Снижение себестоимости бурения скважин и повышение нефтеотдачи пластов

Правила принятия инвестиционных решений:

инвестировать денежные средства в производство или ценные бумаги имеет смысл только, если можно получить чистую прибыль выше, чем от хранения денег в банке;

инвестировать средства имеет смысл, только если, рентабельности инвестиции превышают темпы роста инфляции;

инвестировать имеет смысл только в наиболее рентабельные с учетом дисконтирования проекты.

Таким образом, решение об инвестировании в проект принимается, если он удовлетворяет следующим критериям:

дешевизна проекта;

минимизация риска инфляционных потерь;

краткость срока окупаемости;

стабильность или концентрация поступлений;

высокая рентабельность как таковая и после дисконтирования;

отсутствие более выгодных альтернатив.

На практике выбираются проекты не столько наиболее прибыльные и наименее рискованные, сколько лучше всего вписывающиеся в стратегию фирмы.

Далее имеет смысл рассмотреть методику разработки этапов инвестиционного проекта. Данному вопросу посвящен следующий параграф дипломной работы.

Таким образом, анализ эффективности намечаемых инвестиций включает в себя следующие шесть этапов[3] :

1. определение стоимости (затрат) проекта;

2. оценка ожидаемых потоков денежных средств от этого проекта, включая стоимость активов на определенную временную дату;

3. оценка ожидаемых потоков платежей с учетом фактора времени, т.е. построение дисконтированного потока платежей;

4. оценка риска запроектированных потоков денежных средств при помощи информации о вероятностном распределении потоков денежных средств;

5. оценка стоимости капитала, необходимого для реализации проекта на базе дисконтированной стоимости;

6. определение критериев эффективности и сравнение дисконтированной стоимости ожидаемых денежных поступлений с требуемыми капиталовложениями или издержками проекта.

Если дисконтированная стоимость этих активов превышает издержки по ним, то этот проект следует принять. В противном случае проект должен быть отвергнут. (Альтернативно: может быть подсчитан ожидаемый коэффициент окупаемости капиталовложений по этому проекту, и если этот коэффициент окупаемости превышает требуемый проектный коэффициент, то проект принимается.)

Самым ответственным этапом разработки инвестиционного проекта является оценка его экономической целесообразности и эффективности. По этому, очень важное значение имеет выбор метода оценки эффективности инвестиционного проекта. Данному вопросу посвящен следующий параграф дипломной работы.



2.2 Общая характеристика инвестиционных проектов в нефтедобывающей промышленности

Грамотное проведение оценки эффективности инвестиционного проекта предполагает использование общепринятой системы принципов. Основополагающие принципы оценки экономической эффективности технико-технологических решений, предусмотренных в проектных документах на разработку нефтяных месторождений, можно сформулировать следующим образом[4] :

- учет геолого-промысловых параметров оцениваемых объектов, которые определяют технологию добычи углеводородов;

- рассмотрение проекта на протяжении всего его жизненного цикла, включающего этапы проектирования, строительства и эксплуатации;

- моделирование (прогнозирование) и анализ денежных потоков, включающих все связанные с освоением месторождения и осуществлением мероприятий по добыче и реализации углеводородов денежные поступления и расходы;

- многовариантный характер проектов. При составлении проектов разработки нефтяных месторождений необходимым условием является рассмотрение многовариантных решений и выбор на основе анализа результатов оценки наиболее оптимального;

- сопоставимость условий сравнения вариантов. Показатели эффективности должны рассчитываться на основе одних и тех же сценарных условий и исходных предпосылок;

- многокритериальный подход: предполагает использование не одного, а системы экономических показателей для оценки вариантов разработки месторождения;

- принцип принадлежности месторождений к двум основным категориям: новые и разрабатываемые месторождения, требующих различных подходов к оценке;

- много этапность оценки. На различных стадиях разработки и осуществления проекта его эффективность определяется заново, с различной глубиной проработки, включая систему контроля за процессом реализации инвестиционного проекта;

- учет особенностей расчета эффективности инвестиционного проекта на различных этапах его реализации;

- оценка на основе доходного подхода, который состоит в определении стоимости объекта на основе тех доходов, которые он способен в будущем принести своему владельцу;

- принцип положительности и результативности;

- принцип генерирования достаточной прибыли в долгосрочном аспекте;

- учет фактора времени;

- учет только предстоящих затрат и поступлений;

- учет влияния неопределенностей и рисков, сопровождающих реализацию проекта и др.

Таким образом, из проведенного исследования видно, что система принципов оценки эффективности инвестиционного проекта в нефтедобыче позволяет учесть специфические особенности отрасли, характеристики объектов инвестиций (разрабатываемых месторождений). Важное значение при этом имеет учет особенностей расчета эффективности инвестиционного проекта на различных этапах его реализации, многовариантный характер проектов, сопоставимость условий сравнения вариантов. Принцип положительности и максимума эффекта означает, что эффект от осуществления проекта положителен. В случае наличия нескольких альтернативных проектов или вариантов проекта должен осуществляться тот, у которого эффект максимален. Однако безграмотное соблюдение этого принципа в нефтедобыче может привести к тому, что к реализации будет принята система разработки, обеспечивающая значительно меньший по сравнению с потенциально возможным коэффициент извлечения нефти (КИН).

Помимо соблюдения принципов при проведении технико-экономического обоснования и анализе полученных результатов инвестор ориентируется на определенные критерии оценки. Решение недропользователя об инвестировании в проект принимается, если он удовлетворяет определенным условиям. Обозначим некоторые критерии принятия инвестиционных решений в нефтедобывающей отрасли:

- выбор оптимальных параметров разработки и эксплуатации месторождения. С технологической точки зрения данный критерий подразумевает определение наиболее рациональной системы разработки месторождения, обеспечивающей возможно полное извлечение из пластов запасов нефти при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды;

- наибольший экономический эффект от разработки месторождения на основе внедрения наиболее прогрессивной технологии. С экономической точки зрения проект должен обеспечить как возмещение вложенных средств за счет доходов от добычи и реализации углеводородов, так и получение прибыли, обеспечивающей рентабельность инвестиций не ниже желательного уровня и компенсирующей не только риск вложения, но и временной отказ от использования этого капитала;

- приемлемые сроки окупаемости затрат;

- эффективное использование ресурсов и оптимизация затрат (капитальных, эксплуатационных);

- подход "оптимальная вероятность": состоит в том, что из возможных решений выбирается вариант, при котором вероятность результата является приемлемой для инвестора;

- обоснованность проектных решений по системам разработки, степени их практической реализации при разработке месторождения;

- соответствие проекта целям и стратегии предприятия.

Для экономической оценки и анализа требуется геолого-технологическая информация: извлекаемые запасы; динамика ввода скважин в эксплуатацию; объем эксплуатационного бурения; фонд скважин - добывающих, нагнетательных и других; объемы годовой и накопленной добычи нефти, жидкости, закачки воды и т.д.

На стадии проектирования экономической оценке подлежит вся добыча нефти. На второй стадии оценке подлежат остаточные запасы нефти (на момент составления проектного документа). На последней стадии разработки, когда месторождение разбурено, оцениваются методы увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи, дополнительная добыча нефти и связанные с ней затраты.

Как правило, на стадии технико-экономических исследований инвестиционных возможностей в расчетах используют постоянные цены, заложенные в проект без учета инфляции. Расчеты в таких ценах имеют смысл для изучения и оценки самой идеи проекта. Экономическую оценку эффективности освоения запасов проводят в постоянных ценах, так как инфляционные процессы в целом не оказывают существенного влияния на выбор варианта разработки месторождения. Целью оценки является не идеальный прогноз величины дохода недропользователя, а выбор оптимального варианта освоения месторождения.

При определении цен реализации можно использовать цены внешнего рынка, заложенные в госбюджет на год проведения оценки; в случае проведения оценки в начале года - данные прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, разработка которого предшествует составлению проекта бюджета. Цены внутреннего рынка в этом случае берутся как процент от экспортных цен, сложившийся в году, предшествующем году проведения оценки. Прогнозные цены рекомендуется использовать при разработке схемы финансирования и оценке эффективности участия в инвестиционном проекте[5] .

Оценка эффективности разработки месторождения проводится в условиях действующей системы налогообложения, включающей федеральные, региональные и местные налоги и сборы, установленные налоговым законодательством. Расчет налоговых выплат осуществляется в порядке, установленном в первом году проектного периода.

Для расчета капитальных вложений и эксплуатационных затрат на добычу нефти необходимы удельные затраты, учитывающие развитие технологий, особенности района, стадию разработки месторождения. Наиболее подходящей основой для их определения являются фактические данные о производственно-хозяйственной деятельности нефтедобывающего предприятия, на территории которого находится оцениваемое месторождение, либо расположенного в том же районе. Использование среднегодовых отчетных показателей для обоснования удельных затрат является наиболее корректным по сравнению с полугодовыми или квартальными. Если месторождение находится в неосвоенном регионе, в качестве аналога может быть принято какое-либо предприятие, функционирующее в другом регионе, а корректировка экономических нормативов может быть проведена исходя из соотношения величин производственных затрат по тем элементам, по которым они известны.

Для расчета показателей эффективности освоения месторождения, а также для прогнозирования налога на прибыль, учитывается действующий механизм амортизационных отчислений, величина которых зависит от применяемой нормы амортизации. Сумма амортизационных отчислений в каждом году проектного периода складывается из амортизации переходящих и вводимых основных фондов. При расчете амортизационных отчислений полагают, что оборудование вводится в эксплуатацию в конце года. При оценке инвестиционного проекта в нефтедобыче для определения амортизации среднегодовую стоимость вводимых основных фондов необходимо скорректировать на коэффициент (?0,5), учитывающий среднее число дней работы новой скважины (около 160 дней).

В состав исходной информации, необходимой для проведения оценки, входит норма дисконта. В связи с многочисленными рисками, связанными с вероятностным характером геолого-промысловых данных, высокой капиталоемкостью инвестиций и длительными сроками окупаемости, нефтяной бизнес требует повышенной нормы дохода по сравнению с другими отраслями. Как показывает российская практика оценки эффективности инвестиционного проекта, в нефтяной отрасли наиболее распространенными являются нормы дисконта 10 и 15%. При экономической оценке на этапе эксплуатации месторождения, когда риск проекта снижается по сравнению с инвестиционным этапом, целесообразно использовать 10-процентную ставку дисконта.

Объем исходной информации зависит от стадии разработки месторождения и соответственно этапа инвестиционного проекта. На первом этапе информация весьма ограниченна. По мере проработки проекта ее состав уточняется. Меняются и методы подготовки информации. На стадии инвестиционного предложения она определяется главным образом экспертно и по аналогам, на последующих стадиях - с учетом фактических данных.

После принятия инвестиционного решения необходимо спланировать его осуществление и разработать систему контроля и анализа. Контроль должен осуществляться на различных этапах реализации проекта, в разрезе объектов контроля, в зависимости от задач, подлежащих решению. В процессе реализации инвестиционного проекта контролю подлежат: объемы, виды и стоимость работ по проекту; производственные издержки и расходы по проекту; временные параметры, включающие сроки, продолжительность выполнения работ и этапов проекта; ресурсы, требуемые для осуществления проекта; качество проектных решений, применяемых ресурсов, компонентов проекта и пр. Для реализации эффективной системы контроля необходима согласованная работа подразделений и центров ответственности предприятия нефтедобычи.

На этапе капитального строительства наиболее важен контроль сроков, качества работ и строительных затрат. Основная задача контроля реализации запланированных капитальных вложений - обеспечение своевременного ввода объектов в эксплуатацию при высоком качестве выполняемых работ и достижении установленных результатов. Для ее решения необходимы мероприятия по совершенствованию технологии и организации строительного производства, увеличение эффективности использования материальных и трудовых ресурсов. В рамках контроля эффективности использования введенных в эксплуатацию активов необходимо проверить соответствие технологических процессов тем нормам, которые закладывались при проектировании, оптимальную нагрузку производственных мощностей, отсутствие перерывов в производстве.

На этапе эксплуатации месторождения основная задача заключается в организации рациональной системы учета затрат и доходов, их контроля и анализа для принятия оперативных управленческих решений. На стадии эксплуатации необходим контроль за обеспечением производства оборудованием и материалами, предусматривающий организацию процесса размещения заказов и заключения контрактов с поставщиками, организацию контроля за доставкой ресурсов, за выполнением условий контрактов, за осуществлением расчетов за поставленные ресурсы. Обязательной является организация входного контроля качества, комплектности и количества поступающей продукции производственно-технического назначения. В дальнейшем необходим контроль за состоянием хранения оборудования и материалов. На этапе реализации проекта также крайне важно иметь тщательно разработанную стратегию закупок оборудования и материалов. Централизация закупок может существенно улучшить контроль над образованием затрат. В процессе производственной деятельности особое внимание должно уделяться контролю за фактическим расходом материальных ресурсов, особенно высокозатратных. Различные отделы и службы нефтедобывающего предприятия по своим направлениям деятельности осуществляют контроль использования и соблюдения норм расхода ресурсов.

Основой системы контроля затрат и результатов является расчет отклонений. Текущий контроль и анализ отклонений позволяют своевременно воздействовать на протекающие процессы и принять управленческие решения. Особое внимание при этом должно быть обращено на выявление величины и причин возникновения затрат, не обусловленных нормальной организацией производственного процесса. Перед тем как провести анализ отклонений необходимо определить, какие отклонения, прежде всего, важны, выявить те параметры, на которые можно повлиять. Кроме того, необходимо классифицировать затраты по степени приоритетности и рассматривать не абсолютные величины, а удельные.

Таким образом, для успешного регулирования расходов необходимо выстроить полный цикл управления затратами: от создания нормативной базы до выработки управленческих решений.

2.3 Методы увеличения нефтеотдачи

Классификация методов увеличения нефтеотдачи, принятая в международном общении, в основном опирается на понятия, сформулированные в США. Но и в США эти понятия оформились не сразу. В этой связи, прежде всего, следует обратить внимание на используемую в этой стране классификацию методов разработки, которая определяется экономическими соображениями. В частности, в целях повышения экономической эффективности разработки, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования для этих целей реинвестиций весь срок разработки месторождения разбит на три основных этапа.

На первом этапе для добычи нефти максимально возможно используется естественная энергия месторождения (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил).

На втором этапе реализуются методы поддержания пластового давления путем закачки воды или газа. Эти методы были названы вторичными.

На третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН) (Enhanced Oil Recovery - EOR). Эти методы называют также третичными. В США и в большинстве нефтедобывающих странах мира под методами увеличения нефтеотдачи понимают группу методов, отличающихся применяемыми рабочими агентами, повышающими эффективность вытеснения нефти. К настоящему времени освоены и применяются в промышленных масштабах следующие четыре группы методов увеличения нефтеотдачи[6] :

- физико-химические методы (заводнение с применением поверхностно-активных веществ, полимерное заводнение, мицеллярное заводнение и т.п.);

- газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);

- тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);

- микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).

По мере развития технологий реализации МУН введено понятие улучшенные методы повышения нефтеотдачи (Improved Oil Recovery). Эти методы, которые иногда также называют четвертичными, предполагают комбинирование элементов перечисленных выше четырех групп МУН, а также таких перспективных технических средств повышения нефтеотдачи, как горизонтальные скважины. Следует подчеркнуть, что применение горизонтальных скважин для улучшения МУН связывают главным образом с решением таких стратегических задач как организация вертикального воздействия, повышение эффективности гравитационного режима разработки, выработка не вовлеченных в разработку запасов нефти. Это означает, что применение горизонтальных скважин нельзя рассматривать в качестве самостоятельного метода повышения нефтеотдачи, что нередко пропагандируется в нашей стране. Это тем более важно, что горизонтальные скважины часто применяют в качестве средства интенсификации добычи нефти. Далеко не всегда такое применение горизонтальных скважин приводит к повышению нефтеотдачи.

Обсуждая понятие «улучшенные МУН» нужно отметить, что в зарубежной литературе имеется также упоминание об уплотнении сетки скважин. В этой связи напрашивается такое понимание термина «улучшенные МУН», согласно которому реализация МУН сопровождается применением всех технологий и средств повышения охвата процессом вытеснения нефти, в том числе оптимизация сеток размещения скважин и системы воздействия для вовлечения в разработку недренируемых и слабодренируемых запасов, нестационарное воздействие и перемена направлений фильтрационных потоков, выравнивание профиля вытеснения, барьерное заводнение.

Отметим, что в международной практике собственно метод заводнения не упоминается как метод увеличения нефтеотдачи. Однако в нашей стране этот метод является превалирующим и повышение его эффективности с точки зрения полноты извлечения нефти имеет стратегическое значение. Значительное число месторождений характеризуется высокой выработкой запасов. Применение на многих из них приведенных выше базовых (третичных) МУН по техническим и экономическим причинам проблематично. Поэтому представляется целесообразным отнести к категории улучшенных МУН и улучшенное заводнение, если оно предусматривает комплекс технологических и технических средств, приводящих к увеличению нефтеотдачи не на единицы процентов, а на 15 % и более по сравнению с проектной величиной. По оценкам именно с таким порогом в США связано предоставление экономических стимулов.



Таблица 2.2 - Добытая нефть за счет применения методов увеличения нефтеотдачи

Организация	1995	1996	1997	1998	1999	2000
ВСЕГО по России, тыс.т	22512,2	28211,6	34212,6	37181,7	42558,0	43108
1. Нефтяные компании, всего, тыс.т в том числе ОАО «НК «ЛУКойл» ОАО «НК «ЮКОС» ОАО «Сургутнефтегаз» ОАО «Сиданко» ОАО «Татнефть» ОАО «ТНК» ОАО «НК «Сибнефть» ОАО «НК «Башнефть» ОАО «Роснефть» ОАО «НГК «Славнефть» ОАО «ВНК» ОАО «Онако» ОАО «НК «Коми ТЭК»	21430,9 3207,9 5212,3 3843,3 308,8 1371,1 2313,5 1510,2 538,3 589,1 535,3 1622,4 323,7 49,9	26751,4 4024,8 5571,0 4952,8 493,9 1829,5 3420,2 2007,4 638,7 530,2 669,8 1811,9 750,5 47,1	32476,0 6079,7 6103,7 5560,0 794,0 2434,4 4068,6 2918,8 813,4 440,8 660,6 1811,8 719,2 69,0	35274,4 5885,7 6026,0 6925,4 1140,5 2647,5 4236,7 3553,5 924,2 712,0 364,8 2077,6 711,6 65,6	40032,8 9093,6 5353,3 8106,7 1094,0 3027,1 4406,2 3460,0 1005,2 1107,9 644,8 2000,0 734,1	40767 9247 5739 9042 1489 2468 5106 3276 1058 1009 894 606 781
2. Остальные производители, тыс.т	25,7	34,3	57,5	70,8	133,2	177
3. Организации с иностранными инвестициями, тыс.т	1060,7	1429,4	1681,1	1839,9	2392,1	2166

Это тем более важно, так как согласно данным нефтяных компаний (табл. 2.2) дополнительная добыча нефти в нашей стране за счет применения методов увеличения нефтеотдачи за пятилетний период 1996-2000 г.г. выросла вдвое и достигла 43,1 млн.т. Такой объем дополнительной добычи соответствует примерно 17 % от общей добычи и примерно половине всей добыче из трудноизвлекаемых запасов. Распределение дополнительно добытой нефти по некоторым методам увеличения нефтеодачи приведено в таблице 2.3.



Таблица 2.3 - Распределение добытой нефти по методам увеличения нефтеотдачи пластов

Применяемые МУН	1995	1996	1997	1998	1999	2000
Добытая нефть за счет МУН по России, всего, тыс.т 1. ГРП количество проведенных операций дополнительная добыча нефти, тыс.т 2. Горизонтальные скважины количество пробуренных скважин добыча нефти из всех ГС, тыс.т 3. Зарезка боковых стволов количество пробуренных стволов добыча нефти из всех ПС, тыс.т 4. Тепловые методы дополнительная добыча нефти, тыс.т 5. Физико-химические методы дополнительная добыча нефти, тыс.т 6. Газовые методы дополнительная добыча нефти, тыс.т 7. Прочие методы дополнительная добыча нефти, тыс.т	22512 1611 9013 104 567 17 45 1216 7873 307 3491	28212 2278 11276 133 1009 53 60 1578 10478 220 3591	34213 2218 14125 174 1465 138 233 1928 11886 205 4371	37182 1763 14881 220 2019 224 404 2073 12942 223 4641	42558 2163 14289 326 3845 563 1166 3190 13736 226 6107	43108 2167 13666 392 4497 696 1831 3163 13435 246 6270

Нетрудно в этой связи понять, что в компаниях к методам увеличения нефтеотдачи относят все геолого-технические мероприятия, приводящие к интенсификации добычи нефти, в том числе из активных запасов. В то же время известно, что применение даже таких мощных технических средств как гидроразрыв пласта и горизонтальные скважины далеко не всегда приводит к увеличению нефтеотдачи. Кроме того, согласно опыту применения методов увеличения нефтеотдачи такая высокая доля дополнительной добычи, декларируемая российскими компаниями, может быть интерпретирована таким образом, что в нашей стране методы увеличения нефтеотдачи уже применяются практически на всех месторождениях. Но при этом почему-то нефтеотдача низкая и продолжает падать.

В этой связи уместно напомнить, что согласно официальным данным в США, где нефтеотдача растет, дополнительная добыча нефти за счет применения методов увеличения нефтеотдачи наращивалась в течение последних 25-30 лет и в настоящее время составляет примерно 35 млн.т., т.е. меньше той, о которой рапортуют российские компании[7] .

Такая абсурдная ситуация в значительной мере обязана отсутствию четкого определения термина «методы увеличения нефтеотдачи» и максимально формализованных определяющих его критериев.

В условиях еще не сложившихся цивилизованных рыночных отношений эта неопределенность не столь безобидна. Именно она позволяет преподносить такие упомянутые выше мощные средства интенсификации как гидроразрыв пласта и горизонтальные скважины в качестве основных технологий увеличения нефтеотдачи. Более того, в некоторых крупных сверхобеспеченных компаниях эти технологии отождествляют с современными “прогрессивными западными способами разработки”, противопоставляя их “консервативным советским способам разработки”. Под таким знаменем в последние годы осуществляется масштабная выборочная интенсификация обработки активных запасов. В то же время по существу отвергается такой важный компонент “консервативного советского способа разработки”, как необходимость сохранения проектной системы размещения скважин для достижения проектной нефтеотдачи. Количество выводимых из эксплуатации так называемых “нерентабельных” скважин уже исчисляется не единицами и не сотнями, а тысячами. В некоторых компаниях их число приближается к 50% от общего действующего фонда. Сокращены объемы применения химических реагентов, также необходимых для достижения проектной нефтеотдачи. Наконец, кратно снизился по сравнению с советским временем объем дополнительной добычи нефти на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами за счет применения третичных методов увеличения нефтеотдачи, которые возможно тоже попали в разряд «нерентабельных» или «консервативных». Конечно, такая практика приводит к снижению нефтеотдачи, притом существенному. Но себестоимость добычи снижается. В некоторых компаниях она уже находится в пределах 2,0 долларов США за баррель, что характерно для разработки высокопродуктивных месторождений Ближнего Востока.

В этой связи уместно подчеркнуть, что в нефтяном бизнесе нефтеотдача не является первостепенной задачей недропользователя. Главное для него - получение по возможности более высоких прибылей для удовлетворения экономических интересов акционеров компании и инвесторов. Выполнение этой задачи, как правило, объективно входит в противоречие с достижением максимально возможных значений нефтеотдачи. Увеличение нефтеотдачи и извлекаемых запасов на этой основе - одна из важнейших забот хозяина недр, т.е. государства.

В большинстве нефтедобывающих стран мира, даже в тех, которые обеспечены запасами на 50 и более лет, забота о полноте извлечения нефти из недр становится все более приоритетной. Создаются такие экономические условия, при которых недропользователям выгодно развивать и применять современные методы увеличения нефтеотдачи. Одновременно фискальная система и система контроля со стороны государства не допускают получения сверхприбылей за счет интенсивной выборочной обработки активных запасов. Недропользователи, которые пренебрегают современными методами увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов нефти, во-первых, платят налоги сполна, а во-вторых, их акции теряют в цене. Потому, например, в США недропользователи обязаны ежегодно сдавать аудит запасов в Федеральную Комиссию по биржам и ценным бумагам (SEC).

В большинстве нефтедобывающих стран запасы нефти являются национальным достоянием и служат, в первую очередь, для повышения благосостояния народа. Именно поэтому цивилизованные государства берут на себя заботу о сохранении и увеличении извлекаемых запасов нефти за счет повышения нефтеотдачи. Во многих странах эта задача решается надежно и прозрачно. Для этого создаются стимулы для испытаний и применения третичных и четвертичных методов увеличения нефтеотдачи. Одновременно устанавливается одинаковый для всех недропользователей налог или рента, не допускающие получение сверхприбыли. Желает недропользователь иметь стимулы - применяет четко определенные методы увеличения нефтеотдачи, не желает - платит налоги сполна.

В нашей стране формирование такой справедливой системы осложняется следующими факторами:

1. Отсутствие вразумительной государственной концепции в вопросах повышения нефтеизвлечения.

2. Чрезмерная обеспеченность извлекаемыми запасами большинства крупных нефтяных компаний, что позволяет им обеспечивать нынешний уровень добычи нефти в основном за счет отработки активной доли запасов, потенциал добычи из которых составляет 315 - 405 млн.тонн в год. Именно поэтому применяются технологии интенсификации добычи нефти из этих запасов, а методы повышения нефтеотдачи практически не используются.

3. Отсутствие веры многих руководителей крупных нефтяных компаний в то, что наше государство на данном этапе развития рыночных отношений в состоянии сформировать прозрачный и справедливый механизм государственного управления рациональным использованием запасов нефти, свободный от лоббирования и коррупции и основанный на гармонизации интересов государства, недропользователя и инвестора.

В свете сказанного выше при формировании «Концепции» определению термина «методы увеличения нефтеотдачи» придавалось первостепенное значение, ибо от четкости этого определения в значительной мере зависит степень прозрачности всей системы государственного управления рациональным использованием запасов нефти, в том числе и степень гармонизации экономических интересов субъектов нефтяного бизнеса.

Анализ мировой и отечественной практики, учет несовершенства нынешнего этапа рыночных отношений в нашей стране диктуют необходимость отнесения к методам увеличения нефтеотдачи только третичных и четвертичных методов, т.е. тепловых, газовых и физико-химических, их сочетание между собой и с заводнением.

Именно стимулирование этих методов позволит в сжатые сроки кардинально повысить потенциал нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов, а следовательно, и переломить многолетнюю негативную тенденцию ее снижения.

Что касается улучшенных методов заводнения, то эти методы в нашей стране применяются в основном для улучшения разработки активных запасов. Такие мощные средства интенсификации, как ГРП, горизонтальные скважины, боковые стволы, которые для этого применяются, не ухудшают в целом экономические показатели проектов, хотя не всегда дают и ежеминутную выгоду. Об этом, в частности, свидетельствуют показатели большинства проектов, представленных на ЦКР Минэнерго.

В целом, применение улучшенных методов заводнения в лучшем случае могут обеспечить достижение проектной нефтеотдачи, а потому решить проблему повышения нефтеотдачи в стране с их помощью не удается.

Таким образом, инвестиционная деятельность в той или иной степени присуща любому предприятию. Она представляет собой один из наиболее важных аспектов функционирования любой коммерческой организации. Причинами, обуславливающими необходимость инвестиций, являются обновление имеющейся материально-технической базы, наращивание объемов производства, освоение новых видов деятельности.



Глава 3. Инвестиционный проект по снижению затрат и повышению нефтеотдачи пластов

3.1 Внедрение телесистемы LWD-650 вместо MWD - 650

Для снижения себестоимости бурения в СУПНПиКРС, нами предлагается внедрение следующих технологических новшеств:

- Внедрение телесистемы LWD-650 вместо MWD - 650;

- Снижение затрат по геофизическим работам;

- Внедрение ДЭС-630 фирмы "Камминс" вместо ДЭС-630 6ДМ21 ;

- Внедрение алмазных долот 214,3 FD 255S-A22 вместо шарошечных.

Бурение первых горизонтальных скважин началось на Федоровском месторождении на группу пластов АС 4-8 . Пласты данной группы отличаются малым этажом нефтеносности (12 метров), т.е. необходима большая точность проводки горизонтальных стволов, чтобы сохранить коридор, дающий возможность беспрепятственно добывать нефть без прорыва газа из газовой шапки и быть на достаточном расстоянии от водо-нефтяного контакта. Подобные задачи первые три года решались использованием телесистемы MWD - 650, в которых был лишь один инклинометрический зонд. Геонавигация в стволе производилась с помощью геофизического комплекса АМАК « Обь», т.е. в зависимости от геологического строения района бурения производились промежуточные каротажи.

В 2002 году ОАО «Сургутнефтегаз» начало бурение горизонтальных скважин с «хвостовиками» на пласты БС 10 , БС 16 и юрские отложения на Конитлорском, Тончинском и Северо - Юрьевском месторождениях. Проектные глубины скважин колебались в интервалах 3000 - 3450м. Как известно, бурение глубоких горизонтальных скважин сопряжено с большими затратами времени как на проводку ствола, так и на проведение привязочных каротажей (геофизических замеров в стволе скважины) в толще нефтеносного пласта, что, в свою очередь, кратно повышает вероятную аварийность производимых работ. Все это привело к необходимости закупки новых телесистем MWD - 350, в которых кроме инклинометрического зонда добавлен еще и гамма - датчик.

Работа гамма-датчика основана на регистрации естественного радиоактивного фона горных пород, который регистрируется стинциляционными трубками. Использование телесистем MWD - 350 на первых же скважинах показало свою высокую эффективность за счет сокращения, а затем и полного отказа от промежуточных каротажей.

Из вышеизложенного можно сделать вывод о том, что применение малогабаритных телесистем MWD - 350 дает возможность сократить непроизводительное время на производство промежуточных каротажей от 3 до 4 суток (в зависимости от глубины залегания промежуточных и проектных пластов, что соответственно сказывается и на сроках строительства скважины в целом. К недостаткам применения подобного типа телесистем можно отнести отсутствие возможности определения насыщения коллекторов, т.к. гамма - методы дают лишь стратиграфическое расчленение разрезов.

В течении 2005-2006 годов ОАО «Сургутнефтегаз» вышло бурением на те площади Федоровского месторождения, где раннее производилась и ведется выработка запасов нефти наклонно-направленными скважинами старого фонда, а это, как известно очень часто приводит к наличию зон с прорывом воды. Бурение горизонтальных скважин на пласты АС 4-8 с использованием MWD - 650 и проведением стандартной методики промежуточных каротажей стало нерентабельным в виду того, что большие участки горизонтальных стволов находились в промытых зонах. Поэтому возникла острая необходимость в приобретении телесистем с зондами резистивиметрии.

С февраля 2006 года СУПНП и КРС начало бурение горизонтальных скважин на пласты группы АС 4-8Федоровского месторождения с использованием телесистем LWD - 650. Данные телесистемы отличаются от предыдущих наличием в своем комплекте зонда резистивиметрии, а также тем, что они более современные, т.е. все последующие разработки компании «Halliburton» будут производиться на базе данных систем. При дальнейших закупках дополнительных зондов не будет необходимости в приобретении всего комплекса зондов, наземного оборудования и компьютерных программ.

Краткое описание зондов телесистемы следующее:

Телесистема LWD-650 включает в себя следующие зонды: инклинометрический; гамма; резистивиметрии и датчик вибрации, который устанавливается вместе с гамма зондом. В компоновку также включено управляющее устройство HCIM, которое собирает полученные результаты и отправляет сигнал на поверхность, а также хранит в своей памяти информацию с зондов. Источником питания системы памяти и управления зондов служат литиевые батареи. Конструктивно телесистема LWD - 650 модульного типа, что предусматривает возможность в дальнейшем подключать к ней модули с дополнительными датчиками, чего не было в ранее закупленных телесистемах MWD - 650. Центральный скважинный процессор (HCIM) и зонды телесистемы (DDS, DGR, EWR) находятся внутри диамагнитных модулей, суммарная длинна которых около 7,5 метров. Выше, в т.н. установочном диамагнитном переводнике, длинной 5,0 метров устанавливается сборка инклинометрического зонда с пульсатором.

Гамма зонд включает в себя две банки, в которых вмонтированы счетчики Гейгера - Мюллера. Работа зонда основана на замерах естественной радиоактивности горных пород. Гамма методы дают лишь стратиграфическое расчленение разреза. Глубина исследования зонда до 20 см. Зонд резистивиметрии представляет собой конструкцию из четырех антенн и двух приемников. Работа зонда резистивиметрии (электромагнитный каротаж) основана на определении удельного сопротивления горных пород электромагнитному импульсу (сигналу 1 и 2 МГц). Приемники посылают электромагнитный сигнал частотой 1 и 2 МГ, который принимают антенны. Глубина исследования зондов от 15,2 см до 1,6 м. Таким образом электромагнитный каротаж применяется для оценки характера насыщения пласта - коллектора в процессе бурения с целью оперативного реагирования на скважинную обстановку и проводки горизонтального участка скважины по наиболее оптимальной траектории, тем самым повышая качество проводки ствола.

В процессе бурения можно получать информацию со всех четырех зондов, но это приведет резкому снижению скорости проходки, поэтому во всем мире в реальном времени получают информацию только с двух зондов. Материалы каротажа со всех 4 зондов записываются в память и их можно получить после подъема инструмента на поверхность. Существующие ограничения в механической скорости до 18 - 20м\час связаны с периодичностью во времени опроса датчиков: EWR (электромагнитный каротаж) - каждые 4 секунды и 8 секунд с датчиков DGR(гамма-зонда). Необходимо отметить, что зонд резистивиметрии имеет свой блок резервной памяти, чего нет в гамма зонде. Информация с гамма зонда записывается только в блок памяти.

Преимущества и недостатки использования систем LWD-650:

1. Использование телесистемы LWD-650 дает возможность повысить качество строительства горизонтальных скважин на месторождениях с газовой шапкой, языковым прорывом воды и подошвенной водой.

2. При бурении скважин возникали проблемы в определении ГНК в тех зонах, где он четко не выделяется. Поэтому была необходимость производить промежуточный каротаж после бурения первых 50-100 м от точки входа в горизонт с целью использования материалов АМАК «Обь» и LWD-650 для более чёткого определения ГНК, учитывая данные нейтронного каротажа, вертикальные отметки соседних скважин и начало зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт. Для исключения данного промежуточного каротажа необходимо приобретение дополнительных датчиков (приборов), дающих возможность более четко определять газонефтяные контакты (ГНК).

3. Обработка материалов показала полную сходимость данных АМАК «Обь» и каротажа в процессе бурения.

4. Можно сделать вывод о том, что использование зондов системы LWD-650 дает возможность отказаться от 2 - 3 промежуточных каротажей (геофизических замеров), а при наличии дополнительных датчиков для определения ГНК, со временем можно будет отказаться и от всех каротажей.

Вышеизложенное даёт возможность сократить время строительства горизонтальной скважины от 2 до 5 суток. При этом нужно отметить главное преимущество использования телесистем нового поколения - это возможность оперативной корректировки траектории горизонтальной части ствола в зависимости от характера насыщения коллекторов.

5. Опыт проводки горизонтальных скважин на Федоровском месторождении дает право утверждать о том, что наиболее оптимальная траектория бурения - волнообразная с колебаниями вертикальных отметок от 3 до 6 метров. При этом необходимо отметить сложности, даже при бурении с LWD-650, удержать ствол в пределах проектных вертикальных коридоров +\-1м, т.к. расстояние от инклинометрического датчика до долота составляет 18м и нет, возможности спрогнозировать зенитный угол на забое. Проблема разрешима при включении в компоновку датчиков зенитного угла на забойном двигателе.

В феврале 2008 года началось тестирование телесистем LWD - 650 на Федоровском месторождении. Скважины бурились в следующей последовательности 5669\676, 5643\672, 5666\674, 5642\671 и 5668\674.

Кратко остановимся на некоторых особенностях телесистемы и принципах работы зондов:

Телесистема LWD - 650 нового поколения, которая включают в себя следующие зонды: инклинометрический; гамма; резистивиметрии и датчик вибрации, который устанавливается вместе с гамма зондом. В компоновке также включено управляющее устройство HCIM, которое дает команды зондам, собирает от них полученную информацию и отправляет сигнал на поверхность, а также хранит в своей памяти информацию с зондов. Источником питания системы памяти и управления зондов служат литиевые батареи.

Телесистемы LWD - 650 дадут возможность подключать к ним в дальнейшем дополнительные датчики, чего не было в раннее закупленных телесистемах MWD - 650, т.к. это более устаревшая модификация.

В процессе бурения можно получать информацию со всех четырех зондов телесистемы, но это приведет резкому снижению скорости проходки, поэтому во всем мире в реальном времени получают информацию только с двух зондов. Материалы каротажа со всех 4 зондов записываются в память и их можно получить после подъема инструмента на поверхность. В процессе бурения нами были настроены зонды таким образом, чтобы получать информацию с длинного и среднего зондов. Средний зонд включен для подстраховки на случай выхода из строя длинного зонда.

Кратко остановимся на возникших трудностях при проводке траекторий описываемых выше скважин.

В процессе бурения возникали сложности с инклинометрическим зондом, благодаря большому расстоянию, от долота до точки замера датчика

(17 - 18м в точке замера), т.е. очень сложно предугадать зенитный угол и особенно при проводке ствола по волнообразному профилю. Обычно при бурении в горизонте используют 4-х метровую УБТ и тогда точка замера находится в 11 - 12 м от долота.

Необходимо отметить, что все скважины в связи с заглинизированностью разреза и наличием участков языкового обводнения, от работающих соседних наклонно - направленных скважин, проводились по волнообразной траектории. Колебания вертикалей составляло 1 - 3,5м. В связи с наличием в разрезе горизонтальных стволов участков (40 - 50м) с водоносным насыщением, обусловленных языковым обводнением скважины 5666, 5642 и 5669 закончены эксплуатационными колоннами со сплошным цементированием.

Также были сложности с попаданием ствола в 60-ти метровый круг допуска, связанные с отсутствием каротажа на кровлю АС4 , т.е. не было данных инклинометрического каротажа (ИОН-1).

Решением проблемы бурения горизонтальных участков скважин на Федоровском месторождении является закупка датчика зенитного угла, который устанавливается на турбине. Возможно, со временем решится проблема попадания в круг допуска и бурения по волнообразной траектории, когда в партиях инженерно-телеметрической службы (ИТС) будет наработан определенный опыт и найдена азимутальная закономерность в поведении ИОН-1 и телесистемы при проводке стволов в направлении Восток - Запад.

Геологами ИТС постоянно в КИП-1 сбрасывались LAS- файлы. Результаты интерпретации материалов показали полную совместимость кривых сопротивлений и гаммы с материалами полученными при работе с АМАК «Обь». Материалы поддаются обработке и по ним трест «СНГ» сможет выдавать заключения о насыщении пород.

Необходимо отметить наличие сложностей в определении ГНК и, особенно в тех разрезах, где он явно не выделяется, т.е. в некоторых случаях еще будет необходим промежуточный каротаж. В процессе бурения всех скважин производилось по 2 - 3 каротажа. Время строительства скважин составило 11 - 16 дней, т.е. практически, что и при проведении каротажей.

Рассмотрим экономическую эффективность предлагаемой стратегии. За 2008 год на Федоровском месторождении пробурено горизонтальных скважин:

- с использованием телесистем LWD/650 - 34;

- с применением MWD/650 и промежуточными каротажами - 30.

Среднее время строительства скважины:

- LWD/650 - 13.5 суток;

- MWD/650 - 16,5 суток.

Сравнительные показатели бурения горизонтальных скважин с использованием телесистем MWD - 650 и LWD - 650 представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Сравнительные показатели бурения горизонтальных скважин с использованием телесистем MWD - 650 и LWD - 650

Скважины	Время «чистого» бурения горизонтального участка.час.	Среднее время. час.	Общее время бурения горизонтального участка с учётом времени на каротажи. дни	Среднее время. дни.	Примечание
5628	25,9	37,8	5	7	MWD - 650
5625	49,7		8		MWD - 650
5651	35		9		MWD - 650
5676	40,6		6		MWD - 650
5643	60	51	5	5	LWD - 650
5666	51		6		LWD - 650
5668	42		4		LWD - 650

Таким образом, применение LWD - 650 при бурении горизонтальных скважин дает выигрыш в сроках строительства 2 - 4 дня, даже не смотря на ограничения в механической скорости для получения качественной записи кривых.

Бурение скважин с использованием зондов системы LWD - 650 дает возможность отказаться от 2-3 промежуточных каротажей и сократить время строительства горизонтального участка скважины с 7 до 5 суток. Экономический эффект от использования телесистемы LWD - 650 представлен в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Экономический эффект от использования телесистемы LWD - 650

№ п/п	Показатели	Ед. изм.	MWD - 650	LWD - 650
Пласт АС 4 - 8
1	Каротажи	опер. скв.	5	2
2	Время на проведение 1 каротажа	час.	12
3	Время на подготовительные работы для проведения 1 каротажа (СПО бур. бр.)	час.	12
4	Средняя стоимость проведения 1 каротажа	руб.	28432
5	Количество скважин	шт.	30
6	Стоимость 1 часа работы буровой бригады	руб.	5006,77
7	Использование долот на 1 скв.: 215,9 МЗ ГВУ R-206 215,9 СГВУ R-190 215,9 МЗ ГАУ R-233	шт. шт. шт.	3 3 -	3 - 1
8	Стоимость долот: 215,9 МЗ ГВУ R-206 215,9 СГВУ R-190 215,9 МЗ ГАУ R-233	руб. руб. руб.	45633 37416 84700
9	Стоимость долот общая на 1 скв.	руб.	249174	175966
10	Стоимость долот общая на 30 скв.	руб.	7474410	5278980
11	Амортизация 1 телесистемы в мес.	руб.	143000,00	996374,38
12	Разница амортизации телесистем в год (996374,38 - 143000,00)* 12(мес)	руб.	10240493

1. Экономия за счет сокращения количества долот:

7474410 - 5278980 = 2195430 руб.

2. Экономия за счет сокращения кол-ва операций по 1 скв.:

(5-2)* 24*5006,77+28432*(5-2) = 445783,44 руб.

3. Экономия за счет сокращения кол-ва операций по 30 скв.:

445783,44 * 30 = 13373503 руб.

4. Экономия с учетом эксплуатационных расходов на телесистему LWD - 650 относительно MWD - 650:



13373503-10240493+2195430 = 5328440 руб.

Ожидаемый экономический эффект от использования телесистемы LWD - 650 составит: 5328440 руб.

В связи с малым количеством пробуренных скважин и отсутствием опыта работы с новыми системами, о какой либо статистике говорить пока рано. На сегодня можно говорить только о максимальном сокращении непроизводительного времени на промежуточные каротажи. Резко повышается качественная сторона проводки скважины, т.к. оперативно корректируется траектория ствола в зависимости от насыщения пласта.

Вывод: оптимальной технологической стратегией будет внедрение LWD - 650. Результаты и перспективы применения систем LWD - 650:

1.Бурение скважин с использованием систем каротажа в процессе бурения даст максимально возможное сокращение промежуточных каротажей и наличие оперативной возможности корректировки траектории стволов в зависимости от насыщения, что приведет к значительному сокращению участков ствола насыщенных прорывной водой и газом.

2.При необходимости закупки новых дополнительных зондов не будет нужды закупать весь комплекс глубинного и наземного оборудования, благодаря совместимости телесистемы LWD - 650 со всем современным, разрабатываемым фирмой «Halliburton» оборудованием.

3. Устаревшие телесистем MWD-650 могут, тем не менее, продолжать применяться для бурения наклонно-направленных и водозаборных скважин. Также в приобретении телесистем MWD-650 по остаточной стоимости заинтересовано ОАО «Буринтех».

3.2 Применение геофизических исследований скважин вместо соляно-кислотной обработки

Геофизические исследования и работы в скважинах (ГИРС) - исследования, основанные на изучении естественных и искусственных физических полей во внутрискважинном, околоскважинном и межскважинном пространстве с целью:

- изучения геологического разреза и массива горных пород;

- выявления и оценки полезных ископаемых;

- контроля за разработкой месторождений полезных ископаемых и эксплуатацией подземных хранилищ газа (ПХГ);

- оценки технического состояния скважин;

- изучения продуктивных пластов;

- оценки ущерба, наносимого недрам при их использовании, а также предусматривающие проведение следующих работ:

- опробования пластов;

- отбора образцов пород и пластовых флюидов;

- различных операций с применением взрывчатых веществ (прострелочно - взрывные работы);

- интенсификации притоков флюидов из продуктивных пластов; геолого-технологических исследований в процессе бурения.

К одному из видов геофизические исследования и работы в скважинах относится:

Геолого-технологические исследования скважин (ГТИ) - измерение параметров бурения, параметров и свойств промывочной жидкости, содержания в ней углеводородов и других поступающих из вскрытых пластов флюидов; отбор и экспресс - анализ шлама, экспресс - анализ керна на буровой.

ГТИ при бурении опорных, параметрических, поисковых, оценочных, разведочных и эксплуатационных скважин должны обеспечить для изучения вскрываемого разреза:

- оперативное представление геологическим и технологическим службам бурового предприятия и заказчика информации о литологическом составе, характере насыщенности и коллекторских свойствах вскрываемых в процессе бурения горных пород;

- оперативное прогнозирование пластовых давлений;

- выдачу рекомендаций по уточнению интервалов отбора керна, проведения ГИРС и испытания пластов.

При применении ГТИ исключается стандартный каротаж при бурении скважин.

За год применение будет на 15 скважинах.

Исходные данные представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Исходные данные для расчета эффективности применения ГТИ

Показатели	Ед. изм.	Базовый период
Стоимость стандартного каротажа	руб.	43 560
в т.ч. ПЗР на базе электрорад партии	руб.	1873,75
ПЗР на скважине	руб	1798,19
Погрузка - разгрузка приборов на вертолет	Руб	563,86
Проезд партии-1кат.	руб.	6800,22
Проезд партии - 3 кат.	руб.	8551,00
Проезд партии вертолетом	руб.	3075,53
Запись КС	руб.	3652,63
Запись ПС	руб.	3652,63
Боковой каротаж	руб.	3981,30
Индукционный каротаж	руб.	4395,76
Индукционный каротаж II	руб.	5215,25
Экономический эффект на 1 скв.	руб.	Э = 0 - 43560 = -43560
Годовой экономический эффект	руб.	653400

Годовой экономический эффект:

43560*15 (СКВ.) = 653400 руб.

Испытание скважин с применением установки геофизических исследований скважин (УГИС).

Геофизические исследования в скважинах (ГИС) - измерения в скважинах параметров различных по природе физических полей, естественных или искусственно вызванных, с целью изучения:

- строения и свойств вскрытых скважиной горных пород и содержащихся в них флюидов;

- конструктивных элементов скважины;