Експрес-метод оцінки гранично рентабельних технологічних параметрів та економічної

У нафтовидобувній промисловості регіону часто виникають питання щодо оперативної приблизної оцінки нижніх гранично рентабельних дебітів нафти свердловин (qн.поч.) на нововведених (і «старих») родовищах, накопиченого видобутку нафти на одну буру свердловину (Qн.рентаб.), а також потенційної ефективності інвестування коштів у освоєння родовища

Ці параметри цікаві для великих та дрібних нафтових компаній, інвесторів, різних консалтингових фірм, для чиновників федерального та регіонального рівнів, які займаються питаннями контролю за надрокористуванням, проведенням аукціонів та конкурсів з продажу ділянок надр нафтовим компаніям.

Основні цілі статті:

подати орієнтовні дані щодо оцінки qн.поч. та Qн.рентаб. для родовищ з різними геолого-технічними умовами розробки та територіальною схильністю;
визначити на основі одержаних гранично рентабельних технологічних показників потенційну економічну ефективність розробки родовищ
виявити тенденції зміни технолого-економічних параметрів залежно та умовами розробки родовищ.

Під зазначеними параметрами qн.поч. і Qн.рентаб розуміємо показники, щоб забезпечити отримання мінімально прийнятної економічної рентабельності, тобто. Внутрішня норма прибутку "IRR" прийнята рівною 10%.

Усі розрахунки виконані для умов нафтовидобувних підприємств, що діють у ХМАО, у тимчасовому відрізку 2003 року. Загальна кількість варіантів, що розглядаються, - 171.

Розраховувалися граничні параметри qн. і Qн.рентаб як для «нових» (нерозроблюваних) родовищ з різним ступенем віддаленості від районів з освоєною інфраструктурою, так і для «старих», що експлуатуютьсяродовищ (буріння ущільнюючих свердловин чи розбурювання крайових зон покладів).

Для нових родовищ як основні змінні фактори, що впливають на фінансові результати проекту, в розрахунках враховувалися такі умови:

різна віддаленість родовища від освоєного району – на 0, 50, 100, 150, 200, 250 та 300 км. Від цього залежить витрати на будівництво об'єктів зовнішнього облаштування;
різний загальний проектний фонд бурих свердловин на родовищі – 50, 100, 150, 200, 250, 300, 400 та 500 свердловин;
застосування різних систем розробки – із співвідношенням видобувних та нагнітальних свердловин 1:1, 2:1, 3:1. Це характерно для 5, 7, 9-точкових (трирядних) систем впливу, що найчастіше застосовуються на практиці.

Визначено гранично рентабельні параметри і для «старих» родовищ, а також з різними системами розробки. Ці родовища, зазвичай, вимагають капітальних вкладень створення основних нафтопромислових об'єктів і повторного зовнішнього облаштування.

Крім зазначених, слід зазначити, що:

Поваріантні розрахунки проведено у динаміці за 30-річний період.
Середня глибина бурих свердловин прийнята однаковою всім варіантів – 2800 м.
Дебіт нових свердловин по нафті для зручності розрахунку прийнятий постійним для всіх свердловин, що знову вводяться аналізованого варіанту.
Щорічний відсоток падіння дебіту нафти, залежно від величини початкового дебіту, становив 7–11%.
Залежно від початкового дебіту, накопичений водонафтовий фактор варіював від 1.3 (для низькопроникних пластів) до 2.3 (для високопродуктивних покладів).
У розрахунках технологічних показників розробки було прийнято умову сталості дебіту рідини у часі, тобто.qж = const.
Динаміка середнього дебіту нафти описувалася експоненційною залежністю:

, де qн(t) – середній дебіт нафти цього року;

- Коефіцієнт падіння дебіту нафти;

qн.поч - початковий дебіт нафти добувних свердловин;

qн.кон – кінцевий дебіт нафти видобувних свердловин.

Крім названих прийнятих технологічних умов розробки родовищ при виконанні розрахунків були враховані основні економічні фактори:

Ціна на нафту всередині країни - 3 тис. руб. / Т, на експорт - 21 $ / бар, частка експорту - 35%.
Курс долара - 31 руб. / $.
Транспортні витрати: у країні – 135 руб./т, експорту – 25 $/т.
Нормативи витрат, що формують собівартість видобутку нафти, можна порівняти з середніми їх значеннями, характерними для родовищ, що розробляються на території ХМАО у 2003 р. (див. табл. 1).

Оцінюючи капітальних вкладень використовувалися питомі значення витрат, що діють дату проведення розрахунків, тобто. 2003 р. (див.табл.2).

Таблиця 1. Нормативи витрат для розрахунку собівартості видобутку нафти

Таблиця 2. Нормативи витрат для розрахунку капітальних вкладень

У розрахунках прийнято такі умови:

будівництво одному кущі трохи більше 16 похило спрямованих свердловин;
відстань між майданчиками кущів прийнято рівним 2.5 км;
питома вартість будівництва трубопроводу зовнішнього транспорту у розрахунках диференційована за родовищами залежно від максимального рівня річного видобутку нафти:

дрібне родовище, менше 100 тис.т/рік – 2.2 млн.руб./км (≈d219 мм);
велике родовище, понад 1 млн.т/рік – 6 млн.руб./км (≈d426 мм);
для середніхродовищ, із рівнем видобутку нафти в діапазоні від 100 тис.т до 1 млн.т, вартість будівництва 1 км трубопроводу зовнішнього транспорту визначалася шляхом інтерполяції між зазначеними крайніми позиціями. Результати розрахунків систематизовано у таблиці 3.

На рис.1 представлена графічна інтерпретація залежності граничних технологічних показників, що досліджуються, від змінних параметрів.

Таблиця 3. Оцінка гранично рентабельних дебітів нафти та відборів нафти на 1 бурим свердловину для нововведених у розробку родовищ

Рис.1. Залежність гранично рентабельного початкового дебіту нафти qн. поч. від фонду видобувних свердловин для різної віддаленості родовища

Аналізуючи отримані результати, можна зазначити таке:

При невеликому загальному фонді свердловин значний вплив qн.поч. виявляє віддаленість родовища. Вплив величини загального фонду свердловин на початковий дебіт нафти тим менше, що менше віддаленість родовища районів з освоєної інфраструктурою і навпаки (табл.3 і рис.1).
Досить сильний вплив на показник qн.

Наприклад, при проектному фонді 100 свердловин, гранично рентабельний вхідний дебіт нафти для менш інтенсивних систем (9 та 7-точкових) за інших фіксованих умов має становити не менше 20-22 т/добу, для «жорсткої» 5-точкової системи – не менше 30 т/добу.

Рис.2. Залежність гранично рентабельного початкового дебіту нафти від системи розробки родовища

Це свідчить про те, що чим більша кількість нагнітальних свердловин припадає на 1 видобувну, тим більша кількість витрат припадаєокупати і тим вищою має бути величина початкового середнього дебіту нафти.

Аналізуючи отримані результати, наприклад для типової 7-точкової системи розробки родовищ, можна відзначити наступне:

Мінімальне розрахункове значення накопиченого відбору нафти для родовища, розташованого в освоєному районі (віддаленість – 0 км) з фондом бурих свердловин 500 та вхідному дебіті 15 т/добу, становило приблизно 39 тис.т/скв. (табл.3 та рис.1).
Для родовища, віддаленого на 300 км із проектним фондом бурих свердловин – 50, гранично рентабельний початковий дебіт нафти може бути щонайменше 61 т/сут при питомому накопиченому відборі нафти однією буру свердловину – 108 тис.т.
Для середнього родовища, віддаленого від магістральних об'єктів комунікацій на 100 км із загальним фондом бурих свердловин 100, гранично рентабельні технологічні показники будуть наступними: початковий дебіт нафти – 22 т/добу; накопичений за 30 років відбір нафти – 54 тис.т на 1 буру свердловину.

Для «старих» родовищ, що не вимагають особливо великих витрат, вхідний дебіт нафти змінюється від 12 до 18 т/добу, накопичені відбори нафти на 1 буру свердловину (добувну + нагнітальну) — 30-37 тис.т/скв. Зазначимо, що всі одержані розрахункові технологічні показники забезпечать інвестору «гранично рентабельну» експлуатацію родовища (IRR=10%).

За підсумками граничних технологічних параметрів можна визначити орієнтовну потенційну економічну ефективність (внутрішню норму прибутку «IRR») розробки тієї чи іншої родовища. Вона може бути спрогнозована виходячи із зіставлення отриманих гранично рентабельних вхідних дебітів нафти (див.табл.3) з орієнтовними значеннями, які можуть бути закладені у проектних документах. Длярізних заданих умов (віддаленість родовища, проектний фонд свердловин, система розробки) ступінь впливу початкового дебіту нафти зміну норми прибутку неоднакова.

Відповідно до виконаних розрахунків, для родовища з віддаленістю 100 км і проектним фондом 300 свердловин (7-точкова система розробки), мінімальний початковий дебіт свердловин з нафти має становити 18 т/сут. Значення IRR у своїй дорівнює 10%, тобто. прийнята нами мінімально припустима рентабельність. Розрахунковим шляхом встановлено, збільшення вхідного дебіту нафти на 1 т/сут веде до зростання норми прибутку приблизно 0.9%. Функціональна залежність внутрішньої норми прибутку від початкового дебіту нафти має лінійний вигляд (рис.3).

Рис.3. Вплив віддаленості родовища та проектного фонду на норму прибутку за зміни початкового дебіту нафти

Отже, якщо орієнтовна величина середнього початкового дебіту свердловин дорівнюватиме 19 т/сут – IRR становитиме 10.9%. Для того щоб величина внутрішньої норми прибутку досягла, наприклад, значення 20%, проектний рівень середнього початкового дебіту нафти повинен бути приблизно 29 т/добу.

p align="justify"> Для інших розглянутих співвідношень віддаленості та фонду свердловин зміна початкового дебіту нафти на 1 т/добу призводить до відхилення показника норми прибутку (від базової величини 10%) на 0.2-1.3% (див.табл.4).

Таблиця 4.

Кут нахилу прямої до осі абсцис на рис.3 безпосередньо залежить від віддаленості об'єкта дослідження та проектного фонду свердловин. Чим гірші ці параметри (невеликий фонд + значна віддаленість), тим менше кут нахилу прямої і менш значущі зміни зазнає показник ефективності зі збільшенням початкового дебіту нафти. І навпаки високий фонд свердловин у поєднанні знезначною віддаленістю забезпечує більший приріст IRR зі збільшенням початкового дебіту на 1 т/сут.

Таким чином, пропонований експрес-метод оперативної оцінки гранично рентабельних технологічних параметрів видобутку нафти та економічної ефективності розробки нафтових родовищ (до стадії складання проектного документа) включає наступні етапи:

Визначення для діючих умов освоєння родовища гранично рентабельної величини початкового середнього дебіту свердловини з нафти та накопиченого відбору нафти на 1 буру свердловину, використовуючи розрахункову базу даних (табл.3). Знайдені граничні значення, що задовольняють заданим умовам, можуть бути деяким орієнтиром для фахівців-розробників, які приймають передпроектні рішення щодо вибору технологічних параметрів, що забезпечують прибутковість проекту.
Зіставлення рівня вхідного гранично рентабельного дебіту нафти з його орієнтовним очікуваним значенням, визначення різниці з-поміж них, отже, і обсягу нафти, дає прибуток.
Застосування двовимірного масиву «початковий дебіт нафти – норма прибутку» для конкретних технолого-географічних умов родовища виявлення ступеня зміни економічного ефекту.
Визначення загальної величини рентабельності коштів, вкладених у розробку родовища.

Отримані результати є інформаційною базою особам, які приймають рішення про доцільність вкладення інвестицій у стадії, що передує складання проектного документа.

Таблиця 5. Приріст внутрішньої норми прибутку зі збільшенням середнього початкового дебіту нафти свердловини на 1 т/сут

Пропоновані таблиці можуть бути використані ТО ЦКР з ХМАО та ЦКР МЕ, які не мають можливості насвоїх засіданнях швидко перевірити достовірність показників ефективності розробки, що подаються проектантами.

Формування представленого масиву даних потребує одноразових витрат праці. Отримана інформація може бути використана протягом деякого періоду часу (наприклад, року), коли діють, не зазнаючи кардинальних змін, порівняно стійких економічних умов.

При зміні економічних умов розробки (наприклад, падіння нафтових цін, зростання витрат тощо.) необхідно переглядати гранично рентабельні технологічні параметри. Зіставлення новостворених результатів з попередніми дозволить зробити висновки про тенденції їх зміни.

Таким чином, у статті представлені орієнтовні гранично рентабельні технологічні параметри розробки родовищ, що характеризуються різними геолого-технологічними умовами та територіальною схильністю, а також виявлено тенденції зміни економічних параметрів залежно від умов розробки.