Нефтяные месторождения "Азери-Чыраг-Гюнешли" и газовое "Шахдениз"

[ConscientiaMSK]

[quote name='Tehnokrat' timestamp='1332360083' post='11829715']
Да, Сталина не хватает на этих неколониалистов, он бы их быстро в чувство привёл. )))

А если серьёзно, то все эти вопиющие провалы БиПи в Азербайджане обходятся ей совершенно безнаказанно, хотя для Азербайджана это реально потерянные деньги, хотя бы в счёт напрасно потраченных на, как выяснилось, избыточных на 50% мощностей по добыче на АЧГ. В нормальной ситуации ГНКАР должен был бы посчитать какие средства были им возмещены БиПи и Ко. на эти избыточные мощности (т.к. можно было бы обойтись трубопроводами меньшего диаметра, менее мощными компрессорами, менее тяжёлыми добывающими платформами и т.д.) и сделать взаиморасчёт, т.е. вычесть эти средства и из-за этого пересчитать заново распределение прибыли. И вообще, с самого начала надо было ввести условие в СРП по АЧГ о применении штрафных санкции, в случае невыполнения ключевых производственных показателей. Такое условие существует в СРП в Казахастане, где консорциум по разработке месторождения "Кашаган" неоднократно штрафовался за срыв сроков ввода в эксплуатацию этого месторождения.
[/quote]

Я исчерпал лимит своего пребывания в активных пользователях. Моя миссия не удалась - мои земляки грызут друг друга и обливают грязью. Мне здесь больше делать нечего. Позволю себе лишь ответить вам.

Казахстан негативный пример того, как не надо подходить к регулированию разработки месторождений. Начиная от выбора оператора (уму не постижимо как можно было выбрать ENI на такой сложный проекта) до вмешательства некомпетентных политизированных чиновников в планы разработки.

В случае АЧГ либерализм (или назовите это политической мягкостью) наших властей идут на пользу разработке месторождений. Если бы мы выставляли жесткие цели Консорциуму со значительными штрафами, то возможно получили бы их выполнение в ущерб рациональному пользованию недрами. Я думаю вам не надо объяснять, что БиПи могла бы с высокой вероятностью достигнуть пика добычи в 1 миллион баррелей, если бы ей грозили большие штрафы. И вы конечно понимаете какие бы могли быть последствия для последующей эксплуатации месторождений.

БиПи следовало бы штафовать в случае халатности, чего, на мой взляд, не имело место. Оператор всегда имеет место с геологическими неопределенностями, точные расчеты оптимальных мощностей - это условности. По результатам всегда оказывается, что разработчики либо перезаложились, либо недозаложились. В завершении скажу, что вы забываете, что проекты планировались совершенно при других ценовых параметрах. Окупаемость проекта была актуальна. Отсюда агрессивные профили добычи. Вы же не будете обвинять БиПи в том, что компания не смогла предсказать сложившуюся динамику цен и на ее основе подготовить более щадящий план разработки (умеренные отборы, продолжительная полка, максимальный КИН)?

Я не хочу больше участвовать в обсуждениях. Оставлю вам мои оценки закачки газа, возможно, они вам пригодятся и помогут переосмысли влияние на газовой скважине ЦА. 2007 - чуть менее 3,5 миллиардов, 2008 - чуть менее 5 миллиардов, 2009 - почти 6 миллиардов, 2010 - около 8 миллиров, 2011 - чуть более 7,5. Как видите, интенсивная закачка газа в пласт имела место и после устранения аварии. Жедаю вам удачи в вашем светлом деле поиска истины. Оставайтесь одним из немногих интеллигентных людей на этой теме.

[Darth.Eclipse]

[quote name='ConscientiaMSK' timestamp='1332854263' post='11886704'] Я исчерпал лимит своего пребывания в активных пользователях. Моя миссия не удалась - мои земляки грызут друг друга и обливают грязью. Мне здесь больше делать нечего. Позволю себе лишь ответить вам. Казахстан негативный пример того, как не надо подходить к регулированию разработки месторождений. Начиная от выбора оператора (уму не постижимо как можно было выбрать ENI на такой сложный проекта) до вмешательства некомпетентных политизированных чиновников в планы разработки. [/quote]

Это уже помоему все поняли, кроме властей Казахстана. Когда месторождение оперируется несколькими техническими операторами, то как раз получается результат массовых задержек. Там уже вроде меняли модель управления, но все равно принцип нескольких оператором остался, интересно наблюдать, когда же месторождения запустят на полную мощность.

[Tehnokrat]

[quote name='ConscientiaMSK' timestamp='1332854263' post='11886704']
Я исчерпал лимит своего пребывания в активных пользователях. Моя миссия не удалась - мои земляки грызут друг друга и обливают грязью. Мне здесь больше делать нечего. Позволю себе лишь ответить вам.

Казахстан негативный пример того, как не надо подходить к регулированию разработки месторождений. ... Я думаю вам не надо объяснять, что БиПи могла бы с высокой вероятностью достигнуть пика добычи в 1 миллион баррелей, если бы ей грозили большие штрафы. И вы конечно понимаете какие бы могли быть последствия для последующей эксплуатации месторождений.

БиПи следовало бы штафовать в случае халатности, чего, на мой взляд, не имело место. Оператор всегда имеет место с геологическими неопределенностями, точные расчеты оптимальных мощностей - это условности. По результатам всегда оказывается, что разработчики либо перезаложились, либо недозаложились. В завершении скажу, что вы забываете, что проекты планировались совершенно при других ценовых параметрах. Окупаемость проекта была актуальна. Отсюда агрессивные профили добычи. Вы же не будете обвинять БиПи в том, что компания не смогла предсказать сложившуюся динамику цен и на ее основе подготовить более щадящий план разработки (умеренные отборы, продолжительная полка, максимальный КИН)?
[/quote]
Критический анализ нефтедобычи в Казахстане со стороны FOC это отдельная тема, где всегда негодного менеджмента хватало (хотя, в любом случае, это не сравнить с ГНКАР, где не менеджмент, а просто недоразумение, т.е. какие-то дикие люди управляют процессами добычи). Почему выбрали Аджип оператором на Кашаган понятно - те забашляли казахов ещё в Карачаганаке. С другой стороны, все участники консорциума по Кашагану - и ЭксонМобил и КонокоФилипс и Тотал утверждали нереалистичные планы Аджипа. Ведь уже тогда было ясно, что в условиях АВПД (800 бар) и сверхвысокого содержания серы в нефти, с наскоку месторождение взять не удастся. Или взять других мудаков - Шеврон, который всё копался и копался на Тенгизе (а это месторождение на суше, где сложностей несравнимо меньше, чем на морской разработке), каждый раз оттягивая выход на пик поводом отсутствия свободных мощностей на экспорт, всё это время смотря в рот Транснефти. А здесь, на структуре Абшерон, когда объявили первую скважину сухой, а Юсифзаде сувал в нос местному генеральному менеджеру Шеврона каротажные диаграммы и кричал что где сухая, здесь же больше 100 метров эффективной мощности и пики зашкаливают, тот молчал как школяр. Или ещё один мудак - ЭксонМобил отказался войти в нефтепровод БТД и как последний чмошник таскает нефть замазученными цистернами в Батуми, хотя экономика БТД лучше и даже КонокоФилипс, не имеющий доли в АЧГ является участником БТД. А как БиПи СПБУ "Истиглал" "модернизировала" по цене новой установки в 1998 г. и у которой компрессоры остановились на Шах Дянизе ? Или на несколько лет завалила трубопровод Сангачалы-Супса ? В общем, тут только рассказывать и рассказывать несведущему народу о частой вопиющей некомпетентности иностранцев, да нельзя. )))

Поэтому я не так благодушно настроен к БиПи, которая так позорно не рассчитала прогноз добычи из-за своей жадности, в результате чего получился перерасход на добывающую инфраструктуру на сотни миллионов долл. и они за это ещё дополнительную прибыль получили. При этом я исхожу из анализа графика фактической добычи с платформы "Чыраг", которая за прошедшие почти 15 лет повела себя, можно сказать, идеально и в прошлом году выдала почти 4 млн. тонн после пика добычи в 7 млн. тонн в течение 2 лет несколько лет назад, хотя изначально планировалось добывать там на пике не больше 6 млн.т. Т.е., из-за того что на Чыраге БиПи вела себя осторожно, конструкция скважин была рассчитана на оптимальный режим добычи (макс. 2500 тонн в сутки), то здесь прогноз добычи был даже перевыполнен. А по Фазе 1 и 2 как начали максимально отбирать из пласта флюиды на потенциальном режиме (значительная часть скважин добывала 4 - 4,5 тыс. тонн нефти в сутки):
[attachment=1991807:ACG_wells.jpg]
так сразу и ложанулись. Ведь где это было видано, чтобы закачивать в газовую шапку Азери в 2 раза больше газа, чем она отдавала (газ на компрессорную платформу перебрасывался и с платформ Западное и Восточное Азери, а потом и с Глубоководное Гюняшли):
[attachment=1991839:Gas injection rate at CA_EIA_2004.jpg]
Т.е. с добывающей платформы Центральное Азери добывалось 5 млрд. м3 попутного газа в год, а закачивалось 10 млрд. м3 ! И это всего 5 нагнетательными скважинами !

[url="http://www.bp.com/genericarticle.do?categoryId=9006615&contentId=7018467"]http://www.bp.com/genericarticle.do?categoryId=9006615&contentId=7018467[/url]
The gas injection rate into B13 has been ramped –up to circa 100 million standard cubic feet per day and will be raised [b]to a maximum of 1 billion standard cubic feet per day [/b]as the remaining 5 gas injectors are completed and connected to the gas system by 2008.

Какие "гении" по reservoir engineering из БиПи так рассчитали приёмистость пласта, что газ этот нашёл себе выход в виде грифона вдоль обсадных колонн ? Ведь отбор флюидов компенсировался не только закачкой газа, но и движением водяного контура. Там ещё видны странности по графику добычи и у платформ Западное и Восточное Азери.
Но если следовать вашим соображениям, то выходит что из-за изменившейся коньюктуры цены на нефть, БиПи намеренно снизила добычу на АЧГ, а не ввиду аварии в сентябре 2008 г., перед которой она вышла почти на миллион барр. нефти в день.

[ug1]

интересно партнеры в проектах имееют право списывать расходы на иностранный персонал как petroleum operations?

[Aktovegin]

добрый день Технократ.

Все таки вы склоняетесь что газ прошел через кольцевое пространство? Получается они переборщили с закачкой газа.
я вот одно не понимаю,мы когда говорим об отборе обьемов нефти мы не считаем воду,все таки там обьемы воды тоже не малые.

получается что вы предполагаете наличие грифона в скважине в которой добыча была фонтанным способом, но тогда скважина должна была перестать фонтанировать и были бы большие утечки пластового флюида в месте прорыва газа.


или вы думаете где то рядом с платформой появился газовый грифон.

мне нравится ход ваших мыслей.



и такой вопрос, как ни крути но когда скважины обводняютс у них дебиты растут так как доля воды становится больше, но и суммарная жидкость растет,так как технологически стараются добывать больше жидкости и больше нефти.

[Tehnokrat]

[quote name='Neutrino' timestamp='1333267769' post='11940727']
Кто подскажет, основываясь на каких данных и в какую сторону менялись прогнозы БП на протяжении последних 10 лет?
[/quote]
[quote name='Caldogno' timestamp='1333276255' post='11941797']
Пожалуй единственный дельный вопрос на теме.
[/quote]
[quote name='Aktovegin' timestamp='1333290953' post='11943829']
эти данные вы никогда не увидите как своих ушей.
это строго конфиденциальная инфромация.
[/quote]
[quote name='Rombler' timestamp='1333293893' post='11944257']
Вот это действительно так, Я не хочу ссылаться на глупейшие дефиниции типа "единственно дельный вопрос" , Я просто вам благодарен за реальный взгляд на вещи )))
[/quote]
Актовегин и Ромблер,
Никакого секрета в прогнозах БиПи по добыче нефти с АЧГ и как они менялись на протяжении последних 10 лет, нет, они регулярно публиковались на бакинском сайте БиПи (BP Caspian) в документах ОВОС (оценка воздействия на окружающую среду). Я неоднократно размещал эти графики в этой теме, ещё раз их повторю:

Первый прогноз, опубликован в 2002 г.:
[attachment=2007136:ACG_Production Profile.jpg]

Второй прогноз, опубликован в 2004 г.:
[attachment=2007140:ACG_Phase 1_2_production.jpg]

Третий прогноз, опубликован тоже в 2004 г.
[attachment=2007160:ACG_Phase 3_Prod..jpg]

Четвёртый прогноз, опубликован в 2007 г.:
[attachment=2007155:ACG_Prod_Profile_2007.jpg]

И последний прогноз, опубликован в 2008 г.:
[attachment=2007175:ACG_Prod_Forcst.jpg]

Последний прогноз, хотя и значительно корректировал предыдущий с его фантастической планкой в 62 млн. тонн нефти в 2010 г., тоже оказался излишне оптимистичным, т.к. из него следует, что в 20009-2013 годах БиПи планировала добывать с АЧГ 45-43 млн. тонн в год, хотя на пике добыче в 2010 г. было добыто 41 млн. тонн, а в 2011 г. 35 млн. тонн ...

[Tehnokrat]

[quote name='Aktovegin' timestamp='1332991033' post='11904286']
добрый день Технократ.

Все таки вы склоняетесь что газ прошел через кольцевое пространство? Получается они переборщили с закачкой газа.
я вот одно не понимаю,мы когда говорим об отборе обьемов нефти мы не считаем воду,все таки там обьемы воды тоже не малые.

получается что вы предполагаете наличие грифона в скважине в которой добыча была фонтанным способом, но тогда скважина должна была перестать фонтанировать и были бы большие утечки пластового флюида в месте прорыва газа.

или вы думаете где то рядом с платформой появился газовый грифон.

и такой вопрос, как ни крути но когда скважины обводняютс у них дебиты растут так как доля воды становится больше, но и суммарная жидкость растет,так как технологически стараются добывать больше жидкости и больше нефти.
[/quote]
Технически газ мог проникнуть из пласта на поверхность только по цементному кольцу обсадной колонны. Другой вариант (по тектоническим разломам) там маловероятен, т.к. глинистые покрышки там мощные до километра-полтора. Пластовый флюид (если вы имеете в виду нефть) там проникнуть тоже не мог, т.к. утечка произошла из газовой шапки, где нефти нет. Законтурное oбводнение там должно идти медленно, а во внутриконтурном содержание связанной воды в породе небольшое (Sw = 25%).

[Neutrino]

[quote name='Tehnokrat' timestamp='1333304711' post='11946446']
Актовегин и Ромблер,
Никакого секрета в прогнозах БиПи по добыче нефти с АЧГ и как они менялись на протяжении последних 10 лет, нет, они регулярно публиковались на бакинском сайте БиПи (BP Caspian) в документах ОВОС (оценка воздействия на окружающую среду). Я неоднократно размещал эти графики в этой теме, ещё раз их повторю:

Первый прогноз, опубликован в 2002 г.:
[attachment=2007136:ACG_Production Profile.jpg]

Второй прогноз, опубликован в 2004 г.:
[attachment=2007140:ACG_Phase 1_2_production.jpg]

Третий прогноз, опубликован тоже в 2004 г.
[attachment=2007160:ACG_Phase 3_Prod..jpg]

Четвёртый прогноз, опубликован в 2007 г.:
[attachment=2007155:ACG_Prod_Profile_2007.jpg]

И последний прогноз, опубликован в 2008 г.:
[attachment=2007175:ACG_Prod_Forcst.jpg]

Последний прогноз, хотя и значительно корректировал предыдущий с его фантастической планкой в 62 млн. тонн нефти в 2010 г., тоже оказался излишне оптимистичным, т.к. из него следует, что в 20009-2013 годах БиПи планировала добывать с АЧГ 45-43 млн. тонн в год, хотя на пике добыче в 2010 г. было добыто 41 млн. тонн, а в 2011 г. 35 млн. тонн ...
[/quote]
Спасибо за информацию.

[Aktovegin]

добрый день Технократ.

когда я сказал про секретность данных на основании которых делают прогнозы то я имел ввиду что геологическую информацию и результаты исследований скважин никто в сети не выставляет,прогноз дают и все,никто не говорит и не доказывает на основании чего делают прогноз

[Aktovegin]

[quote name='Tehnokrat' timestamp='1333305167' post='11946580']
Технически газ мог проникнуть из пласта на поверхность только по цементному кольцу обсадной колонны. Другой вариант (по тектоническим разломам) там маловероятен, т.к. глинистые покрышки там мощные до километра-полтора. Пластовый флюид (если вы имеете в виду нефть) там проникнуть тоже не мог, т.к. утечка произошла из газовой шапки, где нефти нет. Законтурное oбводнение там должно идти медленно, а во внутриконтурном содержание связанной воды в породе небольшое (Sw = 25%).
[/quote]

полностью согласен.

есть ещё такой вариант самый хреновый,это когда проницаемость пласта резко снизилась или перфорированная часть чем то забилась и газ не выходил в плст и поднялось давление и на устье произошла утечка

[Aktovegin]

[quote name='Oblomov' timestamp='1332633481' post='11860265']
Я работаю тут проходчиком на строительстве тоннеля новой линии метро из города Вашингтона в аэропорт имени Даллеса.
[/quote]


как дела проходчик? смотри не запроходись там.

[Tehnokrat]

[quote name='Aktovegin' timestamp='1333339442' post='11949121']
полностью согласен.
есть ещё такой вариант самый хреновый,это когда проницаемость пласта резко снизилась или перфорированная часть чем то забилась и газ не выходил в плст и поднялось давление и на устье произошла утечка
[/quote]
Так и было, вначале газ вышел на дно моря, а потом одна из газонагнетающих скважин вышла из строя. Викиликс даёт интересные детали по этой аварии, причём для дипломатов очень профессиональным техническим языком написано:

[url="http://www.guardian.co.uk/world/us-embassy-cables-documents/171633?INTCMP=ILCNETTXT3487"]http://www.guardian....P=ILCNETTXT3487[/url]

- On September 17 bubbles appeared in the waters around the Central Azeri (CA) Platform, one of the major platforms in Azerbaijan's offshore ACG oil mega-field and the platform's gas detector alarm went off, signaling the presence of abnormally high levels of gas in the water around the platform.
- Shortly thereafter, a related gas-reinjection well (B-17) for Central Azeri had a blowout, expelling water, mud and gas.

- There have been no visible signs of gas noted on the water's surface since September 19 (which does not mean gas is no longer flowing). However, the ROV has noted small holes and bubbling on the seabed floor.
POSSIBLE CAUSES
3. © According to Embassy interlocutors, there are three possible causes for this leak (in order of increasing severity and longer times needed to fix):
- Leak in a Gas Flowline: this was the least likely cause (and the easiest to fix), since a flowline pressure drop would have been detected. BP has subsequently ruled out flowline problems as the source.
- Well Failure: Simply put, this is operator error, most likely a bad cement job around a well, or a split casing, causing a gas leak. The fact that surface bubbling was no longer noticed shortly after well production was shut down indicates that well failure might be the cause. If this is the cause, repair could take weeks or months, and one or some wells would have to be plugged in and subsequently re-drilled.
- Formation Damage: A geologic event in the sub-seafloor around the platform, to include a sea breach of the oil/gas formation (possibly due to the operator's failure to maintain formation pressure above the 'bubble point,' which would allow the gas trapped in the oil to change from liquid to gaseous form, and thus permeate the overlying rock formation), or fracturing of faulting of the undersea formation. Shallow gas (i.e. gas under the subsea floor but above the geologic formation) and/or a mud volcano could also be causes, although according to existing data the known mud volcano is 1.5 kilometers away from the CA Platform. If formation damage is the leak's cause, the length of time needed to fix the problem, if indeed it can be fixed, will be substantial.

[Tehnokrat]

[quote name='ramas' timestamp='1333387283' post='11958974']
Я прав в том, что плановое снижение добычи нефти В ПРИНЦИПЕ возможно. Хотя мне с самого начала заявили, что это технически нерешаемая задача.
Что касается проблемы, о которой вы пишите, то и она вполне решается технически. И вы опять же лучше меня это знаете - есть специальные растворы, которыми необходимо время от времени промывать стволы, чтобы поддерживать эту самую "проницаемость". Неужели и этого БП не делает? Неужели по этим процедурам нет регламентных остановок скважин?
Но есть и другой - еще более простой способ снижения добычи: просто пересмотреть график бурения новых стволов.
Чем не решение?
А с БП, которое заинтересованно отобрать с АЧГ энное колличество нефти власть вполне может полюбовно договориться - всего лишь продлив сроки контракта. И у наших властей есть очень веские агрументы принудить, если это необходимо, оператора, который вел работы не самым лучшим образом, согласиться на пересмотр контракта.
Но это только в том случае, если сама власть захочет более рационально добывать нефть с нашего уникального и едва ли не последнего крупного нефтегазового месторождения.
Но такого желание как раз и не видно. Режим заинтерсован в отборе шапки месторождения в кратчайшие сроки едва ли не больше, чем сама БП. Вот в чем проблема, а не в технических трудностях или в условиях контракта.
А по уму, Азербайджану на сегодня не нужны ни 40 млн. тонн нефти в год, ни даже 30, а вполне достаточно добывать и экспортировать 20 млн. тонн. Но при условии, что эта прибыль не будет нагло разворовываться, а использоваться рачительно и разумно - во благо народа и государства.
[/quote]
Мне всё это сложно комментировать нетехническим языком. ))) Да, технически возможно добывать со скважины и тонну нефти в день, даже если она потенциально может дать на режиме фонтанирования и 20 тысяч тонн в день. ))) Но какой инженер-разработчик месторождения пойдёт на это в здравом уме, намеренно задав режим отбора ниже максимально / оптимально возможного ?! Это будет полная профнепригодность. Поймите, даже если патриотизм будет переть из меня через край, при разработке нового месторождения нефти я буду стремиться извлечь оптимально потенциально возможное количество нефти с использованием естественной энергии пласта, независимо от ценовой коньюктуры. Всё равно никакие гравийные фильтры и кислотные обработки призабойной зоны не компенсируют в полной степени ухудшение фильтрационных свойств пласта,

Насчёт пересмотра графика бурения новых стволов - это тоже, мягко говоря, непрофессионально. Ведь у каждой скважины есть строго определенная зона дренажа, за пределами которой депрессия (вызов притока нефти) уже не действует. Поэтому каждое месторождение и разбуривается, по возможности, равномерной сеткой скважин. И продление с БиПи контракта по АЧГ это совершенно не выход из положения. К времени завершения контракта, на АЧГ уже вряд ли останутся вообще фонтанирующие скважины и отбирать всё будут в лучшем случае в газлифтном режиме.

[b]"И у наших властей есть очень веские агрументы принудить, если это необходимо, оператора, который вел работы не самым лучшим образом, согласиться на пересмотр контракта".[/b]
Аргументов у нас никаких нет (кроме как дать пинка под зад англосаксам, но это не реально в нашем положении), юридические условия по ответственности оператора составлены в контракте так, что потребовать компенсации можно только если доказать что в его халатных действиях, приведших к убыткам, был умысел, а это, как вы понимаете, невозможно доказать.

[b]"Режим заинтересован в отборе шапки месторождения в кратчайшие сроки едва ли не больше, чем сама БП. Вот в чем проблема" [/b]
Вы просто не знаете ситуации, а смело делаете выводы ... Могу только написать, что у ГНКАР были очень жаркие "задушевные беседы" с БиПи по поводу темпов разработки АЧГ.