Эти параметры интересны для крупных и мелких нефтяных компаний, инвесторов, различных консалтинговых фирм, для чиновников федерального и регионального уровней, занимающихся вопросами контроля за недропользованием, проведением аукционов и конкурсов по продаже участков недр нефтяным компаниям.
Если раньше (например, в системе бывшего Главтюменнефтегаза) подобные расчеты для каждого нефтяного месторождения Тюменской области периодически проводили различные НИИ, то в настоящее время такие усредненные оценки рассматриваемых показателей отсутствуют. Они “ рассеяны” в многочисленных проектных работах различных организаций, какие-либо обобщенные опубликованные данные отсутствуют.
Основные цели статьи:
представить ориентировочные данные по оценке qн.нач. и Qн.рентаб. для месторождений с разными геолого-техническими условиями разработки и территориальной расположенностью;
определить на основе полученных предельно рентабельных технологических показателей потенциальную экономическую эффективность разработки месторождений
выявить тенденции изменения технолого-экономических параметров в зависимости от условий разработки месторождений.
Под указанными параметрами qн.нач. и Qн.рентаб мы понимаем показатели, обеспечивающие получение минимально приемлемой экономической рентабельности, т.е. внутренняя норма прибыли “ IRR” принята равной 10%.
Все расчеты выполнены для условий нефтедобывающих предприятий, действующих в ХМАО, во временном отрезке 2003 года. Общее количество рассматриваемых вариантов – 171.
Рассчитывались предельные параметры qн.нач. и Qн.рентаб как для «новых» (неразрабатываемых) месторождений с различной степенью удаленности от районов с освоенной инфраструктурой, так и для «старых», эксплуатируемых месторождений (бурение уплотняющих скважин или разбуривание краевых зон залежей).
Для новых месторождений в качестве основных переменных факторов, влияющих на финансовые результаты проекта, в расчетах учитывались следующие условия:
различная удаленность месторождения от освоенного района – на 0, 50, 100, 150, 200, 250 и 300 км. От этого зависят затраты на строительство объектов внешнего обустройства;
различный общий проектный фонд буримых скважин на месторождении – 50, 100, 150, 200, 250, 300, 400 и 500 скважин;
применение разных систем разработки – с соотношением добывающих и нагнетательных скважин 1:1, 2:1, 3:1. Это характерно для 5, 7, 9-точечных (трехрядных) систем воздействия, наиболее часто применяемых на практике.
Определены предельно рентабельные параметры и для «старых» месторождений, также с различными системами разработки. Эти месторождения, как правило, не требуют капитальных вложений на создание основных нефтепромысловых объектов и повторного внешнего обустройства.
Кроме указанных, необходимо отметить, что:
Повариантные расчеты проведены в динамике за 30-летний период.
Средняя глубина буримых скважин принята одинаковой для всех вариантов – 2800 м.
Дебит новых скважин по нефти для удобства расчета принят постоянным для всех вновь вводимых скважин рассматриваемого варианта.
Ежегодный процент падения дебита нефти в зависимости от величины начального дебита составлял 7–11%.
В зависимости от начального дебита накопленный водонефтяной фактор варьировал от 1.3 (для низкопроницаемых пластов) до 2.3 (для высокопродуктивных залежей).
В расчетах технологических показателей разработки было принято условие постоянства дебита жидкости во времени, т.е. qж=const.
Динамика среднего дебита нефти описывалась экспоненциальной зависимостью:
где qн(t) – средний дебит нефти в текущем году;
.gif)
– коэффициент падения дебита нефти;
qн.нач – начальный дебит нефти вводимых добывающих скважин;
qн.кон – конечный дебит нефти добывающих скважин.
Помимо названных принятых технологических условий разработки месторождений, при выполнении расчетов были учтены основные экономические факторы:
Цена на нефть внутри страны – 3 тыс. руб./т, на экспорт – 21 $/бар, доля экспорта — 35%.
Курс доллара – 31 руб./$.
Транспортные затраты: внутри страны – 135 руб./т, на экспорт – 25 $/т.
Нормативы затрат, формирующие себестоимость добычи нефти, сопоставимы со средними их значениями, характерными для месторождений, разрабатываемых на территории ХМАО в 2003 г. (см. табл. 1).
При оценке капитальных вложений использовались удельные значения затрат, действующие на дату проведения расчетов, т.е. в 2003 г. (см.табл. 2).
.jpeg)
Таблица 1. Нормативы затрат для расчета себестоимости добычи нефти
.jpeg)
Таблица 2. Нормативы затрат для расчета капитальных вложений
В расчетах приняты следующие условия:
строительство на одном кусте не более 16 наклонно направленных скважин;
расстояние между площадками кустов принято равным 2.5 км;
удельная стоимость строительства трубопровода внешнего транспорта в расчетах дифференцирована по месторождениям в зависимости от максимального уровня годовой добычи нефти:
мелкое месторождение, менее 100 тыс.т/год – 2.2 млн. руб./км (≈ d219 мм);
крупное месторождение, более 1 млн.т/год – 6 млн. руб./км (≈ d426 мм);
для средних месторождений, с уровнем добычи нефти в диапазоне от 100 тыс.т до 1 млн.т, стоимость строительства 1 км трубопровода внешнего транспорта определялась путем интерполяции между обозначенными крайними позициями. Результаты расчетов систематизированы в таблице 3.
На рис. 1 представлена графическая интерпретация зависимости исследуемых предельных технологических показателей от переменных параметров.
.jpeg)
Таблица 3. Оценка предельно рентабельных дебитов нефти и отборов нефти на 1 буримую скважину для вновь вводимых в разработку месторождений
.jpeg)
Рис. 1. Зависимость предельно рентабельного начального дебита нефти qн. нач. от фонда добывающих скважин для различной удаленности месторождения
Анализируя полученные результаты, можно отметить следующее:
При небольшом общем фонде скважин существенное влияние на qн.нач. оказывает удаленность месторождения. Влияние величины общего фонда скважин на начальный дебит нефти тем меньше, чем меньше удаленность месторождения от районов с освоенной инфраструктурой и наоборот (табл. 3 и рис. 1).
Достаточно сильное влияние на показатель qн.нач оказывает соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин (см.рис. 2).
Например, при проектном фонде 100 скважин, предельно рентабельный входной дебит нефти для менее интенсивных систем (9 и 7-точечных) при прочих фиксированных условиях должен составлять не менее 20–22 т/сут, для «жесткой» 5-точечной системы – не менее 30 т/сут.
.jpeg)
Рис. 2. Зависимость предельно рентабельного начального дебита нефти от системы разработки месторождения
Это свидетельствует о том, что чем большее количество нагнетательных скважин приходится на 1 добывающую, тем большее количество затрат приходится окупать и тем выше должна быть величина начального среднего дебита нефти.
Анализируя полученные результаты, например, для типовой 7-точечной системы разработки месторождений, можно отметить следующее:
Минимальное расчетное значение накопленного отбора нефти для месторождения, расположенного в освоенном районе (удаленность – 0 км) с фондом буримых скважин 500 и входном дебите 15 т/сут, составило примерно 39 тыс.т/скв. (табл. 3 и рис. 1).
Для месторождения, удаленного на 300 км с проектным фондом буримых скважин – 50, предельно рентабельный начальный дебит нефти должен быть не менее 61 т/сут при удельном накопленном отборе нефти на одну буримую скважину – 108 тыс.т.
Для среднего месторождения, удаленного от магистральных объектов коммуникаций на 100 км с общим фондом буримых скважин 100, предельно рентабельные технологические показатели будут следующими: начальный дебит нефти – 22 т/сут; накопленный за 30 лет отбор нефти – 54 тыс.т на 1 буримую скважину.
Для «старых» месторождений, не требующих особо крупных затрат, входной дебит нефти изменяется от 12 до 18 т/сут, накопленные отборы нефти на 1 буримую скважину (добывающую + нагнетательную) — 30–37 тыс.т/скв. Отметим, что все полученные расчетные технологические показатели обеспечат инвестору «предельно рентабельную» эксплуатацию месторождения (IRR=10%).
На основе предельных технологических параметров можно определить ориентировочную потенциальную экономическую эффективность (внутреннюю норму прибыли «IRR») разработки того или иного месторождения. Она может быть спрогнозирована исходя из сопоставления полученных предельно рентабельных входных дебитов нефти (см.табл. 3) с ориентировочными значениями, которые могут быть заложены в проектных документах. Для различных заданных условий (удаленность месторождения, проектный фонд скважин, система разработки) степень влияния начального дебита нефти на изменение нормы прибыли неодинакова.
Согласно выполненным расчетам, для месторождения с удаленностью 100 км и проектным фондом в 300 скважин (7-точечная система разработки), минимальный начальный дебит скважин по нефти должен составить 18 т/сут. Значение IRR при этом равно 10%, т.е. принятая нами минимально допустимая рентабельность. Расчетным путем установлено, что увеличение входного дебита нефти на 1 т/сут ведет к росту нормы прибыли примерно на 0.9%. Функциональная зависимость внутренней нормы прибыли от начального дебита нефти имеет линейный вид (см.рис. 3).
.jpeg)
Рис. 3. Влияние удаленности месторождения и проектного фонда на норму прибыли при изменении начального дебита нефти
Таким образом, если ориентировочная величина среднего начального дебита скважин будет равна 19 т/сут – IRR составит 10.9%. Для того, чтобы величина внутренней нормы прибыли достигла, например, значения 20%, проектный уровень среднего начального дебита нефти должен быть примерно 29 т/сут.
Для других рассмотренных соотношений удаленности и фонда скважин изменение начального дебита нефти на 1 т/сут приводит к отклонению показателя нормы прибыли (от базовой величины 10%) на 0.2–1.3% (см.табл. 4).
.jpeg)
Таблица 4.
Угол наклона прямой к оси абсцисс на рис. 3 непосредственно зависит от удаленности объекта исследования и проектного фонда скважин. Чем хуже эти параметры (небольшой фонд + значительная удаленность), тем меньше угол наклона прямой и менее значимые изменения претерпевает показатель эффективности при увеличении начального дебита нефти. И наоборот высокий фонд скважин в сочетании с незначительной удаленностью обеспечивает больший прирост IRR при увеличении начального дебита на 1 т/сут.
Таким образом, предлагаемый экспресс-метод оперативной оценки предельно рентабельных технологических параметров добычи нефти и экономической эффективности разработки нефтяных месторождений (до стадии составления проектного документа) включает следующие этапы:
Определение для действующих условий освоения месторождения предельно рентабельной величины начального среднего дебита скважины по нефти и накопленного отбора нефти на 1 буримую скважину, используя расчетную базу данных (табл. 3). Найденные предельные значения, удовлетворяющие заданным условиям, могут служить некоторым ориентиром для специалистов-разработчиков, принимающих предпроектные решения по выбору технологических параметров, обеспечивающих прибыльность проекта.
Сопоставление уровня входного предельно рентабельного дебита нефти с его ориентировочным ожидаемым значением, определение разницы между ними, следовательно, и объема нефти, дающего прибыль.
Применение двумерного массива «начальный дебит нефти – норма прибыли» для конкретных технолого-географических условий месторождения с целью выявления степени изменения экономического эффекта.
Определение общей величины рентабельности средств, вкладываемых в разработку месторождения.
Полученные результаты являются информационной базой для лиц, принимающих решение о целесообразности вложения инвестиций на стадии, предшествующей составлению проектного документа.
.jpeg)
Таблица 5. Прирост внутренней нормы прибыли при увеличении среднего начального дебита нефти скважины на 1 т/сут
Предлагаемые таблицы могут быть использованы ТО ЦКР по ХМАО и ЦКР МЭ, не имеющим возможности на своих заседаниях быстро проверить достоверность представляемых проектантами показателей эффективности разработки.
Формирование представленного массива данных требует единовременных затрат труда. Полученная информация может быть использована в течение некоторого периода времени (например, года), когда действуют, не претерпевая кардинальных изменений, сравнительно устойчивые экономические условия.
При изменении экономических условий разработки (например, падение цен на нефть, рост затрат и т.д.) необходимо пересматривать предельно рентабельные технологические параметры. Сопоставление вновь полученных результатов с предшествующими позволит сделать выводы о тенденциях их изменения.
Таким образом, в статье представлены ориентировочные предельно рентабельные технологические параметры разработки месторождений, характеризующихся различными геолого-технологическими условиями и территориальной расположенностью, а также выявлены тенденции изменения экономических параметров в зависимости от условий разработки.
Автор: Классен Е.В., Янин А.Н., Янин К.Е.
