Архив меток: скважины диаграмма

Норвегия: итоги 2012 года

The Shelf in 2012 – press releases (pdf

The resources in the new discoveries are estimated at 132 million standard cubic metres of oil
equivalents (Sm3 o.e.), this corresponds to 58 per cent of total oil production in 2012.
The NPD reviewed the undiscovered resources in 2012. This work, together with new discoveries and reassessment of previous resource estimates, has resulted in an increase in the total resources on the shelf – from 13.1 to 13.6 billion standard cubic metres of oil equivalents.

The shelf in 2012 — PRESENTATION (pdf

http://www.npd.no/en/news/
http://www.npd.no/en/news/News/2013/The-Shelf-in-2012—press-releases/

High costs threaten Norway’s oil recovery
http://www.reuters.com/article/2013/01/11/norway-oil-outlook-idUSL5E9CB3YX20130111

Норвегия достигла пика добычи нефти в 2000-м. В 2012-м страна добыла меньше, чем половину нефти, от добычи в 2000-м. В 2012-м страна добыла нефти меньше, чем в 1988-м. Добыча газа в стране, тоже начала снижаться. Снижение добычи газа и нефти происходит несмотря на рекордно высокие инвестиции в отрасль. Агентство отмечает резкий рост цен на бурение.
http://vvictorov.blogspot.ru/2013/01/62.html

theoildrum: Norwegian Crude Oil Reserves and Production as of 12/31/2011

— — — — — —
Резкий рост добычи газа в 2012 г. является приятным исключением для Европы
Число начатых разведочных скважин падало с 2009 г., в 2013 г. ожидается небольшой рост
Стоимость скважины с 2000 г. выросла более чем в 2 раза
Нефтяные резервы расту, а добыча падает 🙂
Число новых эксплуатационных скважин падает с 2001 г.

Неоткрытые ресурсы (из трех морей) в основном в Баренцевом море
Неоткрытые ресурсы нефти в основном на норвежском шельфе, там где еще не искали
Неоткрытые ресурсы газа тоже в основном на норвежском шельфе, но они пересмотрены с понижением в отличие от нефти

Реклама

earlywarn: Bakken Well Stats

http://earlywarn.blogspot.ru/2013/01/bakken-well-stats.html

Графики построены на основании
https://www.dmr.nd.gov/oilgas/stats/historicalbakkenoilstats.pdf

— — — — —
В данных, видимо, смешали вертикальные и горизонтальные скважины
Horizontal drilling boosts Pennsylvania’s natural gas production

Статьи в businessinsider.com о сланцевом буме

Заинтересовали в первую очередь фотографии

The Most Profitable Oil Field In The World Is Right Here In America

You can pretty much throw a dart within the swatch we outlined and hit a site. Here’s Karnes County, Texas, just a few miles southeast of San Antonio, is one of the Eagle Ford’s hotspots. You can see the heavy concentration of oil facilities here

And here are some of the sites up close: the rig…

The injection site

An operating well

The company’s well costs have plummeted, even as they’ve had to dig deeper to get the the oil

The rush has created echo booms for local economies in the play…

You’ve Never Seen Anything Like This North Dakota Oil Boomtown

9 Charts That Show Why People Have Begun To Whisper About ‘Saudi America’

Growth in US oil production this year has just been insane. It’s put growth everywhere else to shame.

And employment in the oil and gas business has now hit its highest level since 1992.

The boom in oil has been so fast that it’s stretched our infrastructure. Producers are forced to ship it by rail, since there’s no other way to move it. 2012 has been a dynamite year on this front.

— — — — —

Интересные ссылки в статьях

http://www.eogresources.com/investors/slides/JGE_1112.pdf
http://www.mysanantonio.com/news/local_news/article/Finding-the-sweet-spots-of-the-Eagle-Ford-4084346.php#photo-3825218
https://www.aar.org/Pages/Home.aspx

Ernst&Young: Natural gas in Africa: frontier of the Golden Age

Компания Ernst&Young подготовила отчет «Natural gas in Africa: frontier of the Golden Age». В документе указано, что природным газом Африки в настоящее время интересуются очень многие – и нефтегазовые мейджоры, и компании поменьше, и национальные нефтегазовые компании других регионов. В отчете Ernst&Young отмечается, что природный газ может стать основой социально-экономического развития континента.

В документе «Are we entering a Golden Age of Gas?», подготовленном EIA в 2011 году, указано, что светлое будущее природного газа связано со следующими предпосылками: 1) ростом потребления природного газа в Китае; 2) более широким использованием газового топлива на транспорте; 3) снижением популярности АЭС после аварии на японской АЭС Фукусима-1; 4) ростом объемов добычи сланцевого газа и масштабов СПГ-торговли.

Доказанные запасы газа в Африке, по оценкам EIA, составляют 14 трлн куб м, что составляет примерно 7,5% всех запасов природного газа в мире. Но запасы газа в Африке постоянно растут: в этом году крупные месторождения природного газа были обнаружены у берегов Танзании (в настоящее время обнаружено порядка 900 млрд куб м газа) и Мозамбика (в настоящее время запасы газа у берегов этой страны оцениваются в 2,8 трлн куб м). Также перспективные структуры обнаружены у берегов Кении и Мадагаскара. При этом основная активность по разведке природного газа сейчас происходит на востоке Африки. Западная Африка традиционно ориентирована на нефть, попутный газ там сжигают в факелах.

Специалисты EIA полагают, что к 2035 году добыча газа в Африке вырастет до 400 млрд куб м в год (потребление – до 170 млрд куб м). Добыча будет расти со скоростью 2,7% ежегодно. Экспорт СПГ из африканских стран к 2035 достигнет 230 млрд куб м.

При этом в Wood Mackenzie подсчитали, что точка безубыточности для африканского СПГ составит 7 долл за MMBTU (247 долл за тыс куб м), а австралийского – 10 долл за MMBTU (353 долл за тыс куб м). В настоящее время СПГ-заводы в Африке расположены в Алжире, Египте, Ливии, Нигерии, Экваториальной Гвинее и Анголе.

Российские нефтегазовые компании в Африке

В планах Gazprom EP International на 2011 год значились проекты в Алжире, Ливии, Намибии (месторождение Куду) и Нигерии (там было основано СП c Нигерийской национальной нефтяной корпорацией Nigaz, название которого наделало много шума из-за созвучности с пренебрежительным прозвищем африканцев). Никакой активности Nigaz с момента основания замечено не было. С месторождением Куду тоже ничего не происходит. Какое-то продвижение «Газпрома» наблюдалось в Алжире, но там последняя новость датирована ноябрем 2010 года: «В ноябре 2010 года по итогам бурения скважины Rhourde Sayah-2, глубина которой составила 4400 м, на участке были открыты запасы углеводородов»). В Ливии проекты (в частности связанные с месторождением Elephant) осложнились революцией.

Африка, впрочем, включена в список приоритетов Газпрома в инвестиционной программе компании на 2012 год в новой редакции.

На Черном континенте (в частности, в Египте) также пытается работать НОВАТЭК, но летом работы были приостановлены. Роснефть планирует строительство нефтепровода из Мозамбика в Зимбабве протяженностью 700 км, а ЛУКОЙЛ на днях приобрел 25% геологоразведочного блока в акватории Сьерра-Леоне по соседству с другим своим проектом. В Западной Африке ЛУКОЙЛ также работает в Кот-д`Ивуаре и Гане.
http://www.trubagaz.ru/issue-of-the-day/gaz-v-afrike-chto-bylo-chto-budet-i-kakova-rol-rossijan/

http://www.ey.com/GL/en/Industries/Oil—Gas/Natural-gas-in-Africa-frontier-of-the-Golden-Age
http://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/Natural_gas_in_Africa_frontier_of_the_Golden_Age/$FILE/Natural_Gas%20in_Africa.pdf

earlywarn: US Oil Rig Boom Leveling Off?

OCTOBER 17, 2012

The above shows the weekly Baker Hughes count of oil rigs drilling in the United States. This number has been in a near-vertical climb ever since the beginning of the economic recovery in 2009. However, in the last few months there are signs of it leveling off

The sevenfold increase in rigs since the mid 2000s has so far produced about a 20% increase in oil production

http://earlywarn.blogspot.com/2012/10/us-oil-rig-boom-leveling-off.html

rbcdaily: Рынок бурового сервиса в России восстановился после кризиса

В прошлом году объем бурения в России был рекордным за последние десять лет. Цены на услуги сервисников еще не достигли показателей 2008 года, но участники рынка надеются, что это случится уже в текущем сезоне. Главным заказчиком традиционно выступает «Сургутнефтегаз», на его долю приходится 25% всех работ.

По данным аналитиче­ской компании RPI, в прошлом году объемы бурения в России, став рекордными за прошедшее десятилетие, составили 18,7 млн м. Это на 67% больше, чем в 2001 году, и на 21,3% — чем в 2008-м. (см. график). В кризис нефтяные компании стали экономить. Это сказалось не только на объемах сервисных работ, но и на ценах. Подрядчики были готовы работать с минимальной прибылью, лишь бы сохранить заказы. Если объем рынка в 2008 году составлял 9,55 млрд долл. (исходя из затрат на метр проходки), то в 2009-м упал до 7,36 млрд долл.
Вместе с ростом стоимости неф­ти восстанавливались и цены на буровые услуги. По оценкам RPI, затраты на метр проходки могут превысить 650 долл. уже в 2012 году, тогда как в 2008-м этот показатель в среднем составлял 618 долл. По итогам прошлого года благодаря рекордной проходке и растущим ценам объем рынка достиг отметки в 11,23 млрд долл., то есть на 17,5% обогнал докризисные результаты.

«Цены на буровые работы, конечно же, растут, но не так быстро, как цены на нефть. Создается ощущение, что заказчики хотят «отжать» то, что потеряли во время кризиса», — говорит заместитель генерального директора по стратегическому развитию «Газпром бурения» Дамир Валеев. По его мнению, если заказчики заинтересованы в технологически сложных скважинах, они должны быть готовы к существенному росту цен на услуги. «Если этого не произойдет, то сервисные компании не смогут развиваться. На рынке уже есть дефицит свободных буровых установок, если не будет прибыли — их просто не на что будет покупать», — поясняет он.
Нефтяники вполне это осознают, но и переплачивать за услуги буровиков совсем не торопятся. «Компания отдает себе отчет в том, что новые технологии стоят в разы больше, и в ближайшие три года будет инвестировать значительные средства в это направление», — пояснили РБК daily в ЛУКОЙЛе. «Мы готовы к таким тратам. Но нам не хотелось бы, чтобы этот факт стал поводом для того, чтобы сервисные подрядчики резко повысили свои цены», — добавляет представитель компании.

Главным заказчиком эксплуатационного бурения в 2011 году стал «Сургутнефтегаз», на его долю пришлась четвертая часть всех объемов. Дело в том, что компания использует простую систему разбуривания пластов, практически не прибегая к методу боковых стволов. Это стало возможно благодаря тому, что «Сургутнефтегаз» сохранил в своей структуре буровое подразделение, что позволяет сократить издержки, поясняет ведущий аналитик по нефтегазовому сектору Газпромбанка Александр Назаров. Такая активность обеспечивает компании добычу на уровне 60 млн т (плюс-минус 1 млн т) ежегодно.


http://www.rbcdaily.ru/2012/08/16/tek/562949984528774

Годовой отчет Роснефти 2011: Добыча

Сланцевая формация Eagle Ford, Техас, США

1. Формация Eagle Ford, общие сведения
Расположение — южный и восточный Техас
Возраст — поздний мел, 88-92 млн. лет
Мощность — 50-350 футов (15-107 м)
http://en.wikipedia.org/wiki/Eagle_Ford_Formation

Наибольшее число скважин вскрыло Eagle Ford, там где глубина кровли составляет 4000-14000 футов (1200-4300 м), увеличиваясь на юго-восток
http://www.eaglefordshale.com/geology/


http://www.rrc.state.tx.us/eagleford/index.php

2. Формация Eagle Ford, геология

http://www.lib.utexas.edu/geo/pics/tectonic2.jpg

Сланцы Eagle Ford характеризуются наличием кальцита до 70%, высоким содержание кварца, средним содержанием глин 11%. Порода легко растрескивается и не чувствительна к воде, что является весьма благоприятным для выполнения гидроразрыва пласта.
Тем не менее, для формации не присуща природная трещиноватость, характерная для других бассейнов сланцевого газа.

Формирование происходило на глубинах порядка 100 м. В 1920-х гг. начато бурение формации Austin Chalk , залегющей выше. Вероятно, Eagle Ford – нефтематеринские породы, нефть и газ из которых мигрировали в Austin Chalk. Нефтяные компании также бурили через Eagle Ford на протяжении многих лет, ориентируясь на формацию известняка Эдвардс вдоль рифа Эдвардс. Газопроявления были известны ранее, но не имели значения до появление ГРП и горизонтального бурения
http://www.eaglefordshale.com/geology/

3. Формация Eagle Ford, разрезы

http://en.wikipedia.org/wiki/Eagle_Ford_Formation


http://geology.com/articles/eagle-ford/

4.
Бурение

http://www.rrc.state.tx.us/eagleford/

Дебиты скважин

http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=3770

Безубыточность по газу для Eagle Ford составляет около 3.88$ за 1000 куб. футов, в отличие от 5.19 $ за 1000 куб. футов для Barnett Shale.  Одной из причин является то, что меньше препятствий для бурения в малонаселенных районах Южного Техаса. Кроме того, Eagle Ford дает гораздо большее количество нефти конденсата, чем сланцы  Barnett, Marcellus или Haynesville. Безубыточность по нефти достигается при цене около $ 50 за баррель, по сравнению с $ 75 для глубоководных скважин Мексиканского залива нефти.

5. Формация Eagle Ford, объемы бурения и добычи


http://www.rrc.state.tx.us/eagleford/index.php

graphoilogy.com: Saudi Arabia in One Chart

April 27, 2011
100= 1981 value

Data Sources:
IMF: GDP, Inflation, Value of exports (past 2009 is forecast)
BP: Brent prices, consumption, and proven reserves
EIA: monthly crude oil production
Baker Hughes: rig count
UN: population forecast
Ghawar forecast (past 2003 is forecast)
http://www.graphoilogy.com/2011/04/saudi-arabia-in-one-chart.html

www.eia.gov: US Crude Oil and Natural Gas Exploratory and Development Wells

http://www.eia.gov/dnav/pet/pet_crd_wellend_s1_a.htm

— — — — — — — — — — —
Четко прослеживаются циклы Кузнеца: продолжительность примерно 15-25 лет.

Кузнец связывал эти волны с демографическими процессами, в частности, притоком иммигрантов и строительными изменениями, поэтому он назвал их «демографическими» или «строительными» циклами.
В настоящее время рядом авторов ритмы Кузнеца рассматриваются в качестве технологических, инфраструктурных циклов. В рамках этих циклов происходит массовое обновление основных технологий.

eia.gov: US Crude Oil and Natural Gas Drilling Activity


http://www.eia.gov/dnav/pet/pet_crd_drill_s1_m.htm

— — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — — —

Последний, из приведенных выше, график числа буровых установок на нефть и газ является самым важным для понимания успехов США в добыче газа


http://iv-g.livejournal.com/629777.html

и снижении цены на газ

http://iv-g.livejournal.com/626598.html

В период 1995-2007 гг. общая добыча газа в США не росла, и это несмотря на значительный рост числа буровых установок на газ более чем в 4 раза.
C 2003 г. число буровых установок на газ выросло более чем в 2 раза, но рост добычи газа начался только в 2007 г.
В 2009 г. и в 2012 г. число буровых установок на газ вернулось к уровню 2003 г.

Из графика общей годовой добычи в США следует, что прирост добычи на 20% получен
если брать за начальную точку 2003 г., при росте бурения в 2 раза
если брать за начальную точку 1995 г., при росте бурения в 4 раза

eia.gov: US Average Depth of Crude Oil and Natural Gas Wells

1 фут = 0.305 м
Для всех диаграмм последний год = 2008

Total Exploratory and Development Wells, Exploratory Wells, Development Wells

Exploratory and Development Wells

Exploratory Wells

Development Wells

http://www.eia.gov/dnav/pet/pet_crd_welldep_s1_a.htm
— — — — — — — — — — — — — — — — — — —

Первая диаграмма
Глубины разведочных (Exploratory, коричневый) скважин закономерно больше глубин эксплуатационных (Development, синий) скважин. Где-то до 1995 формы кривых схожи, после 1995 изменяются в противофазе. С 2003 г. уменьшение глубин разведочных скважин.
К 2008 г. средние глубины разведочных и эксплуатационных скважин сближаются = 6000 футов = 1830 м. 1994-1998 годы предыдущего максимума эксплуатационных глубин.

Вторая диаграмма. Разведочные и эксплуатационные скважины
Глубины нефтяных (коричневый) скважин закономерно больше глубин газовых (желтый) скважин.
График глубины газовых (желтый) скважин имеет три максимума: 1966-1972, 1991-1999, 2005-2008 гг.
График глубины нефтяных (коричневый) скважин имеет два максимума: 1968-1973, 1992-1998 гг.
График глубины сухих скважин (синий) до 1990 г. повторяет график для нефтяных скважин.

2007-2008 гг. глубины газовых скважин на исторических максимумах = 6500 футов = 1982.5 м.
В 1990-е г. средние глубины нефтяных скважин увеличились по сравнению с 1980-ми на 1000 футов = 305 м. Для глубин газовых скважин устойчивой тенденции нет, а есть в 1990-е и 2000-е есть два периода углубления на 1000 футов.

Третья диаграмма. Разведочные скважины
До 1990 г. средняя глубина трех типов скважин (коричневый) определяется нефтяными (синий) скважинами.
С 1990 г. средняя глубина нефтяных скважин увеличилась на 2000 футов.
С 1993 г. средняя глубина разведочных газовых (желтый) скважин стабильно меньше глубины нефтяных скважин, это наиболее четко прослеживается с 2002 г.
Наибольшие глубины разведочных газовых скважин в 1964-1972 гг.
С 1995 г. средние глубины сухих (зеленый) скважин больше коррелируют с глубинами газовых скважин (желтый) .

Четвертая диаграмма. Эксплуатационные скважины
До 2000 г. графики средних глубин нефтяных (желтый) и газовых (зеленый) эксплуатационных скважин идут синфазно, затем увеличение глубины газовых скважин на 1500 футов = 457.5 м. Для глубюн газовых скважин отмечается цикличность с 1990 г., что почти не выражено для нефтяных скважин.

По всем диаграммам.
Близкое поведение графиков для нефтяных и газовых скважин до 1995 г.
С 2000 г. уменьшение глубины разведочных скважин на газ и значительное увеличение глубины эксплуатационных газовых скважин.

Over one-third of natural gas produced in North Dakota is flared or otherwise not marketed

NOVEMBER 23, 2011


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=4030