Бурением называется воздействие спецтехники на почвенные слои, в результате чего в земле образуется скважина, через которую будут добывать ценные ресурсы. Процесс бурения нефтяных скважин осуществляется по разным направлениям работы, которые зависят от расположения почвенного или горного пласта: оно может быть горизонтальным, вертикальным либо наклонным.

В результате работы в земле образуется цилиндрическая пустота в виде прямого ствола, или скважина. Ее диаметр может быть различным в зависимости от назначения, но он всегда меньше параметра длины. Начало скважины расположено на поверхности почвы. Стены называются стволом, а дно скважины – забоем.

Ключевые этапы

Если для водных скважин может использоваться среднее и легкое оборудование, то спецтехника для бурения нефтяной скважины может использоваться только тяжелая. Процесс бурения может осуществляться только при помощи специального оборудования.

Сам процесс делится на следующие этапы:

• Подвоз техники на участок, где будет производиться работа.
• Собственно бурение шахты. Процесс включает в себя несколько работ, одна из которых – углубление ствола, которое происходит при помощи регулярного промывания и дальнейшего разрушения горной породы.
• Чтобы ствол скважины не был разрушен и не засорил ее, пласты породы укрепляют. С этой целью в пространство прокладывают специальную колонну из соединенных между собой труб. Место между трубой и породой закрепляют цементным раствором: эта работа носит название тампонирования.
• Последней работой является освоение. На нем вскрывается последний пласт породы, формируется призабойная зона, а также проводится перфорация шахты и отток жидкости.

Подготовка площадки

Для организации процесса бурения нефтяной скважины потребуется провести также подготовительный этап. В случае, если разработка ведется в области лесного массива, требуется, помимо оформления основной документации, заручиться согласием на работы в лесхозе. Подготовка самого участка включает следующие действия:

1. Вырубка деревьев на участке.
2. Разбитие зоны на отдельные части земли.
3. Составление плана работ.
4. Создание поселка для размещения рабочей силы.
5. Подготовка основания для буровой станции.
6. Проведение разметки на месте работы.
7. Создание фундаментов для установки цистерн на складе с горючими материалами.
8. Обустройство складов, завоз и отладка оборудования.

После этого необходимо заняться подготовкой оборудования непосредственно для бурения нефтяных скважин. В этот этап входят следующие процессы:

• Установка и проверка техники.
• Проводка линий для энергоснабжения.
• Монтаж оснований и вспомогательных элементов для вышки.
• Установка вышки и подъем на нужную высоту.
• Отладка всего оборудования.

Когда оборудование для бурения нефтяных скважин будет готово к эксплуатации, необходимо получить заключение от специальной комиссии, что техника находится в исправном состоянии и готова к работе, а персонал обладает достаточными знаниями в области правил безопасности на производстве подобного рода. При проверке уточняется, правильную ли конструкцию имеют осветительные приборы (они должны иметь устойчивый к взрывам кожух), установлено ли по глубине шахты освещение с напряжением 12В. Замечания, касающиеся качества работы и безопасности, необходимо принять во внимание заранее.

До начала работ по бурению скважины необходимо установить шурф, завезти трубы для укрепления бурового ствола, долото, малую спецтехнику для вспомогательных работ, обсадные трубы, приборы для измерений в ходе бурения, обеспечить водоснабжение и решить другие вопросы.

Буровая площадка содержит объекты для проживания рабочих, технические помещения, лабораторное строение для анализа проб почвы и получаемых результатов, склады для инвентаря и малого рабочего инструмента, а также средства для медицинской помощи и средства безопасности.

Особенности бурения нефтяной скважины

После установки начинаются процессы по переоснащению талевой системы: в ходе этих работ монтируется оборудование, а также апробируются малые механические средства. Установка мачты открывает процесс забуривания в почву; направление не должно разойтись с осевым центром вышки.

После того, как завершается центровка, проводится создание скважины под направление: под этим процессом понимается установка трубы для усиления ствола и заливка начальной части цементом. После установки направления центровка между самой вышкой и роторными осями регулируется повторно.

Бурение под шурф осуществляется в центре ствола, и в процессе работы делается обсадка при помощи труб. При бурении шурфа используется турбобур, для регулировки скорости вращения необходимо удерживать его посредством каната, который фиксируется на самой вышке, а другой частью удерживается физически.

За пару суток до запуска буровой установки, когда прошел подготовительный этап, собирается конференция с участием членов администрации: технологов, геологов, инженеров, бурильщиков. К вопросам, обсуждаемым на конференции, относятся следующие:

• Схема залегания пластов на нефтяном месторождении: слой глины, слой песчаника с водоносами, слой нефтяных залежей.
• Конструктивные особенности скважины.
• Состав горной породы в точке исследований и разработок.
• Учет возможных трудностей и осложняющих работу факторов, которые могут появиться при бурении нефтяной скважины в конкретном случае.
• Рассмотрение и анализ карты нормативов.
• Рассмотрение вопросов, связанных с безаварийной проводкой.

Документы и оборудование: основные требования

Процесс бурения скважины под нефть может начаться только после оформления ряда документов. К ним относятся следующие:

• Разрешение о начале эксплуатации буровой площадки.
• Карта нормативов.
• Журнал по растворам для бурения.
• Журнал по обеспечению охраны труда в работе.
• Учет функционирования дизелей.
• Вахтовый журнал.

К основному механическому оборудованию и расходным материалам, которые используются в процессе бурения скважины, относятся следующие виды:

• Оборудование для цементирования, сам цементный раствор.
• Оборудование для обеспечения безопасности.
• Каротажные механизмы.
• Техническая вода.
• Реагенты для различных целей.
• Вода для питья.
• Трубы для обсадки и собственно бурения.
• Площадка под вертолет.

Типы скважин

При начале процесса диаметр ствола составляет до 90 см, а к концу редко доходит до 16,5 см. В ходе работы строительство скважины делается в несколько этапов:

1. Углубление дня скважины, для чего используется буровое оборудование: оно размельчает горную породу.
2. Удаление обломков из шахты.
3. Закрепление ствола при помощи труб и цемента.
4. Работы, в ходе которых исследуется полученный разлом, выявляются продуктивные расположения нефти.
5. Спуск глубины и ее цементирование.

Скважины могут отличаться по заглубленности и делятся на следующие разновидности:

• Небольшие (до 1500 метров).
• Средние (до 4500 метров).
• Углубленные (до 6000 метров).
• Сверхуглубленные (более 6000 метров).

Бурение скважины подразумевает измельчение цельного пласта породы долотом. Полученные части удаляют посредством вымывания специальным раствором; глубина шахты делается больше при разрушении всей забойной площади.

Проблемы в ходе бурения нефтяных скважин

В ходе бурения скважин можно столкнуться с рядом технических проблем, которые замедлят или сделают работу практически невозможной. К ним относятся следующие явления:

• Разрушения ствола, обвалы.
• Уход в почву жидкости для промывки (удаления частей породы).
• Аварийные состояния оборудования или шахты.
• Ошибки в сверлении ствола.

Чаще всего обвалы стенок происходят из-за того, что горная порода обладает нестабильной структурой. Признаком обвала является увеличенное давление, большая вязкость жидкости, которая используется для промывки, а также повышенное число кусков породы, которые выходят на поверхность.

Поглощение жидкости чаще всего случается в случае, если залегающий ниже пласт целиком забирает раствор в себя. Его пористая система или высокая степень впитываемости способствует такому явлению.

В процессе бурения скважины снаряд, который движется по часовой стрелке, доходит до места забоя и поднимается обратно. Проведение скважины доходит до коренных пластов, в которые происходит врезка до 1,5 метра. Чтобы скважина не была размыта, в начало погружается труба, она же служит средством проведения промывочного раствора напрямую в желоб.

Буровой снаряд, а также шпиндель может вращаться с разной скоростью и частотой; этот показатель зависит от того, какие виды горных пород требуется пробить, какой диаметр коронки будет сформирован. Скорость контролируется посредством регулятора, который регулирует уровень нагрузки на коронку, служащую для бурения. В процессе работы создается необходимое давление, которое оказывается на стены забоя и резцы самого снаряда.

Проектирование бурения скважины

Перед началом процесса по созданию нефтяной скважины составляется проект в виде чертежа, в котором обозначаются следующие аспекты:

• Свойства обнаруженных горных пород (устойчивость к разрушению, твердость, степень содержания воды).
• Глубина скважины, угол ее наклона.
• Диаметр шахты в конце: это важно для определения степени влияния на него твердости горных пород.
• Метод бурения скважины.

Проектирование нефтяной скважины необходимо начинать с определения глубины, конечного диаметра самой шахты, а также уровня бурения и конструктивных особенностей. Геологический анализ позволяет разрешить эти вопросы вне зависимости от типа скважины.

Методы бурения

Процесс создания скважины для добычи нефти может осуществляться несколькими способами:

• Ударно-канатный метод.
• Работа с применением роторных механизмов.
• Бурение скважины с использованием забойного мотора.
• Бурение турбинного типа.
• Бурение скважины с использованием винтового мотора.
• Бурение скважины посредством электрического бура.

Первый способ относится к наиболее известным и проверенным методам, и в этом случае шахту пробивают ударами долота, которые производятся с определенной периодичностью. Удары делаются посредством влияния веса долота и утяжеленной штанги. Поднятие оборудования происходит из-за балансира оборудования для бурения.

Работа с роторным оборудованием основана на вращении механизма при помощи ротора, который ставится на устье скважины через трубы для бурения, которые осуществляют функцию вала. Бурение скважин малого размера производится посредством участия в процессе шпиндельного мотора. Роторный привод соединен с карданом и лебедкой: такое устройство позволяет контролировать скорость, с которой вращаются валы.

Бурение при помощи турбины производится посредством передачи вращающегося момента колонне от мотора. Такой же способ позволяет передавать и энергию гидравлики. При этом методе функционирует только один канал подачи энергии на уровне до забоя.

Турбобур – это особый механизм, который преобразует энергию гидравлики в давлении раствора в механическую энергию, которая и обеспечивает вращение.

Процесс бурения нефтяной скважины состоит из опускания и подъема колонны в шахту, а также удерживание на весу. Колонной называется сборная конструкция из труб, которые соединяются друг с другом посредством специальных замков. Главной задачей является передача различных типов энергии к долоту. Таким образом осуществляется движение, приводящее к углублению и разработке скважины.

Рынок бурения является ключевой движущей силой нефтесервисного рынка РФ. На бурение приходится более 30% от общего объема рынка нефтепромыслового сервиса (в денежном выражении). Вместе с буровым сервисом (включая сопровождение горизонтального бурения) и другими сервисами, которые применяются при строительстве скважин, эта доля превышает 50%.

В течение 2016 года на рынке бурения сформировались новые тренды, которые существенно влияют на перспективы развития рынка и имеют принципиальное значение для принятия стратегических решений участниками рынка.

. В 2016 году в России достигнут исторический максимум добычи нефти в объеме 547,5 млн. тонн. Активный рост добычи нефти был в первую очередь обеспечен приростом объёмов проходки в бурении - на 23,2% за 2015-2016 годы. Рост добычи за эти же два года составил 3,8%.

В соответствии с соглашением об ограничении добычи нефти от 10 декабря 2016 года Россия обязалась сократить добычу от уровня октября 2016 года на 300 тыс. барр./сутки, или на 2,7%. Ожидается, что объем добычи в 2017 году снизится примерно на 0,5% по сравнению с 2016 годом, а в последующий период добыча покажет умеренный рост и достигнет уровня 570 млн тонн в 2025 году.

В 2017 году несмотря на ограничение добычи нефти рынок бурения ожидает увеличение объемов проходки на величину 8-10% от уровня 2016 года. Это связано с необходимостью поддерживать добычу на старых истощающихся месторождениях.

В среднесрочной перспективе бурение главным образом будет ориентировано на поддержание уровня добычи. Начиная с 2018 года сформируется тренд, связанный с умеренным ростом рынка бурения в физическом выражении и опережающим ростом – в денежном .

Доля горизонтального бурения в эксплуатационном продолжит увеличиваться: с 11% в 2010 году она выросла до 36% в 2016 , а к 2021 году достигнет 44-46%.

В разведочном бурении снижение объемов в 2015 году сменилось на 3% рост в 2016 году. В период до 2026 года прогнозируются сопоставимые объёмы разведочного бурения в связи с растущей важностью доразведки на зрелых месторождениях.

Доля открытого рынка в бурении продолжает уменьшаться: в 2016 году она составила 44% с перспективой дальнейшего сокращения в связи с консолидацией рынка «Роснефтью».

Как следствие ключевых рыночных тенденций, ожидается существенный рост конкуренции между компаниями-подрядчиками, а также усиление ценового давления на них со стороны компаний-заказчиков.

Аналитический отчёт ставит целью предоставить экспертную поддержку для принятия стратегических и оперативных решений широкому кругу участников рынка, опираясь на следующие ключевые элементы исследования:

Оценка ключевых факторов и трендов развития, включая как общие для нефтегазовой отрасли РФ, так и специфические для рынка бурения и его ключевых сегментов.

Прогноз объема рынка на период до 2026 года для эксплуатационного (отдельно горизонтального) и разведочного бурения. Прогноз сформирован в разрезе основных регионов нефтедобычи и с учётом особенностей бурения в каждом из них.

Анализ заказчиков и конкурентной среды подрядчиков, включая оценку парка буровых установок и объема работ.

Отчёт содержит основу для оценки потенциала всего спектра связанных с бурением сегментов сервиса и оборудования, среди которых буровые сервисы, сопровождение горизонтального бурения, первичное цементирование, закачивание скважин и другие.

Кругом источников для формирования отчёта явились: база знаний RPI, данные компаний, отраслевая статистика, оценки отраслевых экспертов.

«Российский рынок бурения нефтяных скважин» рассчитан на следующую отраслевую аудиторию:

Нефтегазовые добывающие компании

Нефтесервисные компании

Производители и поставщики нефтегазового оборудования

Банки и инвестиционные компании

Консультационные компании

«Российский рынок бурения нефтяных скважин» является первым из серии отчётов по основным сегментам рынка нефтепромыслового сервиса РФ. Отчёты анализируют текущее состояние и перспективы развития до 2025 года по следующим сегментам:

1. Сопровождение наклонно-направленного бурения (69 500 рублей)

2. Зарезка боковых стволов (69 500 рублей)

3. Капитальный ремонт скважин (69 500 рублей)

4. Гидроразрыв пласта (69 500 рублей)

5. Сейсморазведка (69 500 рублей)

6. Колтюбинг (64 500 рублей)

1 Введение
2 Основные выводы исследования
3 Добыча нефти и газового конденсата в России в 2006-2016 годах и прогноз объемов добычи на период до 2026 года
3.1 Добыча нефти и газового конденсата в России в 2006-2016 годах в разрезе компаний
3.2 Добыча нефти и газового конденсата в России в 2006-2016 годах в разрезе регионов нефтедобычи
3.3 Прогноз годовых объем добычи нефти в России на период 2016-2026 годов
4 Объем нефтесервисного рынка России в денежном выражении
4.1 Методология расчета объема нефтесервисного рынка
4.2 Объем нефтесервисного рынка в 2005-2016 годах
4.3 Прогноз объема нефтесервисного рынка на 2017-2026 годы
5 Текущее состояние рынка бурения
5.1 Динамика объемов проходки в бурении в 2001-2016 годах
5.2 Динамика объемов эксплуатационного бурения в 2006-2016 годах
5.3 Динамика объемов разведочного бурения в 2006-2016 годах
5.4 Объем рынка бурения в денежном выражении в 2006-2016 годах
5.5 Основные производственные тренды на рынке бурения
5.5.1 Развитие горизонтального бурения
5.5.2 Изменение капитальных затрат в эксплуатационном бурении
5.5.3 Эффекты от мероприятий по повышению уровня добычи
5.6 Основные технологические тренды на рынке бурения
5.7 Актуальные управленческие вызовы и тенденции на рынке бурения
5.7.1 Проблемы управления строительством скважин
5.7.2 Формирование сметной стоимости строительства скважин
5.7.3 Разработка нормативов затрат времени
5.7.4 Управление рисками проектов строительства скважин
6 Прогноз динамики объемов проходки на 2016-2026 годы
6.1 Методология составления прогнозов
6.2 Прогноз объемов эксплуатационного бурения на 2017-2026 годы
6.3 Прогноз объемов горизонтального бурения на 2017-2026 годы
6.4 Прогноз объемов разведочного бурения на 2017-2026 годы
6.5 Прогноз объемов рынка бурения в денежном выражении на 2017-2026 годы
7 Основные заказчики на рынке бурения
8 Анализ конкурентной среды на рынке буровых подрядчиков
8.1 Рынок бурения в России в разрезе буровых подрядчиков
8.2 Производственные мощности основных буровых подрядчиков
8.3 Деятельность буровых подрядчиков в региональном разрезе
8.4 Основные сделки слияния и поглощения на рынке буровых подрядчиков в 2016 году
9 Профили основных подрядчиков
9.1 Независимые буровые подрядчики
9.1.1 Eurasia Drilling Company Ltd.
9.1.2 ООО «Газпром бурение»
9.1.3 ERIELL
9.1.4 ООО «Интегра-Бурение»
9.1.5 ООО «Катойл-Дриллинг» (Группа компаний «Петро Велт Технолоджис», бывшая C.A.T. oil AG)
9.1.6 KCA Deutag
9.1.7 Nabors Drilling
9.1.8 ООО «НСХ АЗИЯ ДРИЛЛИНГ» («Нефтьсервисхолдинг»)
9.1.9 Группа компаний (ГК) «Инвестгеосервис»
9.1.10 ЗАО «Сибирская Сервисная компания» (ССК)
9.1.11 ООО «ТаграС-холдинг» (ООО «УК «Татбурнефть», ООО «Бурение»)
9.2 Буровые подразделения вертикально-интегрированных компаний
9.2.1 Буровые дочерние предприятия ОАО «Роснефть»
9.2.2 Буровой блок «НГК «Славнефть»
9.2.3 Буровые подразделения «Сургутнефтегаза»

График 3.1. Динамика годовых объемов добычи нефти и газового конденсата в России в 2006-2016 годах в разрезе компаний, млн. т

График 3.2. Распределение прироста добычи нефти и газового конденсата в России в 2016 году в разрезе производителей, млн. т

График 3.3. Доля компаний-производителей в добыче нефти и газового конденсата в России в 2016 году, %

График 3.4. Динамика годовых объемов добычи нефти и газового конденсата в России в 2006-2016 годах в разрезе регионов нефтедобычи, млн. т

График 3.5. Распределение прироста добычи нефти и газового конденсата в России в 2016 году в разрезе регионов нефтедобычи, млн. т

График 3.6. Прогноз динамики годовых объемов добычи нефти и газового конденсата в России в 2016-2025 годах в разрезе регионов нефтедобычи, млн. т

График 3.7. Прогноз динамики годовых объемов добычи нефти и газового конденсата в России в 2016-2025 годах в разрезе видам месторождений, млн. т

График 4.1. Годовые суммарные объемы нефтесервисного рынка России в 2005-2016 годах, млрд. рублей, % годового роста

График 4.2. Удельные доли сегментов нефтесервисного рынка России в 2016 году, % от суммарного объема рынка в денежном выражении

График 4.3. Вклад сегментов в общий объем нефтесервисного рынка России в 2016 году, млрд. рублей

График 4.4. Прогноз объемов нефтесервисного рынка России в 2017-2026 годах, млрд. рублей, % годового роста

График 4.5. Прогнозные объемы сегментов нефтесервисного рынка и их удельные доли в 2026 году, млрд. рублей, %

График 4.6. Прогнозные доли сегментов нефтесервисного рынка России в 2017-2026 годах, % от суммарного объема рынка в денежном выражении

График 4.7. Удельные доли сегментов нефтесервисного рынка России в 2017-2026 годах, % от суммарного объема рынка в денежном выражении

График 5.1. Эксплуатационное и разведочное бурение в России в 2001-2016 гг., млн. м 30

График 5.2. Скважины, законченные строительством, в эксплуатационном и разведочном бурении в России в 2006-2016 гг., единиц

График 5.3. Средняя глубина одной скважины, законченной строительством, в эксплуатационном и разведочном бурении в России в 2006-2016 гг., м

График 5.4. Влияние роста числа скважин и увеличения глубины скважин на объем проходки в эксплуатационном и разведочном бурении в России в 2006-2016 гг., %

График 5.5. Эксплуатационное бурение в России в 2006-2016 гг. в разрезе регионов нефтедобычи, млн. м

График 5.6. Изменение эксплуатационного бурения в России в 2016 гг. в разрезе регионов нефтедобычи, млн. м

График 5.7. Ввод скважин, законченных строительством в эксплуатационном бурении в России в 2006-2016 гг. в разрезе регионов нефтедобычи, единиц

График 5.8. Средняя глубина одной скважины, законченной строительством, в эксплуатационном бурении в России в 2015-2016 гг., м

График 5.9. Разведочное бурение в России в 2006-2016 гг. в разрезе регионов нефтедобычи, млн. м

График 5.10. Число скважин, законченных строительством в разведочном бурении в России в 2006-2016 гг. в разрезе регионов нефтедобычи, единиц

График 5.11. Средняя глубина одной скважины, законченной строительством, в разведочном бурении в России в 2015-2016 гг., м

График 5.12. Динамика объема рынка бурения в денежном выражении в 2006-2016 гг., млрд. руб.

График 5.13. Динамика объема рынка бурения в денежном выражении в 2006-2016 годах в разрезе регионов нефтедобычи, млрд. руб.

График 5.14. Динамика объема горизонтального и наклонно-направленного бурения в России в физическом выражении в 2006-2016 годах, млн. м

График 5.15. Динамика количества скважин, законченных строительством в горизонтальном и наклонно-направленном бурении в России в 2006-2016 годах, единиц

График 5.16. Средняя глубина одной скважины, законченной строительством, в эксплуатационном и разведочном бурении в России в 2006-2016 гг., м

График 5.17. Средняя глубина одной горизонтальной скважины, законченной строительством в России в 2016 году, м

График 5.18. Средняя глубина одной наклонно-направленной скважины, законченной строительством в России в 2016 году, м

График 5.19. Динамика изменения капитальных затрат на 1 метр эксплуатационного бурения в России в 2006-2016 гг., тыс. руб. за м

График 5.20. Динамика изменения капитальных затрат на 1 м эксплуатационного бурения по заказчикам в России в 2015-2016 годах, тыс. руб. за м

График 5.21. Эффекты на увеличение добычи нефти от ввода новых скважин и ГТМ в России в 2006-2016 годах, млн. т

График 6.1. Динамика изменения помесячной проходки бурением в России в 2012-2017 гг., млн. м

График 6.2. Прогноз годовых объемов проходки в эксплуатационном бурении в России на период 2016-2026 годов, млн. м

График 6.3. Прогноз годовых объемов проходки в эксплуатационном бурении в России на новых месторождениях на период 2016-2026 годов, млн. м

График 6.4. Прогноз доли бурения на новых месторождениях в проходке эксплуатационного бурения в России в 2017-2026 гг., %

График 6.5. Прогноз годовых объемов проходки в горизонтальном бурении в России на период 2016-2026 годов, млн. м

График 6.6. Прогноз годовых объемов проходки в разведочном бурении в России на период 2016-2026 годов, млн. м

График 6.7. Прогноз объема рынка эксплуатационного бурения по регионам нефтедобычи в России на период 2016-2026 годов, млрд. руб.

График 6.8. Прогноз объема рынка горизонтального бурения по регионам нефтедобычи в России на период 2016-2026 годов, млрд. руб.

График 6.9. Прогноз объема рынка разведочного бурения по регионам нефтедобычи в России на период 2016-2026 годов, млрд. руб.

Объемы бурения в России полностью восстановились после кризиса 2014–2015 гг., когда снижение цен на нефть и санкции привели к сокращению инвестиций в отечественной нефтянке. При этом бурение становится все более технологически сложным и дорогим, однако эксперты считают, что нынешний пик объемов проходки продлится недолго. О тенденциях на российском рынке буровых услуг в обзоре «Сибирской нефти» В статье использованы материалы исследования рынка сервиса в нефтяной отрасли, предоставленные компанией «Текарт». .

Подъемы и падения

После кризиса 2009 года в 2010–2013 гг. в России наблюдалось динамичное увеличение объемов проходки в бурении. В этот период наиболее активно применялось эксплуатационное наклонно-направленное бурение. Рост проходки в эксплуатационном бурении за этот период составил 26,1%, а в разведочном - 14,9%.

В 2014 году ситуация изменилась: цены на нефть упали, Россия оказалась под санкциями со стороны ЕС и США, в результате чего инвестиционная активность снизилась, а объемы проходки вновь сократились. Впрочем, на этот показатель повлиял и другой фактор: рост объемов горизонтального бурения, позволяющего получать больший дебит скважин по сравнению с наклонно-направленным. Объем работ по этому направлению с 2008 по 2015 гг. увеличился в 4,3 раза. По оценке «Текарт», доля горизонтального бурения в общем объеме эксплуатационного бурения в 2016 году составила 33,5% (8,3 млн м).

В итоге падение общего объема проходки в 2014 году составило 4,1% по сравнению с 2013 годом. При этом разведочное бурение, наоборот, выросло на 21,6%. Спустя год картина поменялась на противоположную: эксплуатационное бурение отыграло падение 2014 года, а разведочное, напротив, сократилось. 2016 год характеризовался увеличением как эксплуатационного, так и разведочного бурения. Объем проходки в эксплуатационном бурении по итогам 2016 года составил 24,8 млн м (+14,5%), в разведочном - 910,0 тыс. м (+6,1%).

В денежном выражении, однако, изменения на рынке выглядели иначе. Из-за усложнения условий добычи, истощения традиционных месторождений в последние годы растет спрос на такие технологичные сервисы, как зарезка боковых стволов и бурение горизонтальных стволов, увеличивается средняя глубина скважины и, соответственно, объем инвестиций на метр проходки.

Структура российского рынка сервиса в нефтегазовой отрасли

Инфографика: Дарья Гашек

Рост производства работ в новых регионах с более сложными условиями (при разработке новых месторождений в Восточной Сибири, Тимано-Печорском регионе и т.п.) также обуславливает необходимость более высоких затрат. Отсутствие в регионах инфраструктуры и сложные природные условия требуют наличия специализированной техники и оборудования, что ведет к росту цен и увеличению средней стоимости скважины.

По данным ЦДУ ТЭК, в 2016 году суммарный объем инвестиций в эксплуатационное и разведочное бурение по всем компаниям, добывающим нефть в России, составил 673,5 млрд руб. (11,1 млрд долл.). Прирост инвестиций в эксплуатационное бурение по сравнению с 2015 г. оценивается в 19,4%. Объем вложений в разведочное бурение увеличился до 9%.

Доля горизонтального бурения в РФ
в 2011–2016 гг.,

Среднегодовой темп прироста (CAGR) инвестиций в бурение в 2011–2016 гг. составил 13,4%. При этом за счет изменения курсов валют средний показатель за тот же период в долларовом выражении продемонстрировал отрицательную динамику (–1,9%).

В 2016 году средняя стоимость проходки одного метра в эксплуатационном бурении, рассчитанная как отношение объема инвестиций к суммарному показателю проходки, увеличилась на 4,2% (в рублевом выражении). Та же тенденция наблюдалась и в разведочном бурении. Средняя цена проходки демонстрировала непрерывный рост на протяжении 2011–2016 гг. и в 2016 году достигла уровня 57,9 тыс. руб./м для эксплуатационного и 25 тыс. руб./м для разведочного бурения.

Основные игроки

Все нефтесервисные компании, которые в настоящее время представлены на российском рынке, аналитики условно делят на три группы.

В первую входят сервисные подразделения в составе ВИНК: «НК «Роснефть», сервисные подразделения «Сургутнефтегаза», «Башнефти», «Славнефти» и др. При этом необходимо отметить, что если в 2009–2013 гг. сервисные подразделения активно выводились из состава ВИНК, то сегодняшней тенденцией, напротив, стало развитие нефтегазовыми компаниями собственного или аффилированного сервиса.

Динамика объемов бурения в РФ
в 2011–2016 гг., %

Источник: «Текарт» на основании данных ЦДУ ТЭК

Вторая группа - иностранные сервисные компании: Schlumberger, Weatherford (в августе 2014 года российские и венесуэльские нефтесервисные активы куплены «Роснефтью»), Baker Hughes, а также ряд компаний «второго эшелона» (KCA Deutag, Nabors Drilling, Eriell и другие).

Третью группу составляют крупные независимые российские компании, оборот которых превышает 100 млн долларов. Они возникли в результате приобретения нефтесервисных подразделений нефтедобывающих компаний или в результате слияния более мелких сервисных компаний. В их число входят «БК «Евразия», «Сибирская сервисная компания», «Газпром бурение» (продана в 2011 году структурам А. Ротенберга).

Средняя цена проходки в бурении
в 2011–2016 гг., тыс. руб.

Источник: «Текарт» на основании данных ЦДУ ТЭК

В настоящее время на российском рынке бурения в нефтегазовой отрасли лидерство остается за крупными независимыми компаниями и структурными подразделениями ВИНК. По итогам 2016 года в ТОП-3 участников рынка по показателю проходки в бурении (в порядке убывания) вошли EDC («БК «Евразия» и «СГК-Бурение», ранее принадлежавшая группе Schlumberger), сервисные подразделения ОАО «НК «Сургутнефтегаз» и «РН-бурение». Суммарно на эти три компании пришлось около 49% проходки.

Технологический уровень независимых российских сервисных компаний эксперты оценивают как «средний». Пока, по сравнению с общепризнанными лидерами мирового рынка, они могут предложить стандартные услуги оптимального соотношения цена/качество.

Сервисные структуры ВИНК, с точки зрения технологических возможностей, также находятся на среднем уровне. Как правило, они имеют наиболее тесные связи с научными отраслевыми институтами и обладают рядом уникальных патентов. Их дополнительное преимущество - большой запас прочности и доступ к средствам материнской компании для финансирования закупки дорогостоящих основных фондов.

Зарубежные сервисные компании, лидеры мировой сервисной индустрии, выступали основными поставщиками технологий в РФ в начале 2000-х годов. В настоящее время на таких игроков, как Schlumberger и Halliburton, приходится около 14% российского рынка сервиса в нефтегазовой отрасли в денежном выражении. Однако в числе крупнейших участников рынка буровых услуг они не представлены.

Основное конкурентное преимущество крупных иностранных компаний - новейшие технологии сервиса. Иностранные компании одними из первых в России начали выполнять сложные операции ГРП, перенесли на новый уровень услуги цементирования, подготовки буровых растворов и другие услуги сопровождения бурения, впервые применили технологию колтюбинга, предлагают современные программные продукты.

Основной их недостаток - в высокой стоимости услуг. Именно по этой причине в настоящее время наблюдается снижение активности зарубежных участников рынка в России. Практика показывает, что за простым бурением российские нефтедобывающие компании предпочитают обращаться к отечественным подрядчикам. Услугами же иностранных компаний они пользуются в основном при реализации сложных проектов, - здесь востребованными оказываются технологии и компетенции в области интегрированного управления проектами.

Стоит отметить, что для мировых лидеров нефтесервиса 2015–2016 гг. после рекордных результатов 2014 года стали неудачными и в масштабе мирового рынка. Годовой оборот Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes и Weatherford сократился на 50–60% до уровня 2010 года.

Буровые в тренде

Российские буровые компании не являются публичными и не публикуют информацию о своих флотах, поэтому оценивать их мощности достаточно сложно. Российский парк буровых установок (БУ) всех классов грузоподъемности, по разным оценкам, находится в диапазоне от 1000 до 1900 ед. При этом парк действующего оборудования в 2016 г. составил около 900 буровых установок, считают аналитики «Текарт».

С точки зрения используемого оборудования каждая из групп компаний имеет свои особенности потребления буровых установок. Сервисные подразделения ВИНК, опираясь на авторитет материнской компании и, как правило, относительно высокие объемы инвестиционных программ, зачастую самостоятельно диктуют требования к закупаемым установкам. Для них производители разрабатывают новые модификации. Иностранные подрядчики предпочитают работать с европейскими и американскими поставщиками оборудования. Независимые компании отдают приоритет тому или иному поставщику на основании конкретных потребностей, удобства закупки и эксплуатации оборудования.

Алексей Черепанов,
руководитель программ операционной эффективности собственных нефтесервисов «Газпром нефти»:

Учитывая внедрение новых технологий по использованию больших данных, которые проникают практически во все области человеческой деятельности, эффективность бурения будет расти, за счет чего порог рентабельности многих месторождений существенно снизится. С увеличением эффективности бурения, как это произошло в США во времена сланцевой революции, зависимость между проходкой и количеством буровых установок изменится или вообще может пропасть в явном виде. В России процесс перехода на высокотехнологичное бурение уже начался, поэтому, в отсутствие общеэкономических потрясений, следует ожидать как минимум количественного изменения функциональных связей и трендов в ближайшие несколько лет.

Если в начале 2000-х годов буровые установки зарубежного производства в Россию практически не поставлялись, то начиная с 2006 года импортная продукция постепенно закрепилась на российском рынке. Прежде всего приоритет отдавался европейским и американским заводам (Bentec, Drillmec, National Oil Well Varco и др.).

Однако спрос на буровое оборудование в 2006–2008 гг. был активным по всему миру, что привело к значительному уровню загрузки всех основных мировых производителей, чем воспользовались китайские компании, обладавшие значительным объемом незагруженных мощностей.

В результате уже в 2008 году на долю китайских буровых установок, по данным «Текарт», пришлось более 60% российского рынка в натуральном выражении.

В 2011 и 2012 гг. на рынке произошли коренные изменения: доля импорта снизилась. Это было связано как с восстановлением производства на заводе «Уралмаш», так и с введением с 2012 года пошлины на импорт: 10%, но не менее 2,5 евро/кг. В результате цены на китайские буровые установки взлетели на 30–40%.

В течение четырех последних лет в структуре покупок наблюдается довольно стабильное соотношение отечественной и зарубежной (прежде всего китайской) продукции. На первом месте находится российская техника (от 46% до 61%). За ней следует оборудование, импортированное из Китая (до 39%). За 2015–2016 гг. в Россию были ввезены 4 установки американского производства.

На данный момент основные российские игроки, способные производить востребованные БУ грузоподъемностью 225–320 т, могут изготовить до 76 БУ в год, причем 40 из них приходится на завод «Уралмаш».

Прогноз на будущее

Перспективы рынка бурения и сопроводительных услуг во многом связаны с развитием рынка сервиса в нефтегазовой отрасли в целом.

Несмотря на снижение цены на нефть, рынок бурения по-прежнему остается привлекательным для инвесторов. Связано это с необходимостью поддерживать текущий уровень добычи и разработки новых месторождений.

Вопреки ожиданиям предыдущих лет, пик бурения, по оценке «Текарт», пришелся на 2016 год. В 2017 году, по предварительной оценке, произойдет еще некоторое увеличение прироста проходки, так как на этот год намечена реализация проектов в Большехетской впадине (ЯНАО) и Юрубчено-Тохомской зоне (Восточная Сибирь). В ближайшем будущем крупных проектов по освоению месторождений с большими объемами буровых работ не запланировано, поэтому в 2018–2020 гг. ожидается падение уровня проходки до показателя 2016 года.

Помимо незначительного роста объемов проходки в бурении, ожидается опережающий рост рынка в стоимостном выражении. Связано это с тем, что поддержание производства на существующих месторождениях заключает в себе значительные сложности, и нефтедобывающие компании переходят к разработке новых месторождений в таких регионах, как Восточная Сибирь и Тимано-Печорский регион, где необходимы более высокие затраты.

О многих вопросах, связанных с техническими проблемами при разведочном бурении, мы говорили ранее. В этом выпуске я хотел бы немного осветить отличия между бурением разведочных и эксплуатационных скважин.

Условно процесс СТРОИТЕЛЬСТВА скважины (по всем классификациям такой вид деятельности, как бурение, относится к строительству) делится на такие этапы: подготовительные работы, вышкомонтажные работы, бурение и крепление, испытание. Эти этапы выделяются при строительстве как разведочной, так и эксплуатационной скважины. Но в чем их отличие, давайте посмотрим внимательнее.

Подготовительные работы - это строительство основания, на котором будет установлена буровая установка, прокладка подъездных дорог. Как правило, разведочные скважины бурятся одиночными. Задача разведочной скважины - "пощупать" внутренности в пределах конкретной местности. Когда же принимается решение о бурении на месторождении эксплуатационных скважин, уже известно, что можно ожидать и бурением одной скважины не ограничиваются. Но строить под каждую скважину площадку и бурить скважину без отклонения от места забуривания очень накладно. Поэтому при эксплуатационном бурении поступают следующим образом: с одной площадки бурится несколько скважин и применяется так называемое наклонно-направленное бурение. При таком бурении ствол скважины значительно отклоняется от того места, где начиналось бурение и такое отклонение может достигать от сотен метров до нескольких километров. Так как на одном основании нужно размещать несколько скважин, соответственно площадка должна быть большего размера. Кроме того, если скважины бурятся с одной площадки, то было бы неплохо не разбирать буровую установку после бурения очередной скважины, а перетаскивать ее для бурения следующей скважины. В настоящее время такое перемещение производят по специально проложенным рельсам.

По сути дела при бурении разведочных и эксплуатационных скважин применяются различные типы буровых установок. Во многом из-за этого различается второй этап строительства скважин - вышкомонтажные работы . На этом этапе выполняется транспортировка буровой установки, ее монтаж, проверка работы, проведение необходимых коммуникаций (трубопроводов, ЛЭП). Также транспортируется и монтируется необходимое дополнительное оборудование, дизельные станции, жилой городок, в котором потом будут жить буровики.

Зачастую, когда на участке начинается эксплуатационное бурение, это участок уже обустроен: проведены все коммуникации, проложены дороги. Разведчикам же приходится добираться до места работ на вертолетах и по зимним дорогам, которые тают летом. В таких условиях ни о каких линиях электропередачи речи не идет. В основном все буровые станки, предназначенные для разведочного бурения, работают от установок дизельного привода, чем отличаются от установок эксплуатационного бурения, которые больше ориентированы на привод от электричества. Хотя бывают исключения, когда на участке ведется эксплуатационное бурение, но электричество туда не проведено. В этом случае на площадке ставят мощные дизельные электростанции, вырабатывающие электроэнергию, от которой работают буровые установки.

В Западной Сибири в настоящее время самыми распространенными буровыми установками для эксплуатационного бурения являются буровые установки БУ-3000 ЭУК, выпускаемые екатеринбургским предприятием "Уралмаш".

Процесс бурения эксплуатационных скважин так же отличается от бурения "разведок". Самое главное отличие состоит в том, что практически все эксплуатационные скважины являются наклонно-направленными, а разведочные - вертикальными.

Существуют еще и горизонтальные скважины. Они тоже относятся к эксплуатационным скважинам. У горизонтальных скважин последняя колонна входит в продуктивный пласт под углом и затем проходит горизонтально по пласту. Это позволяет достичь большей площади соприкосновения обсадной трубы и продуктивного пласта.

На этапе испытания скважины обсадная труба пробивается в районе соприкосновения с продуктивным пластом. У горизонтальных скважин дебит намного превышает дебит обычных скважин.

Отклонение в процессе бурения достигается за счет включения в компоновку бурящей части (между бурильной трубой и турбобуром) так называемого кривого переводника.

Он просто соединяет бурильную трубу и турбобур, но при этом концы переводника находятся под небольшим углом (1-2 градуса) относительно друг друга, что позволяет придавать скважине отклонение в процессе бурения. В этом процессе очень велика роль технолога, который должен правильно сориентировать компоновку при сборке и спуске. Однако, каким бы классным специалистом не был технолог, никто не ограничивается доверием к его мастерству. При бурении наклонно-направленных скважин (и тем более горизонтальных) применяют специальные навигационные системы, которые позволяют отслеживать местоположение долота. В состав компоновки низа бурильной колонны включают специальный прибор, который замеряет необходимые параметры и передает их наверх, где они регистрируются и расшифровываются. Интересен способ передачи их наверх - через буровой раствор. Прибор, находящийся внизу производит толчки, которые передаются через весь столб бурового раствора наверх.

Испытание эксплуатационной скважины тоже отличается от испытания разведочной скважины. Чаще даже у эксплуатационных скважин этот этап называется освоением. Как правило, у разведочных скважин испытывают несколько продуктивных объектов, начиная с самого нижнего. Потом испытанный объект изолируется путем установки так называемого цементного моста и производится испытание следующего объекта.

Самой главной операцией при испытании является перфорация - пробивание обсадной трубы в интервале соприкосновения с продуктивным пластом. Для проведения этой операции в скважину спускают перфоратор, в который заложены специальные заряды. Перфоратор устанавливается на уровне продуктивного пласта в скважине и на него подается сигнал, который генерирует взрыв направленных зарядов. Заряды пробивают обсадную колонну, цемент за ней, и создают дополнительные трещины в нефтеносной породе. Чем лучше перфорационные заряды, тем больше проникающих трещин они создают в продуктивном пласте. Но часто в эксплуатационных скважинах проведением перфорации не ограничиваются и проводят так называемый гидроразрыв пласта (ГРП). Суть этой операции состоит в закачке под большим давлением в скважину жидкости, которая создает дополнительные трещины в продуктивном пласте. Глубина таких трещин может достигать нескольких метров.

Еще одним отличием разведочного и эксплуатационного бурения является объем проводимых промыслово-геофизических исследований в скважинах. В разведочных скважинах проводят большой объем всевозможных исследований, в эксплуатационных же стараются ограничиться только самыми необходимыми. Стоимость промыслово-геофизических исследований в разведке может в десятки раз превышать затраты на геофизиков по эксплуатационной скважине.

Термин «бурение эксплуатационное»

Также можно выделить еще одно отличие между эксплуатационным и разведочным бурением. Оно состоит в исследованиях, которые проводятся непосредственно в скважинах. Так, в разведочных скважинах этот объем промыслово-геофизических исследований очень большой, а в эксплуатационных ограничивается только необходимым минимумом. Таким образом, затраты при изучении разведочной скважины гораздо выше, чем при обследовании эксплуатационной скважины.

При эксплуатационном бурении используются буровые установки. Они также могут отличаться от тех, что применяют при разведочном бурении.

Так как в шестидесятых годах была очень высокая эффективность разведочного бурения, а также было открыто много крупных месторождений в семидесятых годах, именно с того момента все основные усилия были брошены на бурение эксплуатационных скважин. Для оптимального соотношения между разведочным и эксплуатационным бурением во внимание принимают опыт освоения месторождений, а также период освоения.

Этап эксплуатационного бурения завершается процессом испытания скважины, или по-другому, её освоением. Главным при испытании эксплуатационной скважины считают процесс перфорации, который представляет собой операцию, проводимую в скважине с применением стреляющих аппаратов для создания в обсадной колонне отверстий, которые являются сообщением между пластом-коллектором и скважиной.

Компании, в новостях которых есть бурение эксплуатационное: ТАТНЕФТЬ , СЛАВНЕФТЬ , РУССНЕФТЬ ,