Показатели экономической эффективности

Расчет показателей экономической эффективности произведен по двадцати вариантам, на базе технологических показателей в зависимости от способов разработки, системы размещения скважин, расстояния между скважинами (см. таблицу 3.20).

Цена на нефть принята по аналогии с ценой на конденсат и составляет 2875 р./т. в соответствии с письмом ООО «Новатэк-Юрхаровнефтегаз» №3148 ОРМ НУ от 24.07.2009г.

По всем вариантам при заданных технологических и экономических условиях показатели экономической эффективности отрицательны.

Для выбора варианта подобрана минимально-рентабельная цена при условии достижения внутренней нормы рентабельности 15%. Минимально-рентабельная цена на нефть составит 25643 р./т. Показатели экономической эффективности при минимально-рентабельной цене представлены в таблице 3.24.

Наилучшие показатели экономической эффективности достигаются по двадцатому варианту. По данному варианту технико-экономические показатели следующие:

- капитальные вложения – 5 289 млн.р.;

- из них строительство скважин – 4080 млн.р.;

- эксплуатационные расходы – 9 031 млн.р.;

- чистый доход – 15 535 млн.р.;

- внутренняя норма доходности – 15%;

- доход государства – 7 466 млн.р.

- при норме дисконтирования 10%

- чистый дисконтированный доход – 1 833 млн.р.;

- индекс доходности затрат – 1,14

- индекс доходности – 1,35;

- сорок окупаемости – 9 лет

- дисконтированный доход государства – 2 877 млн.р.

- при норме дисконтирования 15%

- чистый дисконтированный доход – 0 млн.р.;

- индекс доходности затрат – 0,9

- индекс доходности – 1;

- срок окупаемости - нет

- дисконтированный доход государства – 2 301 млн.р.

Исходя из анализа выполненных расчетов, а также принимая во внимание одновременный ввод в разработку газо- и нефтенасыщенной частей залежи, наибольшие коэффициенты нефтеотдачи по оторочке пласта БУ₈² достигаются при внедрении барьерного заводнения с поддержанием пластового давления на первоначальном уровне. Однако, реализация указанного способа сопряжена со значительными объемами закачки воды, которые многократно возрастут при одновременном истощении газовой шапки. Аналогичная ситуация будет наблюдаться и при использовании других методов ППД, что делает этот процесс трудно реализуемым.

Учитывая изложенное, для практической реализации на этапе ОПЭ предлагается система разработки, обеспечивающая достижение утвержденных КИН без поддержания пластовой энергии при равномерной системе размещения скважин с расстоянием между забоями 700 м. На последующих этапах разработки для повышения нефтеотдачи, рекомендуется внедрение барьерного заводнения закачкой в приконтактную зону ГНК добываемой попутной воды.

Таблица 3.24 – Основные технико-экономические показатели вариантов разработки нефтяной оторочки пласта БУ₈² при минимальной рентабельной цене на нефть 25643 р./т

Концепция дальнейшей разработки месторождения и выбор расчетных вариантов

Стратегия разработки газовой и газоконденсатных залежей Юрхаровского НГКМ, подробно рассмотрена в предыдущих проектных документах [6,8]. Она предполагает максимально возможное освоение месторождения с берега минимальным фондом скважин увеличенного диаметра, имеющих горизонтальные окончания и большие отклонения от вертикали в сторону акватории (до 3,5 км).

В рамках предыдущего проектного документа были решены следующие задачи:

1. Окончательно обоснована величина годового отбора газа с точки зрения оптимальной разработки месторождения.

2. Выявлена оптимальная конструкция скважин.

3. Установлена оптимальная длина горизонтальных окончаний скважин и характер их проводки в продуктивных пластах.

4. Рассмотрено влияние прогнозируемой продуктивности скважин на показатели разработки месторождения и даны рекомендации для ее возможного увеличения.

5. Проведена оценка технологической и технико-экономической эффективности разработки месторождения с дополнительным строительством кустовой площадки в акватории Тазовской губы.

В настоящей работе представлены новые варианты дальнейшей разработки Юрхаровского НГКМ, которые выбраны с учетом:

- Основных положений предыдущего проектного документа (стратегия и технология освоения, максимальный уровень отбора УВ).

- Фактически пробуренных скважин и построенных на месторождении добывающих мощностей по состоянию на 1.01.2009 г, а также величины фактического отбора УВ.

- Результатов уточнения геологического строения месторождения (уточнены величины запасов УВ, открыты новые залежи в составе объектов).

- Возможностей реализации предыдущих проектных решений (отклонен вариант строительства искусственного острова в акватории Тазовской губы).

- Фактического опыта освоения месторождения, а именно результатов бурения добывающих скважин увеличенного диаметра с большими отходами от вертикали.

- Необходимостью ввода в пробную эксплуатацию нефтяных оторочек

- Ситуации на рынке УВ-сырья, возможными колебаниями спроса на газ.

К рассмотрению предложены 5 вариантов разработки газонасыщенной части разреза и 3 варианта разработки нефтяных оторочек.

Варианты разработки (газ и газоконденсат, I-VI объекты)

Вариант 0

В соответствии с требованиями нормативных документов, для уже введенного в разработку месторождения, производится технико-экономическая оценка дополнительных мероприятий, которые предлагаются в новых вариантах разработки. Предлагаемый комплекс мероприятий, как правило, позволяет достичь прироста объемов добычи в сравнении с вариантом, в котором эти мероприятия отсутствуют (базовый вариант).

Юрхаровское НГКМ находится в стадии эксплуатационного разбуривания, наращиваются мощности по подготовке газа. В качестве базового варианта разработки (вариант 0) принят сценарий остановки бурения скважин и ввода мощностей, начиная с 1.01.2009 г. Разработка месторождения будет продолжена имеющимся фондом скважин (31 ед.) с объемом годовой добычи газа порядка 16 млрд.м³/год с учетом фактического ввода двух линий по подготовке газа производительностью 9 и 7 млрд.м³/год, в том числе с отбором сеноманского газа на уровне 1.1 млрд.м³/год. В качестве мероприятий по поддержанию добычи газа в базовом варианте предусматривается только ввод ДКС.

Вариант 1

Вариантом 1 предусматривается воспроизведение на уточненной модели предыдущих проектных решений по разработке ЮНГКМ («Технологическая схема разработки», вариант 2а, 2006 г). В варианте 1 учтены основные положения, ранее принятые в варианте 2а:

- схема размещения добывающих скважин с учетом фактического местоположения забоев уже пробуренных скважин (рисунок 3.23), которая также предусматривает бурение 10-ти скважин с искусственного острова в акватории Тазовской губы на пласты БУ_3-6 и БУ_8-9 (1 и 9 скважин, соответственно);

- график бурения скважин, скорректированный с учетом фактического ввода скважин (таблица 3.25), в том числе предусматривающий ввод в 2010-2011 г 8 горизонтальных скважин для разработки сеноманской газовой залежи (дополнительно к 4 пробуренным ранее);

- ранее принятый график ввода и рабочие параметры мощностей по промысловому сбору газа, подготовке и ДКС, в том числе ввод сеноманской УКПГ производительностью 4 млрд.м³/год в 2010 г. попутной воды.

Рисунок 3.23 – Схема размещения добывающих скважин по варианту 1 (газ) (соответствует варианту 2а «Технологической схемы...» 2006 г)

Таблица 3.25 – График ввода скважин по вариантам разработки (газ)

Таким образом, по варианту 1 потребуется дополнительное бурение 53 скважин, расконсервация 3 разведочных скважин №№ 101-р, 111-р, 122-р и бурение бокового ствола в скважине №132-р (общий фонд скважин достигнет уровня 88 ед.). Следует отметить, что размещение забоев скважин по варианту 1 проведено только в пластах, которые учтены в предыдущем проекте. Вариантом не предусматривается разработка новых открытых залежей в пластах БУ₃², БУ₄, БУ₅², БУ₆¹, БУ₉², БУ₉³, БУ₉⁴, БУ₁₀.

Вариант 2

Как отмечалось выше, проектные решения 2006 г предусматривали разработку отдельных объектов месторождения как с берега, так и с кустовой площадки в акватории Тазовской губы (10 скважин на пласты БУ_3-6 и БУ_8-9). Однако, по результатам рассмотрения проекта в надзорных органах и инстанциях, и после выполнения ряда исследовательских работ, решено отказаться от строительства острова в ближайшие годы (по экологическим, технологическим и экономическим причинам).

Кроме этого, тенденция сокращения спроса на природный газ как на источник топлива, вынуждает временно отказаться от полномасштабной разработки сеноманской газовой залежи и обратить усилия на первоочередное освоение газоконденсатных пластов.

За прошедший период с момента утверждения «Технологической схемы разработки» на месторождении открыты новые газоконденсатные залежи в пластах БУ₃², БУ₄, БУ₅², БУ₆¹, БУ₉², БУ₉³, БУ₉⁴, БУ₁₀. Вовлечение в разработку запасов перечисленных залежей позволит достичь ранее обозначенный максимальный уровень добычи пластового газа в объеме 33 млрд.м³/год без полномасштабной разработки сеномана.

Фактический опыт освоения месторождения, а именно результаты бурения добывающих скважин увеличенного диаметра с большими отходами от вертикали, полностью подтвердили высокую продуктивность таких скважин. Более того, реализуемый при бурении скважин комплекс мероприятий (использование комплексов ГИС при проводке горизонтальных окончаний, высокоэффективные буровые растворы) позволило существенно понизить степень несовершенства скважин по характеру вскрытия пласта, как и было рекомендовано в предыдущем проекте. На месторождении пробурена скважина №332 (БУ_8-9), фактическое отклонение которой от вертикали в сторону акватории превысило проектное на 1,5 км. Данное обстоятельство позволяет утверждать, что применяемые технологии бурения позволят достичь отхода в сторону акватории более 4 км при бурении скважин на шестой объект (БУ_8-10). Появляется возможность заменить скважины, которые предполагалось пробурить с острова, скважинами, пробуренными с берега (новая кустовая площадка №9). С целью повышения добывных возможностей данных скважин, предлагается проводка в них двух горизонтальных окончаний на разные пласты и оснащение НКТ диаметром 168 мм.

Таким образом, вариантом 2 предусматривается освоение месторождения полностью с берега (рисунок 3.24) и достижение ранее принятого проектного профиля добычи с максимальным отбором газа 33 млрд.м³/год. Потребуется дополнительное бурение 49 скважин, в т.ч. бурение 9 двухзабойных скважин, а также бурение боковых горизонтальных стволов в 3 разведочных скважинах №№ 132-р, 134-р и 111-р (общий фонд пробуренных скважин достигнет уровня 80 ед., см. таблицу 3.25).

В варианте 2 активную разработку сеноманской залежи предполагается начать в 2019 г возвратным фондом скважин. По мере обводнения скважин четвертого объекта (БУ_1-2) производится ликвидация основного ствола с последующим бурением горизонтальных стволов на сеноман. Общее число скважин, в которых возможна последующая зарезка боковых стволов по мере их обводнения, составляет 12 ед. До 2019 г добыча газа из сеноманской залежи будет осуществляться ранее пробуренными горизонтальными скважинами (4 ед.) в объеме около 1.1 млрд.м³/год.

Вариант 3

Расчеты технологических показателей по варианту 3 предусматривают сценарий существенного снижения спроса на газ и сокращение добычи на месторождении. По сравнению с вариантом 2 в варианте 3 уровень отбора пластового газа (начиная с 2010 г) сокращен на 30% (т.е. до 24 млрд.м³/год) и поддерживается на этом уровне в дальнейший период. При этом, бурение скважин и ввод мощностей по подготовке производится в плановом объеме (соответствующим варианту 2). Исключением является мощность и компоновка ДКС, ввод которой происходит позднее, чем по варианту 2.

Вариантом 3 предусматривается также остановка добычи газа из сеноманской залежи с середины 2009 г до конца 2011 г. Начиная с 1.01.2012 г отбор газа из сеноманской залежи производится только в I и IV кварталах каждого года. Полномасштабная разработка сеноманской залежи начинается в 2020-х годах с целью поддержания общего падения добычи газа. Для этого, как и в варианте 2, используется бурение боковых стволов в обводняющихся скважинах БУ_1-2.

Вариант 4

Общепринятая в последние десятилетия практика разработки газоконденсатных залежей в режиме истощения пластовой энергии, безусловно, была актуальна в условиях возрастающего спроса на газ и низких ценах на нефть.

Рисунок 3.24 – Схема размещения добывающих скважин по вариантам 2,3 и 4 (газ)

При технико-экономическом обосновании коэффициентов извлечения конденсата (ТЭО КИК), как правило, рекомендуется режим истощения пластовой энергии, как наиболее рентабельный метод достижения максимальной конденсатоотдачи. В результате, утвержденные ГКЗ «извлекаемые» запасы конденсата составляют не более 65% от геологических (а фактически, не более 55-60% с учетом более высокой величины конечного пластового давления).

Практика разработки газоконденсатных залежей и лабораторные эксперименты полностью подтверждают способность конденсатосодержащего газа сохранять жидкие УВ в парообразной фазе в зависимости от давления. Причем количество «сохраненной» части С5+в и объем пластовых «потерь» зависит от величины давления, что (теоретически) позволяет добиться сокращения потерь конденсата при реализации методов ППД в любом (даже малом) объеме. (*Практикой разработки пока не доказано ретроградное испарение конденсата при предельно низких давлениях). Недостатком применения традиционных методов ППД при разработке газоконденсатных залежей является величина затраченной энергии на их реализацию.

Другим способом «сохранения» массы С5+в в пластовом газе является организация закачки «сухого» газа при давлениях, превышающих давление начала конденсации отдельных фракций С5+в. В результате, происходит обратное испарение отдельных «выпавших» фракций, насыщенный газ поступает к забоям добывающих скважин, осушается и вновь закачивается в пласт (весь или его часть). Реализация «сайклинга» возможна при любом давлении, однако рентабельность сайклинг-проекта зависит от момента его старта и объемов реализации. Рентабельность сайклинга сопоставима с методами ППД, но она всегда на порядок ниже вариантов разработки залежей на истощение, поскольку циклическая закачка газа также требует существенных затрат энергии.

Таким образом, практическое применение методов повышения конденсатоотдачи зависит от наличия очень дешевой энергии. Кроме того, в условиях существующих экологических требований КПД используемой энергии должен быть очень высок. Решением данной проблемы является использование энергии самого месторождения без высвобождения энергии наружу, т.е. использование пластового потенциала залежей с высоким давлением (например, выявленных в разрезе месторождения). При этом передача энергии (давление, масса газа) осуществляется посредством заборных и нагнетательных скважин. Возможна также организация перетока флюидов между пластами внутри скважин. С другой стороны, использование запасов газа и энергии глубокозалегающих залежей для ППД в вышележащих пластах влечет за собой также потери конденсата, которым еще более богаты глубокие газонасыщенные пласты. Возможно использование пластовой воды, однако из-за ее малой подвижности (относительно газа), потребуется бурение большого количества водозаборных и, соответственно, нагнетательных скважин.

Новая стратегия разработки Юрхаровского НГКМ (см. вариант 2) подразумевает сохранение резерва пластовой энергии в «верхней» сеноманской газовой залежи (ПК₁), несмотря на то, что на сегодняшний день пластовое давление в ПК₁ (10.5 МПа) гораздо ниже пластового давления в активно разрабатываемых нижележащих залежах АУ-БУ (БУ_1-2 – 18 МПа). При предполагаемом в варианте 2 распределении отбора газа между объектами, пластовые давления в залежах ПК₁ и БУ_1-2 сравняются уже на 2019-2020 г, что в перспективе позволит организовать переток газа (а, следовательно, и переток пластовой энергии) из ПК₁ в БУ_1-2. Кроме возможности ППД, относительно «сухой» сеноманский газ может быть использован и как «адсорбент» для уже выпавших фракции С5+в в пласте БУ_1-2.

Таким образом, рекомендован к рассмотрению вариант 4, в котором предусматривается использование пластовой энергии газа сеноманской залежи ПК₁ для повышения конденсатоотдачи в пласте БУ_1-2 на завершающей стадии разработки. Вариант 4 рассматривается также в соответствии с рекомендациями ЦКР (протокол ТО ЦКР РОСНЕДРА по ЯНАО № 02-07 от 14.05.07.).

3.6.2 Варианты разработки (нефтяные оторочки залежей БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³ – VII объект)

Выбор расчетных вариантов разработки нефтяных оторочек проведен исходя из обоснованной в подразделе 3.5 оптимальной плотности сетки скважин, наиболее эффективной для разработки нефтяной оторочки зележи пласта БУ₈². Разработку нефтяных оторочек (седьмой объект) планируется проводить системой наклонно-направленных скважин с горизонтальными окончаниями (ЭК d168 мм, хвостовик-фильтр d114 мм, НКТ d89 мм), в режиме истощения пластовой энергии совместно с разработкой газонасыщенной части (газовыми шапками) пластов БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³ шестого эксплуатационного объекта.

К рассмотрению предлагается три варианта, которые отличаются между собой полнотой охвата дренированием запасов нефти, учитывающие длительность и технические возможности освоения объекта.

Вариант 1

На первом этапе вариантом 1 предусматривается организация пробной эксплуатации нефтяных оторочек в выборочных пластах (БУ₈², БУ₈³) с размещением двух добывающих скважин (№№622, 633 с горизонтальным окончанием 800 м) в категории запасов С1. Цель пробной эксплуатации – получение дополнительной информации для подсчета запасов нефти, проведения технико-экономической оценки дальнейшей стратегии разработки, уточнение продуктивности скважин и объекта в целом. По результатам пробной эксплуатации должны быть уточнены количество и местоположение эксплуатационных скважин, проектируемых к бурению в пределах разведанного контура с запасами категории С₁+С₂, ориентировочные уровни добычи нефти и попутного газа на период дальнейшей эксплуатации.

На втором этапе вариантом 1 предусматривается дальнейшая доразведка и освоение нефтяных оторочек с размещением дополнительных добывающих скважин (23 ед.) в пределах лицензионного участка в районах с имеющейся и проектируемой инфраструктурой (планируемой к строительству для добычи газа из остальных объектов месторождения). Бурение скважин на период пробной и промышленной эксплуатации осуществляется с кустовых площадок, расположенных на западном побережье Тазовской губы (рисунок 3.25). Разработка предполагает бурение скважин со сверхдлинными отходами в сторону акватории (до 4 км). Таким образом, общий фонд добывающих нефтяных скважин по варианту 1 составляет 25 ед.

Разработка оторочек проводится совместно с разработкой газовых шапок. В связи с этим в варианте 1 предлагается разместить горизонтальные окончания скважин вблизи внутреннего контура ГНК (и параллельно ему) с целью «перехвата» запасов нефти, движущихся по направлению к центру газовой шапки.

Вариант 2

По результатам расчетов по варианту 1 должны быть сделаны выводы о полноте извлечения утвержденных запасов нефти. Цель расчетов по варианту 2 – наиболее полный охват дренированием запасов нефти для достижения максимальных значений КИН.

Как и в варианте 1, после 3-х лет пробной эксплуатации (2 скважины) предусматривается этап ОПЭ – дальнейшая доразведка и освоение нефтяных оторочек с размещением дополнительных добывающих скважин (23 ед.). Схема размещения данных скважин соответствует варианту 1. Для поддержания достигнутого на этапе ОПЭ максимального уровня добычи нефти на третьем этапе (полное развитие) предусматривается максимальная доразведка и вовлечение оставшейся части запасов нефти размещением еще 94 скважин, как в пределах лицензионного участка, так и за его пределами, в т.ч. 37 скважин на восточном побережье Тазовской губы (рисунок 3.26). Таким образом, общий фонд добывающих нефтяных скважин по варианту 2 составляет 119 ед.

Рисунок 3.25 – Схема размещения добывающих газовых скважин (объект VI) и нефтяных скважин (объект VII) для разработки нефтегазоконденсатных залежей пластов БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³ по варианту 1 (нефть)

Рисунок 3.26 – Схема размещения добывающих газовых скважин (объект VI) и нефтяных скважин (объект VII) для разработки нефтегазоконденсатных залежей пластов БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³ по варианту 2 (нефть)

Вариант 3

Для достижения утвержденного КИН вариантом 2 предусматривается размещение добывающих скважин на восточном берегу Тазовской губы, транспорт нефти на западный берег должен осуществляться по подводному нефтепроводу. Реализация данной схемы практически не осуществима по следующим причинам:

1. Восточное побережье Тазовской губы в районе Юрхаровского месторождения является охраняемой региональными законами территорией, на которой размещаются объекты историко-культурного наследия коренных народностей ЯНАО.

2. По результатам экологических экспертиз, прокладка подводного нефтепровода по дну Тазовской губы в районе Юрхаровского месторождения нанесет непоправимый ущерб среде обитания и нереста ценных пород рыб.

Данные обстоятельства являются существенным препятствием не только для реализации врианта 2, а вообще для организации добычи нефти как на восточном берегу Тазовской губы, так и в акватории. В результате, около 60% геологических запасов нефти в нефтяных оторочках фактически являются неизвлекаемыми.

Вариант 3 предусматривает технологически и экологически реализуемую схему разработки нефтяных оторочек только с западного берега Тазовской губы с максимально возможным достижением утвержденного в ГКЗ значения КИН в границах зоны размещения скважин. Таким образом, за вычетом 37 скважин восточного берега, общий фонд добывающих скважин по варианту 3 составит 82 ед. (2 скв. – пробная эксплуатация, +23 скв. – опытно-промышленная эксплуатация, +57 скв. – полное развитие). Схема размещения скважин соответствует варианту 2 (скважины западного берега).

Дата добавления: 2015-07-25