Експресен метод за оценка на пределно рентабилни технологични параметри и икономически

В петролната промишленост на региона често възникват въпроси относно оперативната приблизителна оценка на по-ниските пределно рентабилни нива на добив на нефт от кладенци (qn.beginning) в нововъведени в експлоатация (и „стари”) полета, кумулативното производство на нефт на сондажен кладенец (Qn.rentab.), както и потенциалната ефективност на инвестирането на средства в развитието на полето.

Тези параметри представляват интерес за големи и малки петролни компании, инвеститори, различни консултантски фирми, федерални и регионални служители, участващи в контрола на използването на недрата, провеждане на търгове и конкурси за продажба на подземни парцели на петролни компании.

Основните цели на статията:

предоставят ориентировъчни данни за оценката qn.begin. и Qн.rentab. за находища с различни геоложки и технически условия на разработка и териториално разположение;
да се определи въз основа на получените изключително рентабилни технологични показатели потенциалната икономическа ефективност от разработването на находището
идентифицират тенденциите в технологичните и икономически параметри в зависимост от условията на разработване на находището.

При посочените параметри qn.begin. и Qn.profit ние разбираме показатели, които осигуряват минималната приемлива икономическа рентабилност, т.е. Вътрешната норма на възвръщаемост „IRR“ се приема за 10%.

Всички изчисления са направени за условията на петролните предприятия, работещи в Ханти-Мансийския автономен окръг през 2003 г. Общият брой на разгледаните варианти е 171.

Изчислени са ограничаващите параметри qn.begin. и Qn.rentab както за "нови" (неразработени) находища с различна степен на отдалеченост от райони с развита инфраструктура, така и за "стари", експлоатиранинаходища (пробиване на кладенци за запълване или пробиване на маргинални зони на находища).

За нови находища при изчисленията бяха взети предвид следните условия като основни променливи фактори, влияещи върху финансовите резултати на проекта:

различна отдалеченост на находището от разработената площ - 0, 50, 100, 150, 200, 250 и 300 km. Това се отразява на разходите за изграждане на външни съоръжения;
различен общ проектен фонд от сондажни кладенци в находището - 50, 100, 150, 200, 250, 300, 400 и 500 кладенци;
използването на различни системи за разработване - със съотношение на производствени и инжекционни кладенци 1:1, 2:1, 3:1. Това е характерно за 5, 7, 9-точкови (триредни) ударни системи, които най-често се използват в практиката.

Определени са изключително рентабилни параметри за „стари” находища, също с различни системи на разработване. Тези полета, като правило, не изискват капиталови инвестиции за създаването на основните съоръжения за нефтени находища и реконструкцията на екстериора.

В допълнение към горното трябва да се отбележи, че:

Вариантните изчисления са извършени в динамика за 30-годишен период.
Средната дълбочина на пробитите кладенци се приема еднаква за всички варианти - 2800 m.
Дебитът на нови кладенци за петрол, за удобство на изчислението, се приема за постоянен за всички нововъведени в експлоатация кладенци на разглеждания вариант.
Годишният процент на спад в добива на петрол в зависимост от стойността на първоначалния добив е 7–11%.
В зависимост от началния дебит, натрупаният WOR варира от 1,3 (за нископропускливи резервоари) до 2,3 (за високопродуктивни резервоари).
При изчисляване на технологичните показатели на разработката е прието условието за постоянство на дебита на течността във времето, т.е.qzh=конст.
Динамиката на средния дебит на нефт се описва с експоненциална зависимост:

, където qн(t) е средният дебит на нефт през текущата година;

– коефициент на спад на добива на нефт;

qn.begin – начален дебит на нефт от въведени в експлоатация добивни кладенци;

qn.con - крайният дебит на нефт от производствените кладенци.

В допълнение към горепосочените приети технологични условия за разработване на находище, при извършване на изчисленията са взети предвид основните икономически фактори:

Цената на петрола в страната е 3 хиляди рубли/тон, за износ - 21 долара/бар, делът на износа е 35%.
Курсът на долара е 31 рубли / $.
Транспортни разходи: в страната - 135 рубли / т, за износ - 25 $ / т.
Разходните стандарти, които формират себестойността на производството на нефт, са сравними с техните средни стойности, типични за находищата, разработени в Ханти-Мансийския автономен окръг през 2003 г. (виж таблица 1).

При оценката на капиталовите инвестиции са използвани специфични стойности на разходите, които са били валидни към датата на изчисленията, т.е. през 2003 г. (виж таблица 2).

Таблица 1. Разходни стандарти за изчисляване на разходите за производство на петрол

Таблица 2. Разходни ставки за изчисляване на капиталовите инвестиции

При изчисленията бяха приети следните условия:

изграждане на не повече от 16 насочени сондажа на една площадка;
разстоянието между подложките на храстите се приема за 2,5 km;
Единичната цена на изграждането на външен транспортен тръбопровод в изчисленията се диференцира по полета в зависимост от максималното ниво на годишен добив на нефт:

малък депозит, по-малко от 100 хиляди тона / година - 2,2 милиона рубли / км (≈d219 mm);
голямо находище, повече от 1 милион тона/година - 6 милиона рубли/км (≈d426 mm);
за среднонаходища с нива на добив на нефт от 100 хиляди тона до 1 милион тона, цената на изграждането на 1 km от външния транспортен тръбопровод е определена чрез интерполация между посочените крайни позиции. Резултатите от изчисленията са систематизирани в таблица 3.

На фигура 1 е представена графична интерпретация на зависимостта на изследваните гранични технологични показатели от променливите параметри.

Таблица 3. Оценка на пределно рентабилните нива на добив на нефт и добив на нефт за 1 сондажен кладенец за нововъведени в експлоатация находища

Фиг.1. Зависимост на пределно рентабилния начален дебит на нефт qн. рано от запаса от производствени кладенци за различна отдалеченост на находището

Анализирайки получените резултати, може да се отбележи следното:

С малък общ запас от кладенци, значително въздействие върху qn.begin. оказва отдалечеността на депозита. Влиянието на стойността на общия запас от кладенци върху началния дебит на нефт е толкова по-малко, колкото по-малка е отдалечеността на находището от райони с развита инфраструктура и обратно (Таблица 3 и Фиг. 1).
Съотношението на броя на производствените и инжекционните кладенци има доста силно влияние върху индекса qn.in (виж фиг. 2).

Например, при проектен фонд от 100 кладенци, максималният рентабилен входящ дебит на нефт за по-малко интензивни системи (9 и 7 точки) при други фиксирани условия трябва да бъде най-малко 20-22 тона / ден, за „твърда“ 5-точкова система - най-малко 30 тона / ден.

Фиг.2. Зависимост на пределно рентабилния начален дебит на нефт от системата за разработване на находището

Това показва, че колкото по-голям е броят на инжекционните кладенци на 1 производствен кладенец, толкова по-голям е броят на направените разходи.възвръщаемост и колкото по-висока трябва да е стойността на първоначалния среден дебит на нефт.

Анализирайки получените резултати, например за типична 7-точкова система за разработване на находища, може да се отбележи следното:

Минималната изчислена стойност на кумулативния нефтен добив за находище, разположено в развита зона (отдалеченост - 0 км) с фонд от 500 сондажни кладенци и входящ дебит от 15 тона/ден, е приблизително 39 хиляди тона/кладенец. (Таблица 3 и Фиг. 1).
За находище, разположено на 300 км с планиран фонд от 50 сондажни кладенци, максималният рентабилен начален дебит на нефт трябва да бъде най-малко 61 тона на ден със специфичен кумулативен добив на нефт на сондажен кладенец от 108 хиляди тона.
За средно поле, отдалечено от основните комуникационни съоръжения на 100 km с общ фонд от 100 сондажни кладенци, максималните рентабилни технологични показатели ще бъдат както следва: начален дебит на нефт - 22 тона / ден; нефтен добив, натрупан за 30 години - 54 хиляди тона на 1 сондаж.

За "стари" находища, които не изискват особено големи разходи, дебитът на входящия нефт варира от 12 до 18 тона / ден, натрупаният добив на нефт на 1 пробито кладенец (производство + инжектиране) - 30-37 хиляди тона / кладенец. Трябва да се отбележи, че всички получени изчислени технологични показатели ще осигурят на инвеститора „изключително печеливша“ работа на депозита (IRR = 10%).

Въз основа на пределните технологични параметри е възможно да се определи приблизителната потенциална икономическа ефективност (вътрешна норма на възвръщаемост "IRR") на разработването на определено находище. Може да се предвиди въз основа на сравнение на получените пределни рентабилни вложени количества петрол (вижте таблица 3) с индикативни стойности, които могат да бъдат включени в проектните документи. Заразлични дадени условия (отдалеченост на находището, планиран запас от кладенци, система за разработване), степента на влияние на първоначалния дебит на нефт върху промяната на нормата на възвръщаемост не е еднаква.

Според направените изчисления, за находище с разстояние 100 км и проектен фонд от 300 кладенци (7-точкова система за разработване), минималният начален дебит на нефт трябва да бъде 18 тона на ден. Стойността на IRR в този случай е 10%, т.е. нашата минимална допустима доходност. Чрез изчисления е изчислено, че увеличаването на вложения добив на петрол с 1 тон/ден води до увеличение на нормата на възвръщаемост с приблизително 0,9%. Функционалната зависимост на вътрешната норма на възвращаемост от началния дебит на нефт има линейна форма (виж фиг. 3).

Фиг.3. Влияние на отдалечеността на находището и фонда на проекта върху нормата на възвръщаемост при промяна на първоначалния дебит на нефт

По този начин, ако прогнозната стойност на средния първоначален дебит на кладенеца е 19 тона/ден, IRR ще бъде 10,9%. За да може стойността на вътрешната норма на възвращаемост да достигне например стойност от 20%, проектното ниво на средния първоначален добив на петрол трябва да бъде приблизително 29 тона / ден.

За други разглеждани съотношения на отдалеченост и запас от кладенци, промяната в първоначалния дебит на нефт с 1 тон / ден води до отклонение на нормата на възвръщаемост (от базовата стойност от 10%) с 0,2–1,3% (виж таблица 4).

Таблица 4.

Ъгълът на наклона на правата спрямо абсцисата на фиг. 3 пряко зависи от отдалечеността на обекта на изследване и проектния фонд на кладенеца. Колкото по-лоши са тези параметри (малък фонд + значително разстояние), толкова по-малък е наклонът на правата линия и толкова по-малко значими промени претърпява индексът на ефективност с увеличаване на началния дебит на масло. Обратно, висок запас от кладенци в комбинация слекото отдалечаване осигурява по-голямо увеличение на IRR с увеличаване на началния дебит с 1 t/ден.

По този начин предложеният експресен метод за бърза оценка на пределно рентабилните технологични параметри на добива на нефт и икономическата ефективност на разработването на нефтени находища (преди етапа на изготвяне на проектен документ) включва следните стъпки:

Определяне за настоящите условия на разработване на находището на максималната рентабилна стойност на първоначалния среден дебит на нефт и натрупания нефтен добив на 1 сондажен кладенец, като се използва изчислената база данни (Таблица 3). Намерените гранични стойности, които отговарят на дадените условия, могат да служат като насока за специалистите разработчици, които вземат предпроектни решения за избора на технологични параметри, които осигуряват рентабилността на проекта.
Сравнение на нивото на входния пределно рентабилен дебит на петрол с неговата приблизителна очаквана стойност, определяне на разликата между тях и следователно обема на петрола, който носи печалба.
Приложение на двумерен масив "начален дебит на нефт - норма на възвръщаемост" за конкретни технологични и географски условия на находището с цел идентифициране на степента на изменение на икономическия ефект.
Определяне на общата стойност на рентабилността на средствата, инвестирани в разработването на находището.

Получените резултати са информационната база за тези, които вземат решение за целесъобразността на инвестирането на етапа, предшестващ подготовката на проектния документ.

Таблица 5. Ръст на вътрешната норма на възвръщаемост с увеличение на средния първоначален дебит на нефт от кладенец с 1 t/ден

Предложените таблици могат да се използват от ТО на ЦК на ХМАО и ЦК на Министерството на енергетиката, които нямат възможност дана своите срещи бързо да проверяват надеждността на показателите за ефективност на разработката, представени от проектантите.

Формирането на представения масив от данни изисква еднократни разходи за труд. Получената информация може да се използва за определен период от време (например година), когато действат относително стабилни икономически условия, без да претърпяват кардинални промени.

Когато се променят икономическите условия на развитие (например падащи цени на петрола, нарастващи разходи и т.н.), е необходимо да се преразгледат изключително печелившите технологични параметри. Сравнението на новополучените резултати с предходните ще позволи да се направят изводи за тенденциите в тяхното изменение.

По този начин статията представя приблизителни пределно рентабилни технологични параметри за разработване на находища, характеризиращи се с различни геоложки и технологични условия и териториално разположение, както и идентифицира тенденции в икономическите параметри в зависимост от условията на разработване.