Обоснование выбора системы разработки

Основными экономическими критериями выбора предпочтительного варианта разработки являются: накопленный чистый дисконтированный доход (НЧДД), экономически предельный срок разработки, индекс доходности дисконтированных затрат.

4.5.1 Обоснование выбора системы разработки и плотности сетки скважин

Выбор системы разработки и эффективной сетки для разбуривания залежи проводился на примере расчетных технико-экономических показателей разработки двух характерных элементов с разными геолого-физическими характеристиками (Участок 1 и Участок 2).

По результатам расчета для Участка 1 с лучшими коллекторскими свойствами, более выгодным является 3 вариант, с расположением скважин по площадной 5-ти точечной системе разработки с плотностью сетки 25 га/скв, при котором КИН на рентабельный год составит 0,348 доли ед., ЧНДД - 1676 млн.рублей, индекс доходности дисконтированных затрат - 4,41.

По Участку 2, расположенному в краевой зоне пласта с худшей характеристикой коллекторских свойств, лучшим выбран 4 вариант, с расположением скважин по площадной 5-ти точечной системе разработки с плотностью сетки 49 га/скв, при котором на рентабельный год КИН достигнет 0,298 доли ед., ЧНДД = 491 млн.рублей, индекс доходности дисконтированных затрат - 2,59.

Сопоставление технико-экономических показателей разработки средних элементов по вариантам представлены в таблице 13.

Таблица 13. Технико-экономические показатели разработки средних элементов по вариантам

N п/п	Показатели	Участок 1	Участок 2
	Варианты
	Плотность сетки, га/скв.		12,5				12,5					12,5				12,5
	Система разработки	3-х рядная блоковая	площадная пятиточечная	площадная девятиточечная	3-х рядная блоковая	площадная пятиточечная	площадная девятиточечная
	Срок разработки,	проектный
	лет	рентабельный
	Добыча нефти, тыс.т	за проектный срок
	за рентабель- ный срок
	Фонд скважин	добывающих
	нагнетат.
	Средняя обвод-ть	за проектный срок
	%	за рентабель- ный срок	93,2		94,8	94,9	94,9		93,9	93,7	94,1	92,2	94,6	94,7	94,9	95,1	92,2	93,9
	Капитальные вложения, млн.руб.
	Себестоимость	за проектный срок
	(средняя), руб/т	за рентабель- ный срок
	Чистый накопл.	за проектный срок
	дисконтированный доход,млн.руб	за рентабель- ный срок
	Срок окупаемости затрат (простой/ с дисконтом), лет	со следующего года	2 / 2	3 / 3	со след. года	со след-го года	2 / 2	3 / 3	2 / 2	2 / 2	со след. года
	КИН	технол-ий	0,361	0,329	0,362	0,342	0,336	0,353	0,368	0,361	0,316	0,339	0,317	0,340	0,332	0,309	0,341	0,358	0,348	0,301
	эконом-й	0,339	0,308	0,348	0,323	0,320	0,339	0,347	0,347	0,299	0,274	0,284	0,310	0,298	0,277	0,292	0,319	0,306	0,258
	Индекс доходности,	технол-ий	3,30	1,69	4,37	6,60	9,85	1,78	4,00	6,60	9,07	0,67	0,03	1,23	2,56	4,01	0,02	1,19	2,34	3,88
	д.ед.	эконом-й	3,33	1,75	4,41	6,61	9,85	1,84	4,05	6,61	9,07	0,75	0,11	1,29	2,59	4,02	0,13	1,28	2,37	3,88

Таким образом, сравнив все варианты, наиболее предпочтительными с технологической и экономической точек зрения были выбраны варианты применения площадной пятиточечной системы с плотностью сетки 49 и 25 га/скв. Кроме того, пятиточечная система обеспечивает максимальный коэффициент охвата сеткой скважин.

4.5.2. Экономическая оценка вариантов разработки

В пределах совместного залегания пластов и предлагается единая сетка скважин. По всем вариантам предусматривается комплекс мероприятий по интенсификации добычи нефти:

- заводнение пласта для поддержания пластового давления, при Рзаб = 45 МПа,

- забойное давление в добывающих скважинах 11 МПа,

- ввод скважин их бездействия,

- перевод добывающих скважин под закачку, при изменении системы разработки и при уплотнении сетки разбуривания скважин.

Результаты расчета технико-экономических показателей приведены в сводной табл. 14.

Таблица 14. Технико-экономические показатели по вариантам разработки Киняминского месторождения

N п/п	Показатели	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3
	Система разработки		3-х рядная блоковая	Площадная пятиточечная
	Плотность сетки скважин, га/скв.
	Срок разработки, лет	проектный
рентабельный
	Добыча нефти, тыс.т	за проектный срок	40 234	42 825	42 649
		за рентабельный срок	37 087	39 631	38 685
	Фонд скважин	добывающих
		нагнетательных
	в т.ч. из бурения	добывающих
		нагнетательных
	Средний дебит нефти, т/сут	за первый год	61,4	61,4	61,4
		за проектный срок	3,9	3,2	3,5
		за рентабельный срок	7,9	6,8	8,0
	Средняя обводненность	за проектный срок	16.9 / 98	16.9 / 98	16.9 / 98
	(начал/конечн), %	за рентабельный срок	95,7	95,5	95,2
	Капитальные вложения, млн.руб.	11 026	10 963	6 029
	Эксплутационные	за проектный срок	61 965	61 147	60 329
	затраты, млн.руб	за рентабельный срок	49 609	49 383	45 370
	Себестоимость	за проектный срок	1 540	1 428	1 414
	(средняя), руб/т	за рентабельный срок	1 338	1 246	1 173
	Чистый накопленный	за проектный срок	15 687	19 416	19 606
	дисконтированный доход, млн.руб	за рентабельный срок	15 893	19 543	19 652
	Рентабельность, %	за проектный срок
за рентабельный срок
	Индекс доходности, д.ед.	за проектный срок	3,65	4,3	5,98
за рентабельный срок	3,68	4,32	5,99
	Срок окупаемости затрат (простой / с дисконтом), лет	со следующего года
	КИН	технологический	0,382	0,406	0,404
экономический	0,354	0,377	0,368

При сопоставлении ТЭП вариантов разработки видно, что коэффициент нефтеизвлечения в Вариантах 2 и 3 (0,406 и 0,404 соответственно) превышает значение КИН, полученный в Варианте 1 (0,382). При этом при близких значениях КИН в Вариантах 2 и 3 по экономическим показателям наиболее предпочтительным является Вариант 3, в котором индекс доходности (отношение дисконтированных капитальных вложений к ЧНДД) выше: Вариант 2 – 4,3, Вариант 3 – 5,99. За рентабельный срок по Варианту 3 ЧНДД по сравнению с Вариантом 1 больше на 3759 млн.руб, по сравнению с Вариантом 2 больше на 109 млн.руб. Таким образом, соизмеряя технико-экономические результаты расчетов вариантов разработки Киняминского месторождения в целом, наиболее выгодным является и рекомендуется для дальнейшей разработки Вариант 3.

Вариант 3 предусматривает разбуривание сетки скважин по площадной пятиточечной системе с плотностью 49 га/скв. и проведением следующих мероприятий:

-проведения ГРП на 150 скважинах, расположенных в ЧНЗ,

-ввод скважин их бездействия (7 добывающих и 3 нагнетательных скважины),

-перевод 4-х разведочных скважин в действующий фонд (2 скважины в добывающий и 2 скважины в нагнетательный фонд),

-перевод добывающих скважин под закачку, при изменении системы разработки и изменении плотности сетки разбуривания скважин (53 скв.).

Накопленный чистый дисконтированный доход по Варианту 3 за рентабельный срок разработки, который составляет 35 лет, равен 19652 млн.руб, КИН при этом достигает значения 0,368. За весь срок разработки - 59 лет, НЧДД равен 19606 млн.руб, при этом достигаемый КИН – 0,404.

Оценка экономической эффективности ГТМ по рекомендуемому к разработке варианту

С целью увеличения коэффициентов извлечения нефти на Киняминском месторождении в расчет вариантов разработки заложено проведение ГРП по скважинам, расположенным в ЧНЗ. Дополнительная добыча нефти от проведения ГРП за период 2003 - 2016 гг. составила 10029 тыс.т. Экономический эффект составил 8282 млн.руб.

Дополнительная добыча нефти от применения методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) составила 1,7 млн.т. Затраты и поток наличности при применении МУН по годам показаны в табл.15. МУН проводятся с 2010 года и до конца срока разработки. ЧНДД на 2059 год составляет 525 млн.руб.

Таблица 15. Технологические показатели, эксплуатационные затраты, поток наличности при проведении МУН

Годы и периоды

дополнительная годовая добыча нефти

Кол-во скважино-операций

технол. подготов-ка нефти

стоимость работ

итого текущих затрат

налоги в дорож-ный фонд

Налог на добычу полезных ископаемых

итого платежей и налогов

всего затрат

Себес-тоимость добычи 1 тонны нефти, тыс. руб.

Поток налич-ности

Дисконт. поток налич-ности

Суммар-ный дисконт. поток налич-ности

Экономически предельный срок

За весь срок

Основные технико-экономические показатели по проведению ГРП и МУН сведены в таблице 16.

Таблица 16. Технико-экономические показатели расчета эффективности мероприятий по рекомендуемому варианту разработки.

N п/п	Показатели	ГРП	МУН
	Срок эффективности	до 2016 г.	до 2059 г.
	Дополнительная добыча нефти, тыс.т.
	Эксплутационные затраты, млн.руб.
	Себестоимость доп. добытой нефти, руб/т
	Чистый накопленный дисконтированный доход, млн.руб
	Рентабельность, %

Заключение

Анализ разработки Киняминского месторождения показал, что главной причиной отставания фактических уровней добычи от проектных, является отсутствие эксплуатационного бурения. Пробурено только 7 % проектного фонда скважин.

Действующий добывающий фонд меньше проектного в 15 раз, нагнетательный - в 12 раз. На месторождении недоформирована система заводнения.

Для уточнения уровней добычи нефти при условии возобновления бурения скважин на Киняминском месторождении и была выполнена представленная работа, в основу которой легли инженерные и экономические расчеты, выполненные при помощи впервые созданной по Киняминскому месторождению постоянно-действующей геолого-технологической модели. Моделирование процессов фильтрации осуществлялось в программном комплексе «ECLIPSE».

Оперативно пересчитанные балансовые запасы нефти составили 109,367 млн.т, что превышает запасы, числящиеся на РГФ менее чем на 1 %.

На полное развитие Киняминского месторождения было рассмотрено 3 варианта разработки. Они отличаются между собой системами размещения добывающих и нагнетательных скважин и плотностью сетки скважин.

В расчетных вариантах были учтены геолого-технические мероприятия, направленные на вывод скважин из бездействия, на интенсификацию добычи нефти.

Во всех расчетных вариантах предполагается проведение ГРП по скважинам, расположенным в чистонефтяных зонах пластов ЮС₁¹ и ЮС₁³и применение МУН.

Как показали экономические расчеты, рентабельный срок разработки Киняминского месторождения составит 35 лет и за этот период КИН достигнет значения 0,368 при предельно-рентабельной обводненности продукции 95 % и извлекаемых запасах в 40,014 млн.т.

Накопленный чистый дисконтированный доход по рекомендуемому варианту за рентабельный срок разработки составит 19652 млн.руб, за весь срок - 19606 млн.руб.

В процессе выполнения данной проектной работы была получена новая информация по результатам сейсмических исследований, интерпретации ГИС, которая должна пройти экспертизу при рассмотрении новых балансовых запасов в ГКЗ РФ.

Список литературы

1. Подсчет запасов нефти и растворенного газа месторождения имени ХХVII съезда КПСС Сургутского района Тюменской области (по состоянию на 1.01.1991г.) Тюменьгеология, Тюмень, 1991г.

2. "Технологическая схема разработки Киняминского месторождения", СибНИИНП, Янин А.Н. и др., Тюмень, 1994г.

3. "Дополнение к технологической схеме разработки Киняминского месторождения", СибНИИНП, Янин А.Н. и др., Тюмень, 1995г.

4. Бадьянов В.А., Батурин Ю.Е. "Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Западной Сибири", Свердловск, Средне-Уральское книжное издательство, 1975 г.

5. Еремин, Н.А. Современная разработка месторождений нефти и газа. Умная скважина. Интеллектуальный промысел. Виртуальная компания: учебное пособие / Н. А. Ерёмин; Рос. гос. ун-т нефти и газа им. И.М. Губкина. - Москва: Недра, 2008. - 244 с.

6. Справочник нефтяника / Авт.-сост. 10. В. Зейгман, Г. А. Шамаев. 2-е изд., доп. и перераб. - Уфа: Тау, 2005. - 272 с: ил.

7. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. - Москва: Экономика, 2000 г.;

8. Налоговый кодекс часть II (ФЗ от 05.08.2000 № 117-ФЗ)

Дата добавления: 2015-08-20