental management], 2019, no.2, pp. 3-14. (In Russian).
2. Rukhlya, I.G., Seydov, A.Sh. Osobennosti rynka burovykh rastvorov v Rossii. Otsenka tekushchikh ob"yemov i prognoznyye znacheniya do 2015 goda [Peculiarities of the market of drilling fluids in Russia. Assessment of current volumes and forecast values up to 2015]. Territoriya Neftegaz [Neftegaz Territory], 2010, no.10, pp. 36-39. (In Russian).
3. Sekonomish' na rastvorakh – poteryayesh' na debitakh [If you are save on solutions, you will lose on debits]. Bureniye i neft' [Drilling and oil], 2011, no. 4, pp. 34-41.(In Russian).
4. Osode, P. Quest for a Pragmatic Drilling Fluid Performance Index – Key to Improving Fluid Performance and Optimising Quality Well Delivery Economics. P. Osode, M. Al Farsi, E. Stevenson. SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference. The Bahrain International Exhibition Centre, 2009. SPE-120646-MS. (In English).
5. Bank Rossii. ofitsial'nyy sayt. - Moskva. [Bank of Russia. An official site.–Moscow]. (In Russian). Available at: https://cbr.ru/ (accesed: 20.09.2021).
6. Gnibidin, V.N. Sovershenstvovaniye sistemy planirovaniya i upravleniya bureniyem [Improving the system of planning and drilling management]. Neft'. Gaz. Novatsii [Oil. Gas. Innovations], 2017, no. 10, pp 37-45. (In Russian).
7. Frolov, M.P., Voytenko, D.N., Shepelev, V.I., Proshin, A.O., Khokhlov, A.V. Otsenka metodov rascheta ob"yema burovogo rastvora pri proyektirovanii neftyanykh i gazovykh skvazhin [Evaluation of methods for calculating the volume of drilling fluid in the design of oil and gas wells]. Bureniye i Neft' [Drilling and oil], 2020, no. 11, pp. 19-25. (In Russian).
8. Frolov, M.P. Impact of Conventional Practices on Economic Efficiency as Illustrated by the Construction of Horizontal Sections of Multilateral ERD Wells and Fishbone Wells in Western Siberia. M. P. Frolov, D. N. Voitenko, A. O. Proshin, A. A. Ivanova, V. I. Shepelev, A. A. Verevochkin, V. A. Pustovarov, S. V. Ignatyev. SPE Russian Petroleum Technology Conference. Russia (to be held virtually), 2021. SPE-206453-MS (In English).
9. Abal'yan, A. Kompleksnyy inzhenernyy podkhod k stroitel'stvu pervoy v Tsentral'noy chasti Zapadnoy Sibiri skvazhiny s bol'shim otkhodom otvertikali indeks BOV = 3.03 na Vikulovskuyu svitu Karabashskogo LU [Comprehensive engineering approach to the construction of the first extended reach well in the Central part of Western Siberia drilled the BOW index = 3.03 on the Vikulovskaya suite of the Karabashsky license area] Rossiyskaya neftegazovaya tekhnicheskaya konferentsiya SPE. Moskva, 2019. SPE-196783-RU. (In Russian).
10. Alifirova E. DDI 6,69, ERD 2,85. SP Gazprom nefti i Repsol postroilo vysokotekhnologichnuyu skvazhinu na mestorozhdenii im Erv'ye [A joint venture between Gazprom Neft and Repsol has built a high-tech well at the Ervie]. (In Russian). Available at: https://neftegaz.ru/news/drill/682662-ddi-6-69-erd-2-85-sp-gazprom-nefti-i-repsol-postroilo-vysokotekhnologichnuyu-skvazhinu-na-mestorozhd/(accessed: 01.01.2022).
11. Kul'chitskiy, V.V. Chetvert' veka razvitiya rossiyskogo burovogo supervayzinga [A quarter of a century of development of Russian drilling supervising]. Bureniye i neft' [ Drilling and oil], 2018, no 3. pp. 10-13. (In Russian).
12. Shchebetov, A.V. Upravlencheskiy supervayzing: razdelyay i vlastvuy! [Managerial Supervising: Divide and Conquer!]. ROGTEC [ROGTEC], 2019, no. 56, pp. 64-78. (In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Фролов М.П.

    Фролов М.П.

    к.х.н., ведущий инженер технологической службы M-I SWACO Россия-Суша

    ООО «Технологическая компания Шлюмберже»

    Войтенко Д.Н.

    Войтенко Д.Н.

    к.г.-м.н., руководитель технологической службы по буровым растворам M-I SWACO Россия-Суша

    ООО «Технологическая компания Шлюмберже»

    Кожухов С.В.

    Кожухов С.В.

    ведущий инженер технологической службы M-I SWACO Россия-Суша

    ООО «Технологическая

    Прошин А.О.

    Прошин А.О.

    ведущий инженер технологической службы M-I SWACO Россия-Суша

    ООО «Технологическая компания Шлюмберже»

    Козулин Е.А.

    Козулин Е.А.

    руководитель региональной технологической службы M-I SWACO Россия-Суша

    ООО «Технологическая Компания Шлюмберже» г. Москва, 125171, РФ

    Просмотров статьи: 1114

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru