Показатели экономической эффективности совместной разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек

К совместной разработке газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек рекомендуется вариант 4 по газоконденсатным залежам и вариант 3 по нефтяным оторочкам.

Показатели экономической эффективности совместной разработки по рекомендуемому варианту представлены в таблице 4.41.

Таблица 4.41 – Показатели экономической эффективности освоения газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек по рекомендуемому варианту

Показатели	Единицы измерения	Всего	в том числе
газоконденсат вариант 4	нефть вариант 3
Фонд скважин	скв.
Добыча УВ
товарный газ	млрд.м3	460,9	456,7	4,3
конденсат, нефть	млн.т	30,4	23,8	6,6
Выручка от реализации (с НДС)	млн.р.	425 069	399 591	25 479
Капитальные вложения (с НДС)	млн.р.	140 444	103 509	36 935
Расходы на добычу и подготовку УВ (без учета налогов)	млн.р.	287 444	229 556	57 887
в т.ч. амортизация	млн.р.	127 631	96 709	30 921
Налоги и платежи	млн.р.	131 981	129 461	3 158
Внереализационные расходы	млн.р.
Чистый денежный поток	млн.р.	-15 890	25 386	-41 914
Дисконтированный чистый денежный поток	млн.р.	-14 061	1 721	-16 092
Простой срок окупаемости	лет	Нет		Нет
Чистая приведенная стоимость (NPV)	млн.р.	-14 061	1 722	-16 092
Дисконтированный срок окупаемости (PBP)	лет	Нет		Нет
Внутренняя норма рентабельности (IRR)	%	Нет	11,0%	Нет

Показатели разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек отрицательны. Чистый денежный поток составляет (-)15,9 млрд.р., чистая приведенная стоимость – (-)14,1 млрд.р.

Таким образом, при заданных экономических условиях к разработке могут быть рекомендованы только газоконденсатные залежи.

Повышение уровня показателей экономической эффективности можно достичь при оценке эффективности освоения по промысловым ценам на газ, определенным по принципам равнодоходности с экспортными ценами, а также с учетом дополнительной прибыли при реализации конденсата и нефти на экспорт или на переработку.

МЕРОПРИЯТИЯ ПО ВНЕДРЕНИЮ РЕКОМЕНДУЕМОГО ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ

Основные положения по реализации рекомендуемого варианта

Расчеты технико-экономических показателей проведены по четырем вариантам разработки газонасыщенного разреза (варианты 1,2,3,4) и по трем вариантам разработки нефтяных оторочек (варианты 1,2,3). Расчеты показали наилучшую эффективность варианта 4 (газ) и варианта 3 (нефть). Таким образом, рекомендуемый вариант разработки предусматривает совместную разработку газонасыщенных залежей по варианту 4 и нефтяных оторочек по варианту 3.

Основные положения по реализации рекомендуемого варианта разработки газоконденсатных залежей (вариант 4)

- По рекомендуемому варианту в промышленной эксплуатации будут находиться шесть объектов: I объект (газовая залежь в пласте ПК₁ – 5 скв.) II объект (газоконденсатная залежь в пласте ПК₁₈ – 3 скв.), III объект (газоконденсатная залежь в пласте АУ₇ – 4 скв.), IV объект (газоконденсатная залежь в пласте БУ_1-2 – 19 скв.), V объект (газоконденсатные залежи в пластах БУ₃¹, БУ₃², БУ₄, БУ₅⁰, БУ₅¹, БУ₅², БУ₆¹, БУ₆², БУ₇ – 9 скв.), VI объект (газоконденсатные залежи в пластах БУ₈⁰, БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³, БУ₉¹, БУ₉², БУ₉³, БУ₉⁴, БУ₁₀ – 38 скв.). Общий эксплуатационный фонд составит 78 скважин, сгруппированы на девяти кустах №№ 2, 3, 4, 5а, 5б, 6, 7, 9, 10.

- Разбуривание залежей необходимо проводить горизонтальными скважинами с увеличенными диаметрами эксплуатационных колонн и НКТ. В интервале вскрытия продуктивных пластов необходимо использовать хвостовики-фильтры (таблица 5.1).

- Для обеспечения максимальной продуктивности скважин при вскрытии продуктивного пласта используются буровые растворы на углеводородной основе, размещение горизонтальных окончаний проводится в коллекторах с наилучшими фильтрационными характеристиками – предусмотрен комплекс ГИС в процессе проводки горизонтального участка.

- В процессе вскрытия многопластовых объектов (V и VI) необходимо обеспечить равномерное дренирование по разрезу. Решение по выбору целевых пластов принимается по результатам уточнения геологического строения в ходе эксплуатационного разбуривания на основе гидродинамического моделирования. Рекомендуемая схема размещения горизонтальных окончаний показана выше на рисунке 3.24 и в графических приложениях.

Таблица 5.1 – Рекомендуемая конструкция эксплуатационных скважин

Объект

Пласты

№ скв.

Альт.

Отход по гориз.

А.о.кровли (точка входа)

А.о. нач.гориз. участка

А.о.забоя

Длина гор.участка

Проходка по пласту

ЭК

Хвостовик

НКТ

(*для вариан-тов 2 и 3)

ПК1

24,3

150 м Глубина кровли ПК1 по стволу (1128 м)

Боковой ствол в интервале ПК1 (хвостовик-фильтр 168)

ПК18-19

178+фильтр в интервале ПК18

АУ7

178+фильтр в интервале АУ7

БУ1-2

245(в кровлю)

178 + фильтр в гор. участке

БУ3-7

2411 (БУ3)

2637 (БУ7)

178+фильтр в интервале БУ3-7

БУ8-9

2709 (БУ8^0)

2809 (БУ9^1)

около 300

178 (в кровлю БУ8^0)

Фильтр 127 в интервале БУ8-9

БУ8-9   Двухзаб.

2788 (БУ8^0)

2797 (БУ8^0) 2813 (БУ8^1)

около 500

245 (в кровлю БУ8^0)

Фильтр 168 Фильтр 168

- Для осуществления контроля за давлением по разрезу шестого объекта определены три скважины со вскрытием только одного (целевого) пласта горизонтальным окончанием №324 (БУ_9-1), №320 (БУ_8-1) и №328 (БУ_8-1), при этом вышележащие пласты VI объекта перекрываются эксплуатационной колонной.

- Всего потребуется дополнительное бурение 47 скважин, в т.ч. бурение 9 двухзабойных скважин (VI объект), а также бурение боковых горизонтальных стволов в 3 разведочных скважинах №№ 132-р, 134-р и 111-р (на VI объект).

- Период постоянных отборов – 5 лет (2012-2016 гг) с годовым отбором пластового газа – 33.83 – 33.09 млрд.м³. Максимальный годовой отбор С5+в составит 2070 тыс.т в 2011 г.

- Сроки ввода мощностей: ввод второго пускового комплекса второй очереди (+7 млрд.м³/год) – октябрь 2009 г, третьего пускового комплекса второй очереди (+7 млрд.м³/год) – декабрь 2010 г. Ввод установки по деэтанизации конденсата – ноябрь 2010 г.

- Режим эксплуатации скважин – без превышения предельно-допустимой депрессии на пласт: ПК₁ – 0.35 МПа, АУ₇ и БУ_1-2 – 2.5 МПа, БУ_3-7 и БУ_8-10 – 8 МПа.

- Срок начала компрессорной эксплуатации – июль 2012 года. Максимальная рабочая мощность 180 МВт (установленная с учетом резерва 320 МВт). Работа агрегатов в четыре ступени. Общее количество агрегатов ГПА-Ц16 – 20 шт. (с учетом резерва). Общее количество агрегатов ГТН-Ц6.3 (ввод после 2031 г) – 8 шт. (с учетом резерва).

- Вариантом 4 предусматривается сохранение резерва пластовой энергии в сеноманской газовой залежи (ПК₁) за счет относительно небольшого отбора газа до 2019 г в объеме 1.1 млрд.м³/год существующими скважинами (№№ 107-Р, 106, 108, 109, 110). Дальнейшее разбуривание сеноманской залежи и реконструкция имеющихся мощностей по сбору и подготовке сеноманского газа не предусматривается.

- В 2019 г обводняющиеся скважины IV объекта (БУ_1-2) переводятся в категорию нагнетательных для реализации ППД, которое будет обеспечиваться внутрискважинным перетоком газа из ПК₁ в БУ_1-2 за счет разницы в пластовых давлениях (на устьях скважины закрыты). В обводненных скважинах БУ_1-2 после ремонта и установки соответствующего оборудования (в т.ч. измерительного) производится вскрытие разреза в интервале ПК₁.

- По прогнозным расчетам, в 2019 г пусковой комплекс для ППД должен состоять из четырех скважин, две из которых (№206 и №210) уже будут находиться в простое по причине обводнения, а две другие (№207 и №205) к 2019 г будут работать с признаками пластовой воды. Стартовые дебиты перетока (нагнетания) газа в среднем составят около 1400 тыс.м³/сут. Наращивание объмов перетока (или нагнетания) сеноманского газа в БУ_1-2 (с 2 млрд.м³/год до 3 млрд.м³/год) будет происходить в течение 2019-2024 гг, затем объем перетока будет сокращаться и составит 1.3 млрд.м³/год к 2040 г. К этому времени фонд нагнетательных скважин на БУ_1-2 составит 15 ед., фонд добывающих сквжин – 4 ед. Перевод скважин в нагнетальные должен происходить в т.ч. прорыва «сухого» газа к забоям добывающих скважин.

- Коэффициенты газо- и конденсатоотдачи составят 76,76% и 49,82% на конец 2035 года. Технология реализации рекомендуемого варианта приведена выше в таблице 4.19, а также в последующих разделах. Характеристика основных показателей разработки рекомендуемого варианта приведена в таблице 5.2. Сроки прогнозируемого выбытия скважин в таблице 5.3.

Таблица 5.2 – Характеристика рекомендуемого варианта (газ и конденсат)

Таблица 5.3 – Сроки прогнозируемого выбытия скважин

5.1.2 Основные положения по реализации рекомендуемого варианта разработки нефтяных оторочек в пластах БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³ (вариант 3)

- Этап 1 – пробная эксплуатация (ПЭ) нефтяных оторочек пластов БУ₈², БУ₈³ начиная с II кв. 2012 г двумя добывающими скважинами №№ 622, 633 (куст №6Н) с горизонтальными окончаниями длиной 800 м. Максимальный уровень добычи нефти на период ПЭ (19.9 тыс.т) достигается в первый год эксплуатации (2012 г).

- Конструкция скважин: эксплуатационная колонна диаметром 168 мм в кровлю объекта, хвостовик-фильтр диаметром 114 мм, НКТ диаметром 73 мм (обогрев НКТ электрическим кабелем), механизированная добыча ЭЦН.

- 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.

- Этап 2 – опытно-промышленная эксплуатация (ОПЭ), начиная с 2016 г с поэтапным (в течение 4-х лет) вводом дополнительных добывающих скважин (23 ед.: БУ₈¹ – 15 ед., БУ₈² – +4 ед., БУ₈³ – +4 ед.) в пределах лицензионного участка в районах с имеющейся и проектируемой инфраструктурой (для добычи газа и конденсата). Дополнительно потребуется шесть кустов №№ 1Н, 2Н, 3Н, 4Н, 9Н, 10Н. Максимальный уровень добычи нефти (126.9 тыс.т в год) на период ОПЭ достигается на шестой год разработки (2017 г) или на третий год после начала опытно-промышленной эксплуатации.

- Цель ОПЭ – завершение программы доразведки нефтяных оторочек (перевод запасов в кат.С1), получение дополнительной информации для подсчета запасов нефти, проведения технико-экономической оценки дальнейшей стратегии разработки.

- Этап 3 – полное развитие промысла для поддержания достигнутого на этапе ОПЭ максимального уровня добычи нефти, а также его увеличения. Предусматривается максимальная доразведка и вовлечение оставшейся части запасов нефти размещением еще 57 скважин на западном берегу Тазовской губы (БУ₈¹ – +27 ед., БУ₈² – +13 ед., БУ₈³ – +17 ед.). Потребуется расширение имеющихся нефтяных кустов и два дополнительных куста (№5Н и №11Н). Таким образом, общий фонд добывающих скважин по варианту 3 составит 82 ед. (2 скв. – пробная эксплуатация, +23 скв. – опытно-промышленная эксплуатация, +57 скв. – полное развитие).

- В рекомендуемом варианте максимальный уровень добычи нефти (678.6 тыс.т/год) достигается на десятый год разработки (2021 г) или на третий год после начала промышленной эксплуатации. Коэффицент извлечения нефти (КИН) составит 0.171 (на 2040 г), однако КИН в пределах зоны размещения скважин достигает утвержденного в ГКЗ значения.

- Утилизация попутного нефтяного газа компремированием с подачей в газопровод. Утилизация пластовой воды в период ПЭ на ГФУ, в период ОПЭ и полного развития закачка воды в поглощающие скважины (3 ед.). Подача товарной нефти в конденсатопровод.

- Более подробно технология реализации рекомендуемого варианта показана в таблице 5.4, а также в последующих разделах.

Таблица 5.4 – Технология реализации рекомендуемого варианта разработки нефтяных оторочек

Дата добавления: 2015-07-25