МСС. М. Т. Нухаев подпись, дата должность, ученая степень инициалы, фамилия
 Скачать 2.59 Mb.
|
|
тыс. м 3 ГС МЗС 42 Как видно, несмотря на то, что многозабойная скважина 772 была запущена на 3 месяца позже, накопленная добыча МЗС на данный момент в два раза больше, чем для ГС 226. К 11 ноября 2015 г. МЗС за 2 месяца работы добыла столько же нефти, сколько ГС за 6 месяцев. В первую очередь это связано с тем, что стартовый дебит МЗС в 2 раза больше, чем для ГС (см. рисунок 21). Рисунок 21 – Зависимость дебита МЗС и ГС по нефти от времени Для оценки экономической эффективности в программе Excel составлена таблица экономической оценки скважин, учитывающая капитальные затраты на бурение, заканчивание и обустройство скважин, операционные затраты и прочие расходы [14]. Для дальнейших экономических расчетов в экономической модели использовались данные, указанные в таблице 16. Таблица 16 – Экономические параметры модели Параметр Ед. измерения Значение Курс доллара руб/долл 60,9579 Стоимость нефти долл/барр 51,23 Стоимость нефти млн. руб/м 3 0,0196 Тариф на электроэнергию млн. руб/кВт 0,0000032 НДПИ на 2015 год млн. руб/м 3 0,00648 0 100 200 300 400 500 600 700 800 30.06.15 19.08.15 08.10.15 27.11.15 16.01.16 06.03.16 25.04.16 14.06.16 м 3 /сут ГС МЗС 43 Окончание таблицы 16 Параметр Ед. измерения Значение НДПИ на 2016 год млн. руб/м 3 0,00725 НДПИ на 2017 и последующие года млн. руб/м 3 0,00778 1 м бурения ГС млн. руб 0,049 1 м бурения МЗС млн. руб 0,055 Покупка, доставка и установка фильтра-хвостовика перфорированного 114 мм млн. руб 1,655 Спуск НКТ с насосом, вызов притока млн. руб 0,83 Обустройство скважины (укрытия, прокладывание трубопровода и т.д.) млн. руб 10,1 Насос 538P11SSD (150 ст)+СУ+трансформатор+кабели+ПЭД млн. руб 5,22 Насос 400P6SSD (196 ст)+СУ+трансформатор+кабели+ПЭД млн. руб 5,57 МЗС имеет большие капитальные затраты в размере 267,7 млн.руб. и на данный момент имеет накопленный чистый денежный поток в размере 995,7 млн. руб. При этом период окупаемости составляет 1 месяц [11]. ГС имеет меньшие капитальные затраты в размере 228,5 млн.руб. и на данный момент имеет накопленный чистый денежный поток в размере 404,4 млн. руб. При этом период окупаемости составляет 3 месяца (см. рисунок 22). Рисунок 22 – Сравнение ЧДП МЗС и ГС Несмотря на большие затраты (на 39,2 млн. руб) и поздний ввод в эксплуатацию по отношению к ГС (позже на 3 месяца), МЗС окупает эти дополнительные затраты за 2,8 месяца и дает дополнительный накопленный ЧДП в размере 631,9 млн. руб (см. рисунок 23). -400 -200 0 200 400 600 800 1000 1200 05.06.15 25.07.15 13.09.15 02.11.15 22.12.15 10.02.16 31.03.16 млн. руб ГС МЗС 44 Рисунок 23 – Зависимость разницы между ЧДП МЗС и ГС от времени Все это говорит о том, что МЗС имеет преимущество по сравнению с ГС как с технологической, так и с экономической точки зрения. Однако, несмотря на использование фактических данных, нельзя точно сказать, эффективны МЗС по сравнению с ГС или нет, так как в данном анализе сравнивались две разные скважины. Теперь проведем сравнительный анализ технологических и экономических показателей скважин 772 МЗС и 772 ГС (если бы скважина 772 была горизонтальной, без дополнительных боковых стволов), используя выгрузку из гидродинамической модели пласта Нх-I для скважины 772 и экономическую модель. Рисунок 24 – Зависимость накопленной добычи от времени для 772 МЗС и 772 ГС -600 -400 -200 0 200 400 600 800 01.09.15 21.10.15 10.12.15 29.01.16 19.03.16 млн. руб 0 100000 200000 300000 400000 500000 600000 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 м 3 ГС МЗС 45 Как видно на Рисунок 24, МЗС рентабельно эксплуатируется до 2031 года, в то время как ГС эксплуатируется до 2033 года. Несмотря на это, МЗС отбирает за 16 лет работы на 18,1 тыс.т больше, чем ГС за 18 лет. Это говорит о том, что МЗС обеспечивает больший охват пласта. Больший охват приводит к большему стартовому дебиту МЗС (см. рисунок 25). Сокращение периода эксплуатации скважины говорит об интенсифицирующем действии МЗС. Рисунок 25 – Зависимость дебита скважины по нефти от времени МЗС при капитальных затратах 267,7 млн. руб. дает чистый дисконтированный доход к 2031 году при ставках дисконта от 15 до 20 % в диапазоне от 2289,5 до 2594,8 млн. руб. ГС при капитальных затратах 228,5 млн. руб. дает чистый дисконтированный доход к 2033 году при ставках дисконта от 15 до 20 % в диапазоне от 2214,6 до 2515,2 млн. руб. Очевидно, что МЗС чуть более экономически эффективнее, чем ГС (см. рисунок 26). Рисунок 26 – Сравнение NPV МЗС и ГС 0 200 400 600 800 2015 2020 2025 2030 2035 м 3 /сут ГС МЗС -500 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 млн. руб ГС (ставка дисконта 15%) ГС (ставка дисконта 20%) МЗС (ставка дисконта 15%) МЗС (ставка дисконта 20%) 46 Экономическое сравнение технологий ГС и МЗС показывает, что дополнительные затраты на применение технологии МЗС вместо ГС в размере 39,2 млн. руб. окупаются уже в 2015 году. Прибыльность этой технологии растет до 2018 года, а затем начинает медленно падать. Это связано с тем, что разница между дебитами МЗС и ГС начинает падать, что связано с большей для МЗС выработкой пластового давления из-за большего отобранного из пласта объема флюидов. В итоге МЗС обеспечивает дополнительную прибыль по сравнению с ГС при ставках дисконтирования от 15 до 20% в размере от 123,4 млн. руб. до 130,4 млн. руб. Рисунок 27 – Зависимость разницы между NPV МЗС и ГС по времени Экономическая и технологическая эффективность МЗС в сравнении с ГС подтверждается фактическими и расчетными данными. Можно с уверенностью говорить о том, что бурение МЗС в пласте Нх-I является перспективным направлением разработки пласта. Однако, необходимо также сделать выводы о том, можно ли увеличить эффективность этих скважин. 3.6 Анализ возможностей повышения эффективности многозабойных скважин пласта Нх-I Для повышения эффективности МЗС необходимо определить её оптимальный дизайн. Для этого нужно определить оптимальные геометрические параметры, которые будут давать максимальный технологический и, в первую очередь, экономический эффект. Такими геометрическими параметрами дизайна скважины являются длина основного ствола, длина боковых стволов, частота боковых стволов (сколько приходится боковых стволов на 100 м основного ствола), глубина -50,00 0,00 50,00 100,00 150,00 200,00 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 млн. руб Ставка дисконта 15% Ставка дисконта 20% 47 основного ствола относительно кровли пласта Нх-I и зенитный угол боковых стволов. Определение оптимальных геометрических параметров производилось на основе выгрузки из гидродинамической модели пласта Нх-I для скважины 772 и вышеуказанной экономической модели. Для определения оптимальной длины основного ствола были созданы 5 гидродинамических моделей с длиной основного ствола скважины от 600 до 1000 м. Результаты расчета накопленной добычи подставлялись в экономическую модель, которая определяла экономическую эффективность каждого варианта в виде NPV. Оптимальная длина определялась исходя из максимального технологического и, в первую очередь, экономического эффекта. Рисунок 28 – Анализ оптимальной длины основного ствола Результаты показали, что оптимальная длина основного ствола скважины, как с технологической, так и с экономической точки зрения составляет 800 м. При такой длине накопленная добыча нефти на момент окончания рентабельной работы скважины составляет 499,4 тыс. т, а NPV при ставках дисконтирования от 15 до 20% варьируется в пределах от 2365,5 до 2692,9 млн. руб. Для определения оптимальной длины боковых стволов были созданы 4 гидродинамические модели с длинами боковых стволов скважины от 100 до 400 м. Результаты расчета накопленной добычи подставлялись в экономическую модель, которая определяла экономическую эффективность каждого варианта в виде NPV. Оптимальная длина боковых стволов определялась исходя из максимального технологического и, в первую очередь, экономического эффекта. 2300 2350 2400 2450 2500 2550 2600 2650 2700 2750 486000 488000 490000 492000 494000 496000 498000 500000 500 600 700 800 900 1000 1100 NPV, млн. руб Нак. добыча, м 3 Длина основного ствола, м Нак. добыча NPV (ставка дисконта 15%) NPV (ставка дисконта 20%) 48 Рисунок 29 – Анализ оптимальной длины боковых стволов Результаты анализа показали, что оптимальная длина боковых стволов скважины с технологической точки зрения составляет 275 м, а с экономической точки зрения – 285 м. Однако, в первую очередь важен экономический эффект, поэтому была выбрана оптимальная длина 285 м. Ограничение по проходке на долото в пласте Нх-I в зависимости от параметров бурения составляет 350-450 м, поэтому боковые стволы 285 м можно пробурить одним долотом. При такой длине накопленная добыча нефти на момент окончания рентабельной работы скважины составляет 507,1 тыс. т, а NPV при ставках дисконтирования от 15 до 20% варьируется в пределах от 2483,1 до 2795,6 млн. руб. Для определения оптимальной частоты боковых стволов были созданы 5 гидродинамических моделей с частотой боковых стволов скважины от 0,25 до 1,25 боковых стволов на 100 м основного ствола. Результаты расчета накопленной добычи подставлялись в экономическую модель, которая определяла экономическую эффективность каждого варианта в виде NPV. Оптимальная частота боковых стволов определялась исходя из максимального технологического и, в первую очередь, экономического эффекта. Рисунок 30 – Анализ оптимальной частоты боковых стволов 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 455000 465000 475000 485000 495000 505000 0 100 200 300 400 500 NPV, млн. руб Нак. добыча, м 3 Длина боковых стволов, м Нак. добыча NPV (ставка дисконта 15%) NPV (ставка дисконта 20%) 2000 2200 2400 2600 2800 3000 430000 450000 470000 490000 510000 530000 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 NPV, млн. руб Нак. добыча, м 3 Частота боковых стволов, ств/100 м Нак. добыча NPV (ставка дисконта 15%) NPV (ставка дисконта 20%) 49 Результаты анализа показали, что оптимальная частота боковых стволов скважины с экономической точки зрения составляет 0,9 стволов на 100 м основного ствола. В нашем случае, при длине основного ствола 800 м количество боковых стволов будет составлять 7,2, то есть 7 стволов (или 0,875 ств/100 м). С точки зрения технологического эффекта накопленная добыча продолжает расти при увеличении частоты боковых стволов, но, несмотря на это, бóльшие затраты в таком случае уменьшают экономическую эффективность. При оптимальной частоте боковых стволов накопленная добыча нефти на момент окончания рентабельной работы скважины составляет 535,2 тыс. т, а NPV при ставках дисконтирования от 15 до 20% варьируется в пределах от 2621,8 до 2941,9 млн. руб. Для определения оптимальной глубины основного ствола относительно кровли пласта Нх-I были созданы 4 гидродинамические модели с глубинами основного ствола от 0,5 до 3 м. Результаты расчета накопленной добычи подставлялись в экономическую модель, которая определяла экономическую эффективность каждого варианта в виде NPV. Оптимальная глубина основного ствола относительно кровли пласта Нх-I определялась исходя из максимального технологического и, в первую очередь, экономического эффекта. Рисунок 31 – Анализ оптимальной глубины основного ствола относительно кровли пласта Нх-I Результаты анализа показали, что оптимальная глубина основного ствола составляет 2,1 м. Такая глубина объясняется тем, что в зоне кровли пласта в определенный момент начинает образовываться газовая шапка и газ начинает прорываться в скважину, а в зоне подошвы своё влияние оказывает приток воды от скважин ППД, который также снижает дебит по нефти. 1900 2100 2300 2500 2700 2900 3100 410000 430000 450000 470000 490000 510000 530000 550000 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 NPV, млн. руб Нак. добыча, м 3 Глубина основного ствола, м Нак. добыча NPV (ставка дисконта 15%) NPV (ставка дисконта 20%) 50 При оптимальной глубине накопленная добыча нефти на момент окончания рентабельной работы скважины составляет 554,7 тыс. т, а NPV при ставках дисконтирования от 15 до 20% варьируется в пределах от 2708,5 до 3023,9 млн. руб. Для определения оптимального зенитного угла боковых стволов были созданы 4 гидродинамические модели с углами боковых стволов от 89,08° до 90,92°. Результаты расчета накопленной добычи подставлялись в экономическую модель, которая определяла экономическую эффективность каждого варианта в виде NPV. Оптимальный зенитный угол боковых стволов определялся исходя из максимального технологического и, в первую очередь, экономического эффекта. Рисунок 32 – Анализ оптимального зенитного угла боковых стволов Результаты анализа показали, что оптимальный зенитный угол боковых стволов составляет 91,8°. Зависимости накопленной добычи нефти и NPV от зенитного угла боковых стволов имеют косинусоидальный характер. Это связано с несколькими нюансами. Во-первых, при зенитном угле боковых стволов равному зенитному углу основного ствола (91,3°) поток флюидов в боковые стволы мешает потоку флюидов в основной ствол, что приводит к меньшей накопленной добыче, чем при зенитном угле боковых стволов 92,22°. Во-вторых, исходя из вышеуказанных соображений, при зенитных углах боковых стволов меньше 91,3° накопленная добыча должна быть больше, чем при 91,3°, однако в расчетах это не так. Это вызвано тем, что нижняя часть пласта Нх-I, куда идут боковые стволы при зенитных углах меньше 91,3°, имеет ухудшенные ФЕС. В-третьих, обращает на себя внимание то, что, несмотря на меньшую накопленную добычу нефти, оптимальный зенитный угол боковых стволов является более экономически эффективным, чем для углов 91,3° и 92,22°. Это 2500 2600 2700 2800 2900 3000 3100 530000 535000 540000 545000 550000 555000 90,3 90,8 91,3 91,8 92,3 NPV, млн. руб Нак. добыча, м 3 Зенитный угол боковых стволов, град. Нак. добыча NPV (ставка дисконта 15%) NPV (ставка дисконта 20%) 51 связано с тем, что при оптимальном зенитном угле в течение первых 7 лет скважина имеет дебит чуть больше, чем при других зенитных углах, а в последующие 8 лет работы – чуть меньше. Прибыль от нефти, добытой за первые 7 лет работы, больше, чем дальнейшие потери в течение 8 лет при меньших дебитах из-за того, что коэффициенты дисконтирования в первые 7 лет гораздо больше, чем в последующие 8 лет. Кроме того, период рентабельной эксплуатации на 1 год меньше, чем для двух других углов. То же касается и зенитных углов 90,38° и 90,84°. При оптимальном зенитном угле боковых стволов накопленная добыча нефти на момент окончания рентабельной работы скважины составляет 537,5 тыс. т, а NPV при ставках дисконтирования от 15 до 20% варьируется в пределах от 2710,4 до 3033,6 млн. руб. Таким образом, оптимальный дизайн скважины должен иметь длину основного ствола 800 м, длину боковых стволов 285 м, частоту боковых стволов 0,875 ств/100 м, глубина основного ствола относительно кровли пласта Нх-I 2,1 м и зенитный угол боковых стволов 91,8°. Применение оптимального дизайна на скважине вместо базового 772 позволило бы увеличить накопленную добычу нефти на 43,8 тыс. т и при этом сократить период эксплуатации на 1 год, увеличить NPV на 383,4-390,7 млн. руб., однако этот дизайн можно использовать и на других скважинах этого же пласта. Рисунок 33 – Сравнение NPV базовой и оптимальной МЗС Для того, чтобы определить, на каких скважинах можно эффективно применить этот дизайн сначала нужно определить минимальные геологические параметры, при которых скважина по сравнению с ГС не будет давать ни прибыль, ни убытки. -500 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 NPV, млн. руб МЗС базовая (ставка дисконта 15%) МЗС базовая (ставка дисконта 20%) МЗС оптимальная (ставка дисконта 15%) МЗС оптимальная (ставка дисконта 20%) 52 3.7 Определение геологических условий эффективного применения многозабойных скважин Необходимо определить минимальные геологические параметры, такие как kh и пористость, при которых применение МЗС вместо ГС будет минимально экономически эффективно. Анализ минимальных геологических параметров будет производиться на основе выгрузки из гидродинамической модели пласта Нх-I для скважины 772, у которой будут изменяться средняя проницаемость и пористость, при каждом варианте будут браться результаты расчета добычи скважины и эти затем эти результаты будут загружаться в вышеуказанную экономическую модель, которая будет определять экономическую эффективность каждого варианта до тех пор, пока не будет определено минимальное экономически эффективное значение того или иного геологического параметра. Минимальный NPV определялся исходя из того, что индекс доходности от проведения мероприятия по бурению МЗС вместо ГС должен быть не меньше единицы. Так как дополнительные капитальные затраты для МЗС в сравнении с ГС составляют 68,6 млн. руб, то минимальный NPV должен быть равен 68,6 млн. руб. Для определения минимального эффективного значения kh на моделях было рассчитано 5 вариантов со значениями kh от 100 до 200 мД*м и определены соответствующие им NPV. На основе этих данных был составлен график зависимости NPV от kh при разных ставках дисконтирования. Для значений меньше 100 мД*м был сделан прогноз на основе полиномиальной функции 3 степени с очень большим коэффициентом достоверности. Рисунок 34 – Анализ минимального экономически эффективного значения kh для бурения МЗС вместо ГС Результаты анализа показали, что при пессимистичном прогнозе со ставкой дисконта 20% минимальная величина эффективного kh составит 86 мД*м. y = 0,0012x 3 - 0,6129x 2 + 100,73x - 4861,2 R² = 0,9909 68,6 168,6 268,6 368,6 468,6 568,6 668,6 768,6 75 95 115 135 155 175 195 |