CC BY
152
УДК 622.323
ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ МОРСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
© Сергей Александрович НЕХАЕВ
Российский экономический университет им. Г.В. Плеханова, г. Москва, Российская Федерация, аспирант, кафедра математических методов в экономике, e-mail: sergenekhaev@mail.ru
Практика освоения нефтяных месторождений свидетельствует о том, что экономическая эффективность их разработки в значительной степени обусловлена режимом нефтедобычи, характеризующимся показателями интенсивности извлечения углеводородного сырья (нефти): общим числом скважин на месторождении, динамикой их ввода в промышленную добычу и объемами добычи с каждой из них. Вместе с тем при обосновании проектов нефтедобычи весьма распространенным является мнение проектантов о преждевременности решения задач управления темпом отбора сырья на ранних стадиях разработки проекта, которые должны рассматриваться в рамках нефтяного инжиниринга без учета экономических аспектов. Это часто приводит к снижению эффективности всего проекта из-за невозможности управления режимом нефтедобычи на его поздних стадиях.
Выход из подобной ситуации видится в обосновании решения по режиму извлечения сырья на предпроектной стадии и его дальнейшего уточнения на последующих этапах проектирования с учетом не только геологических, гидродинамических и технологических параметров месторождения, но и экономических результатов освоения месторождения в целом.
Особенно значима такая постановка задачи для новых регионов нефтедобычи. Перспективные объемы ресурсов углеводородов сосредоточены в труднодоступных регионах: Восточная Сибирь, Ямал, шельфы замерзающих арктических и субарктических морей, глубоководные шельфы. Данные регионы характеризуются суровыми природно-климатическими условиями, отдаленностью от существующей инфраструктуры, необходимостью разработки инновационных технологий для освоения перспективных месторождений. Сочетание перечисленных факторов позволяет отнести такие участки к группе высокой степени сложности. Если для хорошо изученного нефтегазового региона ошибка в выборе темпа добычи сырья может оказаться не столь критичной, то для новых месторождений в неосвоенных регионах стоимость ошибки может кратно превышать экономический эффект от реализации всей добываемой нефти.
В статье рассматривается вопрос экономического обоснования оптимальных параметров системы разработки для морского нефтяного месторождения в Российской Арктике, расположенного в Печорском море. В данном исследовании экономическим критерием оптимизации является максимум чистого приведенного дохода (NPV) от освоения месторождения. В качестве параметров, характеризующих систему разработки месторождения, используются общий фонд скважин и длина горизонтального участка каждой скважины. На основе построенного численного симулятора получены экономически оптимальные параметры для рассматриваемого примера месторождения в Печорском море.
Ключевые слова: оптимизация системы разработки месторождения; длина горизонтального ствола скважины; арктический шельф.
Освоение морских нефтяных месторождений в Российской Арктике является одним из наиболее капиталоемких среди всех шельфовых проектов. Учитывая высокие затраты таких проектов нефтедобычи, положительный и достаточный экономический эффект может быть достигнут только при тщательном поиске экономически оптимальных технологических решений. На текущий момент на этапах детального проектирования данная задача решается путем привлечения зарубежных инжиниринговых подрядчиков. Тем не менее, как показывает мировая практика освоения морских месторождений, зачастую принимаются экономически неопти-
мальные решения. Одной из множества причин принятия экономически неоптимальных решений является ошибочная позиция проектантов о преждевременности поиска оптимальной системы разработки месторождения на ранних стадиях подготовки проекта. Необходимо учесть, что на последующих этапах перехода к разобщенным детальным моделям (геологическим, гидродинамическим, инфраструктурным, экономическим и пр.) и значительному объему входной информации, несмотря на высокий уровень экспертизы задействованного персонала, найти оптимальное решение в многофакторной среде становится практически невозможно, при
этом уточнить найденное ранее решение, близкое к оптимальному, представляется вполне реализуемым.
В данной статье поставлена задача экономической оптимизации системы разработки морского месторождения, приведено общее описание используемой технико-экономической модели месторождения, а также качественное описание сценариев освоения месторождения, дано описание численной модели и приведены результаты расчетов.
В работах [1; 2] представлен подход к определению экономически оптимальных параметров системы разработки нефтяного месторождения (числа скважин и пикового уровня добычи нефти) по критерию максимума NPV. В настоящей статье рассматривается частный случай такой оптимизационной задачи - шельфовое месторождение в Российской Арктике.
Шельфовому месторождению характерен постоянный темп ввода скважин до достижения пикового уровня добычи нефти. Постоянный темп бурения на морском месторождении является следствием ограничения мощности бурового оборудования, расположенного на нефтегазодобывающей платформе. Для профиля добычи «пик» [1; 2] наиболее оптимальным является ввод скважин с максимально быстрым темпом, наибольшая эффективность достигается при разбурива-нии месторождения в первый год. В данном частном случае при наличии заданного ограничения сверху на темп бурения, пиковый уровень добычи нефти пропорционален только общему фонду скважин.
Входным параметром в задаче оптимизации, рассмотренной в [1; 2], является дебит добывающей скважины. При освоении морских месторождений в связи с необходимостью охватить всю залежь из одной точки бурения применяются горизонтальные скважины. Дебит такой скважины зависит от длины горизонтального участка. С увеличением длины горизонтального участка скважины увеличивается стоимость ее строительства. Самостоятельно задача выбора оптимальной длины горизонтального ствола скважины, заключающаяся в поиске баланса между приростом продуктивности скважины и затратами на этот прирост, широко освещена в литературе [3-6].
В данном исследовании задача выбора оптимальной длины горизонтального участка решается одновременно с выбором оптимального количества (фонда) скважин на месторождении. Таким образом, задача оптимизации сводится к определению пары значений оптимального числа скважин и оптимальной длины горизонтального ствола скважины, приводящей к максимуму чистого приведенного дохода от разработки месторождения.
Для учета особенностей частной задачи, рассматриваемой в данной статье, необходимо ввести некоторые допущения. Продуктивность горизонтальной скважины зависит от длины горизонтального участка Ь и соотношения размеров области дренирования
ЬХ .
і
А-Іхіу
ік
Рис. 1. Область дренирования горизонтальной скважины
Показатель А - площадь, приходящаяся на скважину, имеет существенный смысл для рассматриваемой задачи, т. к. для заранее определенной площади месторождения величина А обратно пропорциональна числу скважин и по своей сути является параметром оптимизации. В работе Батлера [7] утверждается, что для любой фиксированной площади А существует оптимальное соотношение размеров области дренирования, которое приводит к максимальному дебиту от скважины:
(1)
Данное выражение избавляет от необходимости дополнительного обоснования оптимального соотношения геометрических размеров области дренирования.
і
У
Примем, что во времени дебит нефти от скважины задается моделью Арпса [1].
q0 (t) = ■
qo
(l + bDt)
(2)
где - пусковой дебит нефти от скважины,
задаваемый моделью Батлера [7]; Б - коэффициент непрерывного падения дебита нефти; Ь - показатель падения, 0 < Ь < 1.
Дебит жидкости от скважины постоянный (месторождение разрабатывается заводнением). Все извлекаемые запасы будут добыты при бесконечно долгой эксплуатации скважины.
В соответствии с шельфовой спецификой будем использовать модель профиля добычи «пик», который согласно [1; 2] может быть задан как:
Qo(t) = WqoT,. Je-D(t-')ds,0 < t < Td
Qo(t) = nwqTL (1 - e -Dt ),t > T,,
, (3)
где Щ - темп бурения; Т - время эксплуатации скважины (дней в году); Пм>а - общее число (фонд) скважин; Т - период разбури-вания месторождения.
Используем экономическую модель, представленную в работе [1]. Капитальные затраты на бурение скважин и локальное обустройство прямо пропорциональны числу скважин Сарех({) = См1Ж1 для t > 0, где Сж -стоимость скважины и соответствующего локального обустройства. Капитальные вложения в инфраструктуру учитываются в момент ввода месторождения в эксплуатацию и являются линейной функцией С = Со + спОор максимального уровня добычи на пике Qop, где с7 0 - постоянные капитальные затраты; с - маржинальные капитальные затраты на расширение пропускной способности по нефти.
Эксплуатационные затраты заданы линейной функцией
Opex(t) = Qj + (aw + alqlTy )nw (t),
где aw - удельные годовые затраты на обслуживание локальных объектов (в расчете на одну добывающую скважину); а: -
удельные затраты на подъем и обработку тонны жидкости, а также на закачку воды, компенсирующей отбор жидкости; a - годовые затраты на обслуживание объектов
инфраструктуры ai = aiо + anQop; nw(t) -
число действующих в момент времени t добывающих скважин.
В качестве критерия эффективности примем чистый приведенный доход (NPV):
T
NPV = JFCF(t)e-rt,t - cwnwi - Cjо - CjiQop, (4)
о
где FCF(t) - чистый денежный поток в момент времени t:
FCF(t) = (1 - 0)[Re v(t) - Opex(t) -- DA(t)] - Capex (t) + DA(t) ’
0 - ставка налога на прибыль (в долях единицы), Re v(t) = p0Q0 (t) - годовая выручка
от продажи нефти po - net-back цена нефти на скважине за вычетом НДПИ; DA(t) -амортизационные отчисления; r - номинальный (непрерывный) коэффициент дисконтирования.
Рассмотрим месторождение, расположенное в транзитной прибрежной зоне Печорского моря. Представляется возможным частично охватить нефтяную залежь бурением с берега, при этом основная часть запасов должна быть разработана с применением морских объектов обустройства. Для данного случая возможен ряд концепций, среди которых должна быть найдена наиболее экономически оправданная. В примере рассмотрены 4 варианта освоения месторождения. Единым решением для всех четырех вариантов является первоочередной ввод в эксплуатацию нефтяных запасов бурением с берега. Эффективность данного блока (бурение с берега) носит аддитивный эффект и его оптимизация носит самостоятельный характер.
о
•<
Проведем оценку следующих сценариев:
а) морская ледостойкая платформа полного цикла, обеспечивающая бурение 6 скважин / год, отгрузка подготовленной продукции на танкера в море. Подготовленная продукция с берегового куста скважин доставляется по трубопроводу на береговой резерву-арный парк;
б) морская ледостойкая платформа полного цикла, обеспечивающая бурение 6 скважин / год, отгрузка подготовленной продукции на танкера в море. Подготовленная продукция с берегового куста скважин доставляется автотранспортом по зимнику на береговой резервуарный парк;
в) буровая платформа в море, обеспечивающая бурение 6 скважин / год, транспорт скважинной жидкости на береговую установку подготовки нефти. Подготовленная продукция с берегового куста скважин и морской платформы доставляется по трубопроводу на береговой резервуарный парк;
г) подводный добычной комплекс, бурение 3 скважин / год, транспорт скважинной
Стоимостные
жидкости на береговую установку подготовки нефти. Подготовленная продукция с берегового куста скважин и морских скважин доставляется по трубопроводу на береговой резервуарный парк.
В табл. 1 приведены стоимостные параметры описанных сценариев со следующей нумерацией: 1 - береговой куст скважин, трубопроводный транспорт продукции; 2 -береговой куст скважин, транспортировка по зимнику; 3 - морская платформа с модулем подготовки; 4 - буровая морская платформа, подготовка продукции на берегу; 5 - подводный добычной комплекс, подготовка продукции на берегу.
Параметры, приведенные в табл. 1, являются входными для численного расчетного модуля. В процессе расчета производится полный перебор значений фонда скважин (Пм>а) и длины горизонтального ствола скважины ( Ь ) по следующей схеме: на каждой очередной итерации фиксируется темп отбора (пм>а, Ь) из перебираемого диапазона.
Таблица 1
параметры
Характеристика 1 2 3 4 5
Извлекаемые запасы N'р , млн т 2,1 2,1 47,9 47,9 47,9
Дней эксплуатации в году, Т 320 320 320 320 320
С^0, млн руб./скв. 850 850 1 290 1 290 2 700
С^ , млн руб./м2 _ - 0,0005 0,0005 0,0007
С/0, млн руб. 394 575 37 200 24 200 1 950
С 11, млн руб./(млн т/год) 0,5 2,2 2,6 1,5 0,8
0 , д. ед. 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2
а , млн руб./год 20 25 580 233 33
а11, руб./т 20 80 92 55 25
а^ , млн руб./скв. год 5 5 10 10 45
ю у р ст 97 97 120 120 100
йд , руб./т 175 175 100 100 175
Ро , руб /т 6500 6500 6500 6500 6500
ТОА1 , год 10 10 10 10 10
, год 15 15 15 15 15
Г, 1/год 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1
На основе этой пары значений и входных параметров разработки формируются уровни добычи нефти, скважинной жидкости и график ввода скважин. Уровни добычи, динамика фонда скважин и экономические нормативы (табл. 1) составляют основу для расчета динамики капитальных вложений и операционных затрат. Профиль добычи нефти и netback цена формируют выручку от реализации товарной продукции. Далее выручка, затратные статьи, амортизационные отчисления и налоговые платежи агрегируются в денежный поток, который используется для расчета NPV при заданной ставке дисконтирования. Полученное значение NPV является интегральной характеристикой темпа отбора (пары значений nwd и L). По результатам полного перебора значений определяется темп отбора (nwd, L), для которого NPV
принимает максимальное значение. Данный темп отбора является оптимальным.
Значения безразмерного NPV [1; 2], полученные для различных п^а и Ь в результате численного эксперимента, представлены на рис. 2. Получено, что для морской платформы оптимальная длина горизонтального участка скважины составляет 1500 м, при запасах на скважину 1,7 млн т. При разработке с использованием подводных добычных комплексов запасы на скважину увеличиваются до 4,5 млн т. Наилучшая экономическая эффективность достигается при установке морской платформы только для бурения с доставкой скважинной жидкости на берег для подготовки (вариант (в)).
Предложенный подход позволяет экономически обосновывать параметры системы разработки шельфовых месторождений на ранних стадиях подготовки проекта. На конкретном примере показаны характерные оптимальные параметры для месторождения в транзитной зоне Печорского моря.
Рис. 2. Сравнение сценариев освоения по критерию безразмерного NPV
Основной выбор заключается между высокими темпами бурения при больших постоянных затратах (вариант (в)) и низкими темпами бурения при высокой стоимости владения скважиной, но низкими постоянными затратами (вариант (г)). Приоритет между вариантами (в) и (г) может быть смещен в пользу варианта (г) за счет увеличения темпов бурения (разработки новых технологий).
1. Хасанов М.М., Ушмаев О.С., Нехаев С.А., Карамутдинова Д.М. Выбор оптимальных параметров системы разработки нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство. М., 2012. № 12.
2. Khasanov M., Ushmaev O., Nekhaev S., Kara-mutdinova D. The Optimal Parameters for Oil Field Development. SPE 162089, 2012.
3. Arps J.J. Analysis of Decline Curves // Trans. AIME. 1945. Vol. 160. P. 228-247.
4. Cho H. Optimization of well length for horizontal drilling // Canadian International Petroleum Conference. 2000.
5. Hu Y. Study on the design of optimal horizontal section length of horizontal wells // Internationals journal of business and social science. 2011. Vol. 2. № 1.
6. Orodu O.D. Realistic Optimization of Well Length for Horizontal Drilling // Brazilian Journal of Petroleum and Gas. 2012. Vol. 6 (2). P. 53-62.
7. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. Москва; Ижевск, 2010.
Поступила в редакцию 2.Q9.2013 г.
UDC 622.323
ECONOMIC CASE FOR DEVELOPMENT PARAMETERS OF SEA OIL FIELD
Sergei Aleksandrovich NEKHAEV, Russian Economical University named after G.V. Plekhanov, Moscow, Russian Federation, Post-graduate Student, Mathematical Methods in Economics Department, e-mail: sergenekhaev@mail.ru
The common practice of oilfield development testifies that field economics depends on production rates. The production rate (oil profile) can be defined by parameters of hydrocarbon extraction intensity: total well stock, drilling rate and flow rates from each of the wells.
However, it is a very common opinion that on early stages of project definition development system should be considered only in the framework of petroleum engineering without considering the economic aspects.
This often leads to a decrease in the effectiveness of the project due to inability to control project efficiency on later stages of project definition.
The possible solution is the justification of technical solutions on feasibility study phase and its further refinement in subsequent project definition phases, taking into account not only the geological, hydrodynamic and technological parameters of the deposit, but also the economic results of oil field development project.
This task is more significant for new and undeveloped oil production regions. Prospective resource volumes are located in remote areas: East Siberia, Yamal peninsula, offshore Arctic and subarctic, deepwater offshore.
Such regions are characterized by harsh environment conditions, remoteness from existing infrastructure, and necessity of new technology development for oil field project realization. The combination of these factors attributes such oil fields to the group of high complexity projects.
The error in technological solution for a well developed oil region (West Siberia) may be not very crucial. For new undeveloped oil production region the cost of error may exceed the economic benefit from project execution.
This paper addresses issues on offshore oilfield development scheme economical optimization. The reference case is build for the Russian Arctic. Oil field is located in transit zone in Pechora sea. Net present value (NPV) is considered as an optimization criterion, total well stock and lateral length are used as optimization parameters.
Key words: oilfield development scheme optimization; well lateral length; offshore oilfields in Russian Arctic.
