Оценка экономической эффективности разработки Северо-Комсомольского месторождения горизонтальными скважинами и боковыми горизонтальными стволами

При оценке стоимости строительства горизонтальных скважин учитываются опыт и особенности бурения горизонтальных скважин в зависимости от таких факторов, как:

- наличие неустойчивых пород и их толщины при вхождении в интервал горизонтального ствола;

ВОЗМОЖНОСТЬ оставления без изоляции и разобщения нижней части разреза;

необходимость обсаживания горизонтальной части ствола.

Требуется также оценить коэффициент удорожания проведения исследовательских, ремонтных, а также геолого-технических мероприятий в горизонтальном стволе скважин в сравнении с вертикальными скважинами. Это, очевидно, можно сделать на основе предварительного анализа стоимости указанных мероприятий на месторождениях, разрабатываемых с использованием горизонтальных скважин.

С учетом накопленного опыта бурения горизонтальных скважин, рассмотрен вариант разработки Северо-Комсомольского нефтяного месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз». Предложено к бурению 15 горизонтальных скважин с начальными приростами нефти от 6,3 т/сут. до 9,5 т/сут.

Таблица 5

Ожидаемые показатели по бурению ГС

	ед. изм	весь период	2008	2009	2010	2011	2012	2013
ГС	1	Доп. добыча нефти	тыс. т	12,757	1,905	2,920	2,629	2,374	2,132	0,797
		Доп. добыча жидкости	тыс. мЗ	21,387	2,563	4,273	4,273	4,284	4,273	1,721
		Отработанное время	сут	1736	208	347	347	348	347	140
		Прирост	т/сут	7,3	9,2	8,7	8,3	7,9	7,5	7,3
ГС	2	Доп. добыча нефти	тыс. т	13,499	3,154	2,976	2,680	2,420	2,173	0,096
		Доп. добыча жидкости	тыс. мЗ	22,563	4,310	4,508	4,508	4,520	4,508	0,210
		Отработанное время	сут	1736	332	347	347	348	347	16
		Прирост	т/сут	7,8	9,5	9,0	8,6	8,2	7,8	7,6
ГС	3	Доп. добыча нефти	тыс. т	11,008	1,527	2,872	2,353	1,936	1,584	0,736
		Доп. добыча жидкости	тыс. мЗ	22,579	2,076	4,511	4,511	4,523	4,511	2,447
		Отработанное время	сут	1736	160	347	347	348	347	188
		Прирост	т/сут	5,4	6,3	6,0	5,7	5,3	4,7	4,2
ГС	4	Доп. добыча нефти	тыс. т	13,236	2,591	2,968	2,673	2,414	2,167	0,423
		Доп. добыча жидкости	тыс. мЗ	22,112	3,510	4,418	4,418	4,430	4,418	0,920
		Отработанное время	сут	1 736	276	347	347	348	347	72
		Прирост	т/сут	7,6	9,4	8,9	8,5	8,1	7,7	7,5
ГС	5	Доп. добыча нефти	тыс. т	13,498	2,866	2,977	2,703	2,462	2,229	0,260
		Доп. добыча жидкости	тыс. мЗ	22,112	3,885	4,418	4,418	4,430	4,418	0,545
		Отработанное время	сут	1 736	305	347	347	348	347	43
		Прирост	т/сут	7,8	9,4	9,0	8,6	8,2	7,8	7,6
ГС	6	Доп. добыча нефти	тыс. т	13,493	1,253	3,124	2,837	2,583	2,339	1,356
		Доп. добыча жидкости	тыс. мЗ	22,112	1,658	4,418	4,418	4,430	4,418	2,772
		Отработанное время	сут	1736	130	347	347	348	347	218
		Прирост	т/сут	7,8	9,5	9,2	8,8	8,4	8,1	7,8
ГС	7	Доп. добыча нефти	тыс. т	13,084	2,268	2,932	2,663	2,425	2,196	0,599
		Доп. добыча жидкости	тыс. мЗ	21,435	3,050	4,282	4,282	4,294	4,282	1,244
		Отработанное время	сут	1736	247	347	347	348	347	101
		Прирост	т/сут	7,5	9,2	8,8	8,4	8,0	7,7	7,5
ГС	8	Доп. добыча нефти	тыс. т	12,698	2,238	2,872	2,586	2,335	2,097	0,569
		Доп. добыча жидкости	тыс. мЗ	21,210	3,018	4,237	4,237	4,249	4,237	1,231
		Отработанное время	сут	1736	247	347	347	348	347	101
		Прирост	т/сут	7,3	9,1	8,6	8,2	7,8	7,4	7,2
ГС	9	Доп. добыча нефти	тыс. т	11,489	0,767	2,686	2,440	2,223	2,014	1,359
		Доп. добыча жидкости	тыс. мЗ	18,866	1,012	3,769	3,769	3,780	3,769	2,767
		Отработанное время	сут	1736	93	347	347	348	347	255
		Прирост	т/сут	6,6	8,2	7,9	7,6	7,2	6,9	6,7
ГС	10	Доп. добыча нефти	тыс. т	12,266	0,939	2,965	2,630	2,339	2,069	1,324
		Доп. добыча жидкости	тыс. мЗ	21,210	1,242	4,237	4,237	4,249	4,237	3,007
		Отработанное время	сут	1736	102	347	347	348	347	246
		Прирост	т/сут	7,1	9,2	8,7	8,3	7,9	7,5	7,1
		Доп. добыча нефти	тыс. т	12,264	0,671	2,995	2,656	2,363	2,089	1,490
ГС	11	Доп. добыча жидкости	тыс. мЗ	21,210	0,882	4,237	4,237	4,249	4,237	3,367
		Отработанное время	сут	1736	72	347	347	348	347	276
		Прирост	т/сут	7,1	9,3	8,7	8,4	7,9	7,5	7,2
ГС	12	Доп. добыча нефти	тыс. т	12,213	0,292	3,025	2,683	2,386	2,110	1,716
		Доп. добыча жидкости	тыс. мЗ	21,210	0,383	4,237	4,237	4,249	4,237	3,866
		Отработанное время	сут	1736	31	347	347	348	347	316
		Прирост	т/сут	7,0	9,3	8,8	8,4	8,0	7,6	7,2
ГС	13	Доп добыча нефти	тыс. т	12,570	2,913	2,771	2,518	2,293	2,075	0,000
		Доп. добыча жидкости	тыс. мЗ	20,752	3,964	4,146	4,146	4,157	4,146	0,193
		Отработанное время	сут	1736	332	347	347	348	347	16
		Прирост	т/сут	7,2	8,8	8,4	8,0	7,6	7,3	7,1
ГС	14	Доп. добыча нефти	тыс. т	12,531	1,921	2,832	2,571	2,342	2,121	0,744
		Доп. добыча жидкости	тыс. мЗ	20,533	2,574	4,102	4,102	4,113	4,102	1,540
		Отработанное время	сут	1736	218	347	347	348	347	130
		Прирост	т/сут	7,2	8,8	8,4	8,1	7,7	7,4	7,2
ГС	15	Доп. добыча нефти	тыс. т	12,528	0,396	2,970	2,698	2,456	2,226	1,782
		Доп. добыча жидкости	тыс. мЗ	20,518	0,517	4,099	4,099	4,110	4,099	3,594
		Отработанное время	сут	1736	44	347	347	348	347	304
		Прирост	т/сут	7,2	9Д	8,6	8,3	8,0	7,6	7,3
		Доп. добыча нефти	тыс. т	189,134	25,701	43,885	39,321	35,352	31,623	13,253
Итого	Доп. добыча жидкости	тыс. мЗ	319,808	34,645	63,892	63,892	64,086	63,892	29,421
	Отработанное время	сут	26 034	2 795	5 201	5 201	5 215	5 201	2 420
		Прирост	т/сут	7,2	9,2	8,7	8,3	7,9	7,5	7,2

Эффект от бурения ГС будем считать на пять лет. Ожидаемая добыча по всем скважинам за 5 лет:

нефти 189,134 тыс.тонн;

жидкости 319,808 тыс. м³;

отработанное время 26 034 сут.;

средний прирост за весь период по всем скважинам 7,2 т/сут.

2.2 Методы прогнозирования технологической и экономической эффективности бурения ГС и БГС

Для увеличения эффективности горизонтального бурения к каждой скважине следует подходить с серьезным экономическим обоснованием, тщательно просчитывая эффективность и окупаемость проводимых работ.

Иными словами, проводке каждой отдельной горизонтальной скважины и бокового горизонтального ствола должно предшествовать технико-экономическое обоснование (ТЭО) с целью решения вопросов выбора места и направления бурения горизонтальных скважин, оценки оптимальной длины горизонтальных стволов, прогнозирования технологической и экономической эффективности бурения.

Одними из основных вопросов, которые требуется решить при проектировании горизонтального бурения, являются оценка и прогноз технологической и экономической эффективности.

Подходы к оценке технологической эффективности горизонтальных скважин или скважинных систем должны учитывать стадийность разработки месторождения.

Если горизонтальное бурение проектируется на новом объекте, то прогнозирование технологической эффективности основывается на теоретических оценках.

Поскольку ГС бурят вместо привычных вертикальных, их эффективность определяют по отношению к вертикальным.

Относительная технологическая эффективность ГС характеризуется соотношением текущих дебитов или накопленной добычи нефти при разработке месторождения горизонтальными и вертикальными скважинами. Разность этих показателей определяет дополнительную добычу нефти, полученную за счет бурения ГС.

В работе приведены формулы, позволяющие приближенно оценить потенциальный дебит ГС. Наиболее простой способ заключается в оценке дебитов вертикальных скважин по известной формуле Дюпюи, горизонтальных скважин - по формуле Joshi [24].

Представим формулу Дюпюи в виде:

(1)

где: q_v - дебит вертикальной скважины, м /сут; К - абсолютная проницаемость пласта, мкм ; h - толщина пласта, м; ц - вязкость жидкости, мПа-с;

Рк> Рс - давление соответственно на контуре питания и забое скважины, МПа; R_k - радиус контура питания, м; г_с - приведенный радиус скважины, м. Формула Joshi будет иметь вид:

 (2)

где q_h - дебит горизонтальной скважины, м /сут; L - длина горизонтального ствола, м;

-большая полуось эллипса (контура питания) Практическое применение приведенных формул (1) и (2) для сравнительных оценок ограничено тем, что они предназначены для определения стационарного дебита скважины при изотермической фильтрации однофазной жидкости. Поэтому расчеты по ним дают оценки технологических показателей лишь в первом приближении. Тем не менее на этапе проектирования оценки подобного рода широко применяются и дают представления об эффективности использования ГС.

Для учета нарушения однородности прискважинной зоны формулы (1) и (2) записываются в виде:

(3)

(4)

где S_v - скин для вертикальной скважины;

Sh - скин для горизонтальной скважины.

Скин для вертикальной скважины определяется из выражения:

(5)

где r_s - радиус «засоренной» прискважинной зоны;

K_s - среднее значение проницаемости в зоне с радиусом r_s.

Скин горизонтальной скважины приближенно полагается:

(6)

где величина S _h для горизонтальной скважины определяется по формуле (5).

Таким образом, если для скважин известны значения r_s и K_s, то, определив по формулам (5) и (6) значения S_v S_h, формулы (3) и (4) позволяют дать оценку относительной (qh/q_v) и абсолютной (qh-q_v) эффективности горизонтальной скважины в сравнении с вертикальной.

Учет скин-факторов по формулам (3) и (4) является существенным уточнением гидродинамических расчетов. Тем не менее получаемые оценки следует считать сугубо приближенными, поскольку входящие в формулы значения проницаемости, толщины, вязкости, перепада давления, радиуса контура питания, несовершенства скважины, скин-фактора не всегда абсолютно достоверны и могут отличаться от их реальных значений в условиях конкретного пласта.

Возможно уточнение гидродинамических оценок с использованием промысловых данных.

Обычно на разрабатываемых месторождениях известны фактические дебиты вертикальных скважин. Этим можно воспользоваться для определения поправочного коэффициента а, согласующего расчетные дебиты с фактическими.

Поправочный коэффициент

где q_v^факт - фактический дебит конкретной скважины; q_v^pac4- расчетный дебит скважины по формуле (3).

Следовательно, чтобы расчетные дебиты соответствовали фактическим, их следует умножать на коэффициент a_v. Поправочный коэффициент учитывает в комплексе несоответствие значений параметров, входящих в расчетную формулу, их истинным значениям в условиях пласта.

Поправочный коэффициент вводится и для горизонтальных скважин. Если на месторождении горизонтальные скважины отсутствовали, то для проектируемых ГС расчетные дебиты умножаются по аналогии с вертикальными скважинами на a_v. В случае наличия на месторождении ГС по фактическим их дебитам можно установить коэффициент a_h для горизонтальных скважин и умножать расчетные дебиты проектируемых ГС на этот коэффициент.

Согласование расчетных дебитов с фактическими приводит к более достоверным результатам прогноза относительной qh/q_v и абсолютной qh-q_v технологической эффективности горизонтальных скважин.

Принцип сравнения дебитов горизонтальных и вертикальных скважин остается таким же, если формулы (1) - (4) обобщить с учетом многофазности фильтрации. В этом случае расчеты несколько усложняются, поскольку необходимо иметь данные о нефте- и водонасыщенности пласта в области бурения ГС или БГС, об относительных фазовых проницаемостях фильтрующихся фаз. Учет многофазности расширяет круг решаемых задач.

Становится возможным прогнозирование отдельно дебитов ГС по жидкости, нефти, обводненности.

Одним из наиболее простых и сравнительно точных методов, позволяющих определить производительность скважин, является метод, предложенный З.С. Алиевым и В.В. Шереметом [26].

где к - проницаемость пласта;

L_r - длина горизонтального ствола;

4р - депрессия на пласт, определяемая из равенства Ар = Рк - Pi;

(i„- вязкость нефти в пластовых условиях;

(3„- объемный коэффициент нефти;

D_c- диаметр скважины;

h - толщина пласта;

R_K - расстояние от скважины до контура питания.

V-параметр анизотропии, определяемый из равенства v= [Квер./Кгор.] ^0,5

Показатели технологической эффективности являются основой для экономических оценок вариантов разработки.

Экономическое обоснование горизонтального бурения базируется на сравнении себестоимости добываемой нефти, получаемой прибыли от ее реализации, срока ¦ окупаемости капитальных вложений с аналогичными показателями при разработке месторождений без такого бурения. Используются общепринятые формулы:

где C(t) - себестоимость тонны нефти за данный период времени t;

Э(t) - эксплуатационные затраты с учетом амортизационных отчислений за

этот же период

I этот же период;

Q_H(t) - добыча нефти за время t;

II(t) - прибыль от реализации продукции за данный период;

B(t) - выручка от реализации продукции;

H(t) - сумма налогов за соответствующий период.

Период окупаемости капитальных вложений определяется из условия:

где Aj -- амортизационные отчисления в i-м году; Kj - капитальные вложения в i-ом году.

Из формулы (11) следует, что период окупаемости составляет п лет, т.е. определяется тем временем, за которое произойдет полный возврат вложенного капитала.

Экономические показатели можно улучшить на основе сокращения эксплуатационных затрат и капитальных вложений. Поэтому основу экономической политики нефтедобывающей организации должны составлять мероприятия, направленные на уменьшение указанных статей расходов. Например, в ОАО «Удмуртнефть» ведется постоянная работа в этом направлении. Принимаемые меры по обустройству объектов, материально-техническому снабжению, закупке оборудования для горизонтального бурения уже сейчас приводят к сокращению нормативов затрат, составляющих основу для определения себестоимости и капитальных вложений. Созданы и приступили к работе совместные (с американскими и канадскими фирмами) предприятия по выпуску бурового и нефтепромыслового оборудования, что выводит ОАО «Удмуртнефть» на принципиально новый уровень в технике и технологии горизонтального бурения. В результате всех осуществляемых мероприятий экономические показатели внедрения горизонтального бурения в «Удмуртнефти» из года в год заметно улучшаются.

Таким образом, разработанная методика оценки технико-экономических показателей горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов позволяет на этапе проектирования проводить оценку продуктивности и определять целесообразность вложения средств в бурение скважины.

2.3 Расчет экономической эффективности бурения ГС на месторождении ООО «РН-Пурнефтегаз»

Экономическое обоснование горизонтального бурения базировалось на сравнении сумм текущих годовых потоков денежной наличности, приведенных к начальному году, с аналогичными показателями при разработке месторождения эксплуатацией наклонно-направленных скважин.

Бурение горизонтальных скважин производилось на основании «Группового рабочего проекта и сметы на строительство горизонтальных скважин Северо-Комсомольского месторождения».

Будем считать, что эффект от бурения горизонтальных скважин будет длиться 5 лет.

Так как в вариантах разработки рассматриваются горизонтальные и наклонно-направленные скважины, соответственно необходимо определиться с их стоимостью в условиях месторождения.

Стоимость горизонтальных и наклонно-направленных скважин приведены в таблицах 6 и 7

Таблица 6 Объём капитальных вложений для бурения ГС

	Затраты на бурение, тыс. руб-	Затраты на отвод земли, тыс. руб.	Затраты на обустройство, тыс. руб.	Затраты на оборудование, тыс. руб.	ВСЕГО затрат, тыс. руб.
ГС	1	17 945	100	337	1282	19 664
ГС	2	17 945		376	1 282	19 603
ГС	3	17 945		326	1 282	19 552
ГС	4	17 945	200	326	1282	19 752
ГС	5	18051		315	1 282	19 648
ГС	6	18051		315	1282	19 648
ГС	7	18 051		338	1282	19 671
ГС	8	17 945		326	1 282	19 552
ГС	9	18 051		315	1282	19 648
ГС	10	18 123	196	338	1282	19 938
ГС	11	18 123	196	1 054	1282	20 655
ГС	12	18 123	30	501	1282	19 936
ГС	13	17 945		504	1282	19731
ГС	14	18 051		338	1 282	19 671
ГС	15	17 945	90	505	1282	19 822
Итого	270 238	812	6 214	19 230	296 493

Таблица 7

Объём капитальных вложений для бурения ННС

	Затраты на бурение, тыс. руб.	Затраты на отвод земли, тыс. руб.	Затраты на обустройство, тыс. руб.	Затраты на оборудование, тыс. руб.	ВСЕГО затрат, тыс. руб-
ННС	1	4 847		216	594	5 657
ННС	2	4 847		184	594	5 625
ННС	3	4 847		214	594	5 655
ННС	4	4 847	30	226	594	5 697
ННС	5	5 045	74	136	594	5 849
ННС	6	5 045	74	208	594	5 921
ННС	7	5 045		214	594	5 853
ННС	8	5 045		226	594	5 865
ННС	9	5 045		214	594	5 853
ННС	10	5 045	25	338	594	6 002
ННС	11	5 045		321	594	5 960
ННС	12	4 847		342	594	5 783
ННС	13	4 847		288	594	5 729
ННС	14	4 847		321	594	5 762
ННС	15	4 847	80	311	594	5 832
Итого	74 091	283	3 759	8 910	87 043

Таким образом, на 15 ГС необходимо 296 493 тыс. руб.:

затраты на бурение - 270 238 тыс. руб.;

затраты на отвод земли - 812 тыс. руб.;

затраты на обустройство кустов и скважин - 6 214 тыс. руб.;

затраты на оборудование - 19 230 тыс. руб.

Капитальные вложения для бурения 15 ННС составили 87 043 тыс. руб.:

затраты на бурение - 74 091 тыс. руб.;

затраты на отвод земли - 283 тыс. руб.;

затраты на обустройство кустов и скважин - 3 759 тыс. руб.;

затраты на оборудование - 8 910 тыс. руб.

Оценим предлагаемые проекты бурения ГС и ННС по ключевым показателям эффективности: NPV, PI, IRR и сроку окупаемости (DPP).

При расчете экономической эффективности использовались следующие параметры:

ставка дисконта - Е_н=10% (при учёте, что ставка рефинансирования 10,5%);

налог на имущество - 2,2%;

налог на прибыль - 20%.

Представим расчет экономической эффективности проектов разработки месторождения эксплуатацией ГС и ННС.

Таблица 8

Расчет экономической эффективности бурения 15 горизонтальных скважин

	Ед. изм.	2008	2009	2010	2011	2012	2013	Итого
1. ДОХОДЫ (без НДС, комм, расх)	тыс.руб.	192 467	324 762	292 948	259 946	229 325	98 296	1 397 743
2. ЭКСПЛУАТАЦ. РАСХОДЫ	тыс.руб.	103 585	172 316	156 053	146 258	126 701	66 865	771 778
2.1. Усл.- перем. расходы, в т.ч.	тыс.руб.	88 922	144 106	127 758	111930	98 236	44 013	614 966
2.1.1. Расходы на энергию по увлечению жидкости	тыс.руб.	658	1252	1252	1255	1252	597	6 265
1.1.2. Расходы на энергию по [звлечению нефти	тыс.руб.	2 871	5 880	5 260	4 723	4 220	2 123	25 078
2.1.3. Прочие расходы	тыс.руб.	85 392	136 974	121 246	105 951	92 764	41294	583 622
2.2. Усл.- пост, затраты	тыс.руб.	105	2 720	2 720	8 669	2 720	2615	19 548
2.2.1. Расходы на ПРС	тыс.руб.	0	2517	2517	0	2517	2517	10 069
2.2.2. Расходы на КРС	тыс.руб.	0	0	0	8 466	0	0	8 466
2.3. Амортизация	тыс.руб.	14 558	25 490	25 575	25 660	25 745	20 236	137 264
3 ФИНАНСОВЫЙ РЕЗУЛЬТАТ	тыс.руб.	88 882	152 446	136 895	113 688	102 624	31431	625 966
3. 1. Налоги с фин. результата	тыс.руб.	4 098	6 786	6 234	5 680	5 123	4 491	32 412
4. БАЛАНСОВАЯ ПРИБЫЛЬ	тыс.руб.	84 785	145 660	130 661	108 008	97 500	26 940	593 554
5. Налог на прибыль	тыс.руб.	20 348	34 958	31359	25 922	23 400	6 466	142 453
6. ПРИБЫЛЬ ОСТАВШ. В РАСПОР. ПРЕДПРИ	тыс.руб.	64 436	110 701	99 302	82 086	74 100	20 474	451 101
8.Капит. вложения, в т.ч.	тыс.руб.	296 493	425	425	425	425	425	298 618
8. 1. Расходы на замену обор-ия	тыс.руб.	21 792	0	0	0	0	0	21792
9. ЧИСТЫЙ ДЕН. ПОТОК	тыс.руб.	-217 499	135 766	124 452	107 321	99 420	40 285	289 745
10. Кумул. чист. ден. поток	тыс.руб.	-217 499	-81 733	42 719	150 040	249 460	289 745	289 745
11. Диск, денежный поток	тыс.руб.	-197 706	112 142	93 463	73 300	61739	22 720	165 298
12. Кум. диск. ден. поток (DCF)	тыс.руб.	-197 706	-85 564	7 899	81 199	142 578	165 298	165 298

Наглядно поток наличности представлен на графике. По графику можно посмотреть, когда идет отрицательный поток, когда проект окупается.

Ключевые показатели эффективности по проектам бурения 15 ГС и ННС следующие.

Таблица 9

Ключевые показатели эффективности.

Ключевые показатели	Едлим.	ГС	ННС
Технологические показатели проекта
1. Количество операций	ед.	15	15
2. Добыча нефти	тыс. тонн	189,50	71,70
3. Средний дебит нефти, т/сут	т/сут	7,2	3,7
Финансовые показатели проекта
1. Инвестиции	тыс.руб.	298 618	89 127
2. Чистая приведенная стоимость (NPV>0)	тыс.руб.	165 298	75 354
3. Индекс прибыльности (Р1=( 1+NP V/TIC)> 1)	доли ед.	1,55	1,52
4. Внутренняя норма доходности (IRR>10%)	%	45%	36%
5. Срок окупаемости (DPP)	лет	2,9	3,0

В технико-экономическом предложении рассмотрено 2 варианта разработки объекта. Анализируя ключевые финансовые показатели можно сделать вывод, что экономически проект бурения по первому варианту более привлекателен.

Эффективность рекомендуемого варианта достигается за счет следующего:

Традиционная технология заканчивания скважин во втором варианте -с обеспечением сплошного отбора продукции из всей продуктивной зоны -приводит к неравномерной и неполной выработке запасов и, при близком расположении водоносных горизонтов, преждевременному подтягиванию воды.

Новый подход к системе заканчивания и крепления горизонтального участка скважины в первом варианте приводит к созданию необходимой депрессии для удаленных участков горизонтальной продуктивной зоны с ограничением содержания воды и газа в добываемой продукции.

3. Разуплотнение сетки скважин в первом варианте не приводит к потерям нефти и снижению темпов отбора, а наоборот за счет применения горизонтальных стволов до 250 м позволяет повысить технико-экономические показатели.

Применение технологических решений значительно улучшает технико-экономические показатели предлагаемые в первом варианте, но при сегодняшних экономических условиях не позволяет ввести объект в рентабельную разработку. Вариант №1 требует доработки в следующих направлениях: увеличение начального дебита скважин, отказ от бурения неперспективных скважин, бурение ГС с малым радиусом искривления, использование специальных буровых растворов для обеспечения устойчивости стенок скважин в породах, где отмечены обвалы и осыпи.

2.4 Оценка эффективности гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах

Использование скважин с горизонтальным стволом (ГС) не всегда оказывается высокоэффективным. Продуктивность большинства скважин с ГС незначительно превышает продуктивность вертикальных скважин.

Для увеличения продуктивности скважин с ГС на некоторых месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» широкое распространение получил гидроразрыв пласта (ГРП). Однако использование его в ГС в условиях сильной расчлененности коллектора и широком диапазоне изменения фильтрационных параметров прослоев требует тщательного планирования и обязательной оценки эффективности ГРП с точки зрения вовлечения в разработку максимального числа прослоев.

Оценку результатов ГРП в горизонтальных скважинах рассмотрим на примере разработки ГС №4863го залежи нефти карбонатных отложений Северо-Комсомольского месторождения. Длина горизонтального участка скважины составляет 195

Термогидродинамические исследования проведены в два этапа: до и после ГРП (рис.10).



Рис.10. Профиль ствола скважины и места установки приборов

Их основной целью являлось определение работающих интервалов горизонтального ствола и продуктивности скважины. Исследования проведены по многодатчиковой технологии стационарной термометрии с использованием струйного насоса.

При отработке скважины на трех установившихся и трех не установившихся режимах первого этапа изменения давления и температуры по стволу скважины характеризуют исследуемые интервалы как продуцирующие. Проведены интерпретация результатов термометрии и обработка индикаторных диаграмм (ИД) и кривых восстановления давления (КВД). Темп изменения температуры на установившихся режимах отработки скважины по всем приборам, расположенным в горизонтальном участке, практически идентичен. Следовательно, интервалы горизонтального ствола, в которых расположены приборы, можно идентифицировать как работающие. При этом темп изменения температуры по прибору 1 характеризует дальние интервалы основного горизонтального участка, не охваченные замером, как работающие. Термогидродинамические исследования на втором этапе выполнены по аналогичной технологии с расположением приборов в более широком диапазоне (см. рис.10).

Темпы изменения температуры по приборам 1, 2, 3 при отработке на режимах имеют один и тот же характер, но отличающийся от темпов изменения по приборам 4, 5, 6. Прибор 1 установлен в зоне, где приток заведомо отсутствует (нет коллектора). Таким образом, в зоне горизонтального участка до места установки прибора 3 приток отсутствует. Темп изменения температуры по приборам 4 и 5 характеризует наличие притока на участке их установки. При этом по прибору 4 наблюдается интенсивное снижение температуры после прекращения отработок на режимах. Это связано с тем, что в интервале между приборами 3 и 4 имеется зона с пониженной температурой, которая могла образоваться при ГРП (трещина). Вероятнее всего, трещина возникла в высокопроницаемом прослое в интервале 1301,2 - 1303,6 м по стволу.

Результаты моделирования притока дебитом 18 т/сут из горизонтального ствола до и после ГРП приведены на рис. 11.

Рис 11. Распределение по горизонтальному стволу длины, проницаемости прослоев, места установки приборов, накопленного дебита до и после ГРП

Сравнивая дебит скважины до и после ГРП, можно заметить, что продуктивность увеличилась более чем в 2 раза: от 6,3 до 14,6 т/сут.

Вследствие того, что в процессе ГРП трещина образовалась в интервале ствола 1301,2 - 1303,6 м, можно предположить, что в остальных прослоях фильтрационные свойства остались прежними и обеспечивают вдвое меньший приток. При этом прирост дебита можно отнести к интервалу образования трещины. Таким образом, 80 % притока обеспечивает интервал 1301,2-1303,6 м по стволу (или 0,3 м по вертикали), в котором образовалась трещина.

Затраты средств на использование ГРП в скважине, приходящиеся на 1 т нефти приведены в таблице 10.

Таблица 10

Отложения,	Дебит ГС, т/сут	Добыча нефти с	Общие	Затраты на
в которых		начала	затраты,	1 т нефти,
проводится		эксплуатации,	тыс.руб	руб
ГРП		тыс.т
	начальный	текущий	общая	на одну
				скважину
Карбонатные	14,6	13,5	195,91	17,415	3150	180

Экономическое обоснование проведения ГРП в горизонтальном стволе базировалось на сравнении сумм текущих годовых потоков денежной наличности, приведенных к начальному году, первого (до ГРП) и второго (после ГРП) этапов (рис.12).



Полученные данные свидетельствуют о том, что применение ГРП в горизонтальных скважинах может стать одним из наиболее перспективных и эффективных подходов в технологии добычи нефти на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз»

Ключевые показатели эффективности по проведению ГРП в ГС следующие:

Таблица 11

Ключевые показатели эффективности.

Ключевые показатели	Ед.изм.	Первый этап (до ГРП)	Второй этап (после ГРП)
Технологические показатели проекта
1. Количество операций	ед.	1	1
2. Добыча нефти	тыс.тонн	11,008	17,415
3. Средний дебит нефти, т/сут	т/сут	7,2	14,05
Финансовые показатели проекта
1. Инвестиции	тыс.руб.	19 552	22 702
2. Чистая приведенная стоимость (NPV>0)	тыс .руб.	14 654	16 972
3. Индекс прибыльности (PH1+NPV/TIC)>1)	доли ед.	1,74	1,75
4. Внутренняя норма доходности (IRR>10%)	%	46%	51%
5. Срок окупаемости (DPP)	лет	2,33	2,20

В технико-экономическом предложении рассмотрено 2 варианта разработки объекта. Технологически и экономически второй вариант (с применением ГРП) в скважине №4863го более привлекателен.

Эффективность рекомендуемого варианта достигается за счет следующего:

1. Использование многодатчиковой технологии позволяет выделить интервал образования трещины в горизонтальном стволе после ГРП.

2. Основная добыча после ГРП (80 %) осуществляется из высокопроницаемого прослоя.

3. Высокая расчлененность пласта и широкий диапазон изменения фильтрационных параметров его прослоев.

Вариант №2 требует доработки в следующем направлении: при проектировании ГС на сложнопостроенные объекты с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, где в последующем планируется проводить ГРП, необходимо закладывать ограничение по длине горизонтального участка ствола скважины первыми десятками метров толщины высокопроницаемого коллектора. Это позволит снизить стоимость скважины и упростить работы по капитальному ремонту в боковом стволе.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Как видно из данной работы ООО «РН-Пурнефтегаз» активно осуществляет строительство боковых стволов для выработки остаточных запасов нефти на территории Западной Сибири. Проведенные в течение 10 лет комплексные исследования, накопленный опыт бурения и эксплуатации ГС подтверждают высокую эффективность и перспективность нетрадиционного способа разработки, возможность существенного повышения дебитов скважин и нефтеотдачи пластов.

Проблема разработки технологии бурения боковых стволов из обсаженных скважин актуальна по ряду причин. Главная из них - рост числа малодебитных, нерентабельных, высоко обводненных и простаивающих скважин. Число таких скважин по ООО «РН-Пурнефтегаз» составляет несколько тысяч, они могут дать до 1 млн. т нефти в год.

В данной работе было предложено бурение 15 горизонтальных скважин на Северо-Комсомольском месторождении с общей добычей за весь эффективный период работы скважин 189,500 тыс.тонн. Была проведена оценка эффективности проекта бурения горизонтальных скважин в целом по всем скважинам. При инвестициях в бурение 298 618 тыс. руб. получены следующие результаты. Ключевые финансовые показатели удовлетворяют необходимым критериям: NPV=165 298 тыс.руб., Р1=1.55 доли ед., IRR=45%, срок окупаемости DPP=2.9 года.

Экономическое обоснование горизонтального бурения базировалось на сравнении расчетов экономической эффективности с аналогичными показателями при разработке месторождения эксплуатацией наклонно-направленных скважин.

Результаты сравниваемого варианта также удовлетворяют необходимым критериям: NPV=75 354 тыс.руб., Р1=1.52 доли ед., IRR=36%,срок окупаемости DPP=3.0 года. Однако анализ вариантов разработки показал, что финансовые показатели первого варианта выше второго, т.е. экономически проект бурения по первому варианту более привлекателен.

В целях увеличения продуктивности скважин с ГС на С.-Комсомольском месторождении был проведен ГРП в скважине №4863го.

Экономическое обоснование проведения ГРП в горизонтальном стволе базировалось на сравнении сумм текущих годовых потоков денежной наличности, приведенных к начальному году, первого (до ГРП) и второго (после ГРП) этапов.

При инвестициях на использование ГРП в скважине 3 150 тыс. руб. получены следующие результаты. Ключевые финансовые показатели удовлетворяют необходимым критериям: NPV=16 972 тыс.руб., РГ=1.75 доли ед., IRR=51%, срок окупаемости DPP=2.2 года. Полученные данные свидетельствуют о том, что гидроразрыв горизонтальной скважины экономически оправдан и данная технология может быть использована для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

В целом, использование горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС) является одним из приоритетных направлений разработки нефтяных месторождений. Экономическая эффективность ГС и БГС значительна, перспектива бурения ГС и БГС очень высокая.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ И ИСТОЧНИКОВ

Энергетическая стратегия России на период до 2030 года.

Трутнев Ю.П., министр природных ресурсов. Не оскудеют российские природные кладовые//Бурение и нефть, 2007. №12, С. 3-7.

Годовой отчет ООО «РН-Пурнефтегаз» (2004-2006 г.г.)

Проект разработки Северо-Комсомольского нефтяного месторождения. НИПИнефть - Тюмень.

Сергеев В.Б., Чепайкин А.И., Гиниятуллина Р.П., Маркечко Г.А. Технико-экономическое обоснование бурения горизонтальных скважин

на турнейский объект разработки Арланского месторождения (отчет). «БашНИПИнефть», 2001. - 96 с.

Сучков Б.М. Горизонтальные скважины. - Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2006. - 424 с.

Сучков Б.М. Повышение производительности малодебитных скважин. -Ижевск, 1999.

Бердин Т.Г. «Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин» - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.

Калинин А.Г., Никитин Б. А., Солодкий К.М., Султанов Б. 3. «Бурение наклонных и горизонтальных скважин», Москва, «Недра», 1997.

Р.Т. Шайхутдинов, М.М. Тимеркаев, Г.Р. Голубев. Строительстве горизонтальных скважин. Результаты и перспективы «УдмуртНИПИнефть». - Ижевск. 1999. - с.247-258.

Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. - М. Недра, 1964.-217 с.

12. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов. - М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 1007 с.

Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет. 2004, 720 с.

Баснев К.С, Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. -М.: Недра, 1993.-414 с.

Renard G.I., Dupuy J.M. Influence of formation damage on the flow efficiency of horizontal wells technology. - Paper SPE, Feb. 1990.

Joshi S.D. Horizontal wells technology. - Pennwell publishing company. Tulsa. Oklahoma, 1990.

Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Министерство топлива и энергетики РФ, 1993. - 87 с.

И. Галимуллин. Эффективность бурения горизонтальных скважин и промысловый опыт их исследования // Нефтяник Татарстана. - 2004. №1.С2.

В. Лысенко. Проектирование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин // Бурение и Нефть. - 2005. № 1. С.21-24.

С. Глухов, В. Баянов, В. Шестаков. Бурение горизонтальных скважин со вскрытием продуктивной части пласта на депрессии // Бурение и Нефть. -2005. № 4. С.43-48.

21.Валиуллин Р.А., Яруллин Р.К. (Башкирский гос. университет, НПФ «ГеоТЭК»), Лукьянов Ю.В., Миниахметов А.Г. (ОАО «АНК «Башнефть»), Адиев Я.Р., Шилов А.А. (ОАО «Башнефтегеофизика»). Опыт исследования низкодебитных горизонтальных скважин на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть»//Нефтяное хозяйство. - 2007. № 4. С.62-64.

22. А.Ш. Рамазанов, Р.Ф. Шарафутдинов. Определение работающих интервалов горизонтального ствола скважины термогидродинамическими методами//Нефтяное хозяйство. - 2004. №2. С.88-90.

Алтунин А.Е., Семухин М.В. Расчеты в условиях риска и неопределенности в нефтегазовых технологиях//Нефтяное хозяйство. -2002. №6, С.59-61.

Богомольный Е. И. (ОАО «Удмуртнефть»), Сучков Б. М., Савельев В. А., Зубов Н. В., Головина Т. И. (УдмуртНИПИнефть). Методика оценки технологической и экономической эффективности бурения ГС и БГС// Нефтяное хозяйство. - 1998. № 3. С. 19-21.

Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С, Гилязетдинов З.Ф. (ОАО «Татнефть»), Юсупов И.Г., Абдрахманов Г.С. (ТатНИПИнефть). Эффективность бурения горизонтальных скважин на месторождениях ОАО «Татнефть»//Нефтяное хозяйство. - 1998. № 7. С.8-9.

Бондаренко В.В. Выбор проектной горизонтальной скважины путем приближенного определения ее производительности с учетом отдельных факторов при постоянном забойном давлении//ОАО «ВНИИОЭНГ» -2008. №10. С.7-10.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Объём инвестиции для бурения горизонтальных скважин

	Затраты на бурение, тыс. руб.	Затраты на отвод земли, тыс. руб.	Затраты на обустройство, тыс. руб.	Затраты на оборудование, тыс.руб.	ВСЕГО затрат, тыс.руб.
ГС	1	17 945	100	337	1 282	19 664
ГС	2	17 945		376	1 282	19 603
ГС	3	17 945		326	1 282	19 552
ГС	4	17 945	200	326	1 282	19 752
ГС	5	18 051		315	1 282	19 648
ГС	6	18 051		315	1 282	19 648
ГС	7	18 051		338	1 282	19 671
ГС	8	17 945		326	1 282	19 552
ГС	9	18 051		315	1 282	19 648
ГС	10	18 123	196	338	1 282	19 938
ГС	11	18 123	196	1 054	1 282	20 655
ГС	12	18 123	30	501	1 282	19 936
ГС	13	17 945		504	1 282	19 731
ГС	14	18 051		338	1 282	19 671
ГС	15	17 945	90	505	1 282	19 822
Итого	270 238	812	6 214	19 230	296 493

Расчет экономической эффективности бурения 15 горизонтальных скважин

	Ед. изм.	2008	2009	2010	2011	2012	2013	Итого
1. ДОХОДЫ (без НДС, комм, расх)	тыс.руб.	192467	324762	292948	259946	229325	98296	1397743
2. ЭКСПЛУАТАЦ. РАСХОДЫ	тыс. руб.	103585	172316	156053	146258	126701	66865	771778
2.1. Усл.- перем. расходы, в т.ч.	тыс.руб.	88922	144106	127758	111930	98236	44013	614966
2.1.1. Расходы на энергию по извлечению жидкости	тыс.руб.	658	1252	1252	1255	1252	597	6265
2.1.2. Расходы на энергию по извлечению нефти	тыс.руб.	2871	5880	5260	4723	4220	2123	25078
2.1.3. Прочие расходы	тыс.руб.	85392	136974	121246	105951	92764	41294	583622
2.2. Усл.- пост, затраты	тыс.руб.	105	2720	2720	8669	2720	2615	19548
2.2.1. Расходы на ПРС	тыс.руб.	0	2517	2517	0	2517	2517	10069
2.2.2. Расходы на КРС	тыс.руб.	0	0	0	8466	0	0	8466
2.3. Амортизация	тыс.руб.	14558	25490	25575	25660	25745	20236	137264
3. ФИНАНСОВЫЙ РЕЗУЛЬТАТ	тыс.руб.	88882	152446	136895	113688	102624	31431	625966
3.1. Налоги с фин. результата	тыс.руб.	4098	6786	6234	5680	5123	4491	32412
4. БАЛАНСОВАЯ ПРИБЫЛЬ	тыс.руб.	84785	145660	130661	108008	97500	26940	593554
5. Налог на прибыль	тыс.руб.	20348	34958	31359	25922	23400	6466	142453
6. ПРИБЫЛЬ ОСТАВШ. В РАСПОР. ПРЕДПРИЯТИЯ	тыс.руб.	64436	110701	99302	82086	74100	20474	451101
8. Капит. вложения, в т.ч.	тыс.руб.	296493	425	425	425	425	425	298618
8.1. Расходы на замену обор-ия	тыс.руб.	21792	0	0	0	0	0	21792
9. ЧИСТЫЙ ДЕН. ПОТОК	тыс.руб.	-217499	135766	124452	107321	99420	40285	289745
10. Кумул. чист. ден. поток	тыс.руб.	-217499	-81733	42719	150040	249460	289745	289745
11. Диск, денежный поток	тыс.руб.	-197706	112142	93463	73300	61739	22720	165298
12. Кум. диск. ден. поток (DCF)	тыс.руб.	-197706	-85564	7899	81199	142578	165298	165298

Поток наличности по проекту бурения 15 горизонтальных скважин

Показатели эффективности в целом по проекту бурения горизонтальных скважин

Ключевые показатели	Ед.из.	ГС	ННС
Технологические показатели проекта
1. Количество операций	ед.	15	15
2. Добыча нефти	тыс.тонн	189,50	71,70
3. Средний дебит нефти, т/сут	т/сут	7,2	3,7
Финансовые показатели проекта
1. Инвестиции	тыс.руб.	298 618	89 127
2. Чистая приведенная стоимость (NPV>0)	тыс.руб.	165 298	75 354
3. Индекс прибыльности (PI=(1+NPV/TIC)>1)	доли ед.	1,55	1,52
4. Внутренняя норма доходности (IRR>10%)	%	45%	36%
5. Срок окупаемости (DPP)	лет	2,9	3,0

Поток наличности по проекту бурения горизонтальных скважин (после ГРП)

Ключевые показатели	Ед.изм.	Первый этап (до ГРП)	Второй этап (после ГРП)
Технологические показатели проекта
1. Количество операций	ед.	1	1
2. Добыча нефти	тыс.тонн	11,008	17,415
3. Средний дебит нефти, т/сут	т/сут	7,2	14,05
Финансовые показатели проекта
1. Инвестиции	тыс.руб.	19 552	22 702
2. Чистая приведенная стоимость (NPV>0)	тыс.руб.	14 654	16 972
3. Индекс прибыльности (PI=(1+NPV/TIC)>1)	доли ед.	1,74	1,75
4. Внутренняя норма доходности (IRR>10%)	%	46%	51%
5. Срок окупаемости (DPP)	лет	2,3	2,2

Размещено на Allbest.ru