ВАРИАНТЫ РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО БУРЕНИЯ Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

OPTIONS FOR CALCULATING THE ECONOMIC ASSESSMENT OF HORIZONTAL

DRILLING Deryaev A.R. (Turkmenistan)

Deryaev Annaguly Redzhepovich - Candidate of Technical Sciences, Researcher, SCIENTIFIC RESEARCH INSTITUTE OF NATURAL GAS OF THE STATE CONCERN "TURKMENGAZ",

ASHGABAT, TURKMENISTAN

Abstract: the horizontal wellbore of the productive horizon makes it possible to more evenly extract oil from the reservoir and reduce the tendency to form depression inherent in vertical wellbores, along which the underlying water or gas from the gas-bearing part above the oil zone of the formation is intensively moving towards the well. Appropriate use of horizontal drilling in a specific area of a field, horizon, reservoir, etc. etc. determined based on economic analysis.

Keywords: horizontal drilling, income, prime cost, capital expenditures, self-sufficiency, discount coefficient, expediency.

ВАРИАНТЫ РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО

БУРЕНИЯ Деряев А.Р. (Туркменистан)

Деряев Аннагулы Реджепович - кандидат технических наук, научный сотрудник, Научно-исследовательский институт природного газа ГК «Туркменгаз», г. Ашгабат, Туркменистан

Аннотация: горизонтальный ствол продуктивного горизонта позволяет более равномерно извлекать нефть из коллектора и уменьшить тенденцию к образованию свойственным вертикальным стволам депрессий, по которым интенсивно продвигается к скважине подстилающая вода или газ из газоносной части над нефтяной зоной пласта. Целесообразное применение горизонтального бурения на конкретном участке месторождений, горизонта, залежи и т.д. и т.п. определяется на основании экономического анализа.

Ключевые слова: горизонтальное бурение, доход, себестоимость, капитальные затраты, самоокупаемость, коэффициент дисконтирования, целесообразность.

Вариант I. Увеличение сетки размещения скважин.

Увеличение сетки размещения скважин эквивалентно соответствующему сокращению количества скважин, о возможности удвоения площади на одну скважину, т.е. сокращения числа скважин на 50% против базы сравнения (то же месторождение, площадь, залежь, участок с обычными скважинами). Стоимость скважины с горизонтальным стволом выше, чем у обычной. Принимается, что срок эксплуатации месторождения при этом не изменяется.

Разность затрат на строительство скважин по месторождению (площадь, залежь, участок) можно выразить следующим образом:

X — 8баз • Кбаз - Бср • Кср , ман., (1)

стр скв скв скв скв ? ' 4 '

где: ЪС1р - общие затраты;

8скв - стоимость скважины, ман/скв;

Кскв - количество скважин, скв.

Т} баз

Кср = Кбаз--, скв; (2)

скв скв ^^ ср

где: Я - площадь на одну скважину в соответствии с сеткой размещения скважин.

Подставляя (2) в выражение (1) получим расчет на одну горизонтальную скважину:

ДБ К °р

д О скв __стр _ сбаз К сср .

ДБ —-— Б---Б , ман/скв. (3)

стр ср скв баз скв

скв

Наряду с экономией капитальных затрат по (1) уменьшаются капитальные вложения на обустройство месторождения в связи с меньшим количеством скважин (коммуникации, включая внутрипромысловые дороги и трубопроводы). Снижаются и эксплуатационные затраты по добычи нефти из меньшего количества скважин, а также расходы на оплату меньшей площади занятых участков земли. Если эту экономию оставить добывающему предприятию как стимулятор заинтересованности в разработке месторождения при помощи

горизонтального бурения, то, принимая ASCTp°KB = 0, можно определить допустимую для добывающего предприятия цену горизонтальной скважины Вгс через цену обычной скважины Boc:

В™ < В.

Rс

Rб

ман/скв.

Вариант II. Увеличение объема добычи за счет прироста запасов без изменения сетки разработки местор ождения.

Увеличение объема добычи за счет прироста запасов, полученного благодаря горизонтальному бурению, повышает доходную часть бухгалтерского баланса добывающего предприятия. Количество добытой нефти на месторождении:

с даз = с п • хнап, т; (4)

С ДН = с п • х*, т; (5)

Где: вдн - количество полученной из месторождения нефти, т; вп - количество нефти в пласте, т; Хнп - коэффициент нефтеотдачи.

Количество товарной нефти:

G = Х • G ,

ТН ТН ттн ?

т;

(6)

где: втн - количество товарной нефти, т;

Хтн - коэффициент, характеризующий технологические затраты добытой нефти и потери ее на месторождении.

Принимая хср = хба , получим количество дополнительно добытой товарной нефти по месторождению:

''баз

AG . = G

^ Хср ^

_т^ _ 1

Хбаз v ТН

(7)

Выручка за эту нефть при неизменной цене на нефть:

AD = В AG = В G

баз н ТН

У

С ^ср ^

_L _ 1

баз

v _ш У

ман.,

(8)

где: Вн - цена товарной нефти.

То же в расчете на одну горизонтальную скважину:

AD- =

С AG.

К

_

Хбаз v ТН

1

ман.,

(9)

где: Кскв - количество скважин на месторождении.

При меняющейся цене на нефть общая выручка за дополнительную нефть из месторождения:

ДБ = У (Бср - Ббаз ) = У [В (Сср. - Сбаз )1 ман, (10)

где: i - порядковый номер года с начала работы горизонтальных скважин; фм - срок работы месторождения, лет.

- В случае бурения горизонтальных стволов из старых скважин стоимость их проводки может быть определена как:

М <(ДБ - М ),

ГС \ тн,1 тн

ман.

т

1=1

1=1

где: Mтн - себестоимость получения товарной нефти из добытой на скважинах с горизонтальными стволами (по затратам на обслуживание скважин, сбор и доведение нефти до товарной кондиции).

Если добывающему предприятию оставить f (ДЭ^ - Mxн) где f<1, то стоимость горизонтального бурения:

Мгс =(1 - Г)(ЛОта - Мтн), ман. (11)

- В случае бурения горизонтальных скважин для освоения месторождения, ресурсы которого обычными способами разработки не удается перевести в запасы и реализовать:

Мгс =(Е -X Мта )(1 - Г), ман. (12)

где: Е Мтнм - себестоимость получения товарной нефти по всем затратам кроме затрат на строительство скважин, ман;

Е Dтн - полная выручка за нефть, ман.

В условиях самоокупаемости и самофинансирования необходимо учитывать, что выручка за товарную нефть поступает позднее, чем оплачивается законченная строительством скважина. Срок эксплуатации месторождения достаточно велик и фактор времени необходимо учитывать. При этом

Мгс =£ [(Отн, - М^ )ц (1 - Г)1 ман. (13)

1=1

где: Pi - коэффициент дисконтирования (скидки со стоимости, учитывая фактор времени) для 1- того года с начала отсчета.

В качестве момента начала отсчета может быть взят, например, момент оплаты по сроку средней оплаты) законченной строительством скважины.

фм - время окончания эксплуатации месторождения с начала отсчета.

Величина коэффициента дисконтирования:

P = (l + п:100У (14)

где: п - ссудная банковская ставка в процентах на год. Предполагается, что величина п устойчива в пределах фм.

B расчете на одну скважину:

мскв =

К

м

мскв =-—, ман/скв. (15)

где: KCKI5 - количество скважин на месторождение.

Вариант III. Повышение дебита скважин без изменения коэффициента нефтеотдачи и количества скважин

В этом случае экономическая целесообразность горизонтального бурения определяется ускоренной реализацией (получение выручки) товарной нефти. Помимо этого фактора, связанного со временем, уменьшаются затраты по добыче нефти и ее приведению к товарным кондициям вследствие сокращения срока эксплуатации месторождения. Одновременно несколько увеличиваются капитальные затраты по обустройству месторождения (за вычетом строительства скважин) из-за увеличения максимальной величины суммарного суточного дебита, а, следовательно, повышения проектной производительности промышленных объектов по сбору и промысловой обработке продукции скважин, средствам поддержания пластового давления и др.

Выручка за нефть в i-том году обозначим BTH, ;

Себестоимость добычи нефти в том же году по всем затратам, за исключением оплаты строительства скважин, обозначим MTH,i

Тогда сумма, которую можно выделить на оплату законченных строительством скважин в момент начала отсчета (например, в середине периода строительства скважин при горизонтальных скважинах):

мГс =(1 - f)qm z [p fe - g снд )1 ман. (16)

i=1

То же при обычных скважинах:

мос=(1 - f )qm t [p te - g -)]

ман. (17)

Выручка за нефть в i-том году:

D = q -X • В • К • W, ман/год, (18)

тн,1 Адн ,1 тн н ,1 1 1 ~ ' 4 '

где: qan,i - средний суточный дебит нефти в расчете на одну скважину в i-том году, т/сутскв., Kj - количество законченных строительством скважин на i-тый год, скв; Wi - количество дней в году, шт;

Внд - цена товарной нефти в i - том году (добывающее предприятие), ман/т.

В первом приближении принимаем:

аср

Оср !дн,1 П баз .

=-• D , ман/год;

тн,1 баз тн,1 '

"дн,1

qср

Мср. = ^ • Мбаз., ман/год;

тн,1 баз тн,1 '

"дн,1

Принимая qдн,lCр • Чда баз = A= Const в пределах чм°р, имеем:

M - M = (1 - f )j AT [p (d^ - Gбаз )]- T [p - Gбаз )]L

гс ос V / L 1 \ тн,1 тн,1 /J L 1 \ тн,1 тн,1 /J ?

ман. (19)

Стоимость одной горизонтальной скважины при этом:

мскв =

'М,с - Мос Л ТУ"

V КСКВ У

+ мскв, ман. (20)

ос ' v '

Вариант IV. Горизонтальное бурение повышает дебит и увеличивает коэффициент нефтеотдачи, а также позволяет расширить сетку размещения скважин.

Среднесуточный дебит скважины по базе сравнения: Яднбаз, т/сут.

То же по горизонтальной скважине:

0дНср = А • Саз, т/сут.

Среднесуточный дебит по месторождению, если величина А средневзвешена по месторождению:

у чбаз = дбаз ^ Кбаз , т/сут. ^^ 1дн Адн скв ' ^

1дн 1дн

f -X

-1дн Хдн

Годовое количество добытой нефти в i - том году:

Eqср = qбаз • Кср, т/сут.

1дн Адн скв ~ J

баз = ц• Кбаз • W, т/год.

Адн,1 Адн скв ,1 '

Оцср = Афбаз • Кср • W, т/год.

^ Адн Адн скв 7

Годовое количество товарной нефти:

Оцбаз = ^ • х , т/год.

^ 1тн,1 1дн,1 тн ~ ^

Оцср = цср • Х , т/год.

^ 1 тн Адн тн ~

Выручка за нефть (с учетом дисконтирования) за весь период эксплуатации месторождения:

цт баз

Ббаз = WХ Т(В • абаз • Кбаз • Р), ман.

тн тн ^^ V тн 1дн,1 скв,1 1 ' 7

1=1

D^ = WX T (B • qбаз • Кср • Р ), ман.

тн тн / ! У тн,1 1дн ,1 скв,1

1 = 1

Разность между выручкой за нефть и себестоимостью ее добычи (с доведением до товарных кондиций) по всем видам затрат на строительство скважин может быть выражена с учетом дисконтирования как:

1=1

1-1

1-1

ср

Дбаз = V Р (WX • B • qбаз • Кбаз - Gбаз ), ман. (21)

' ' 1 V тн тн,1 1дн,1 скв,1 тн,1 У ~ 4 '

1—1

для базы сравнения и:

qm ср

Дср — V Р (WX • B • q^ • Кср - Gcp ), ман. (22)

' ' 1 V тн тн,1 1дн,1 скв,1 тн,1 У ~ 4 '

где: Gтн,1 - себестоимость добычи нефти (включая промысловую обработку продукции скважин) по всем видам затрат, кроме затрат на строительство скважин в мом году.

На оплату законченных строительством скважин может быть выделено в случае горизонтального бурения:

Мгс =(1 - f )дср, ман. (23)

Стоимость одной горизонтальной скважины:

М™ =(1 - f )дср : Кср, ман/скв; (24)

здесь: f - доля от величины Дф, остающаяся у добывающего предприятия. Например, при f = 0,5 у добывающего.

Величина возможного удорожания горизонтальной скважины по сравнению со стоимостью скважины по базе сравнения может быть оценена в первом приближении при допущении одинаковой величины f для обоих сопоставляемых случаев. Тогда стоимость одной скважины по базе сравнения:

М™ =(1 - f )дбаз : К;, ман/скв; (25)

Разность выражений (24) и (25):

/др дба

_ — IV! — \1 — 1 Я---

ГС ОС V \ \Г ср ту"баз

Кср К ,

скв скв /

(26)

Если отношение количества скважин для обоих случаев может быть принято обратно пропорциональным площади ''квадрата'' в сетке размещения скважин, то:

1 - f ( Яср Л

Mскв — M

_!скв ГС ОС

Кб

R

Дср — Д

(27)

VR J

При определении величины Дср и Дбаз с учетом дисконтирования важное значение имеет точка отсчета времени. В качестве точки отсчета может быть принято время первой оплаты добывающим предприятием стоимости законченной строительством скважин. Такой подход ориентирует на ускорение осуществления программы бурения и ускорение начала добычи на месторождении (или его части).

Представленные методологические подходы к оценке экономической целесообразности применения горизонтального бурения позволяют осуществить количественные расчеты. Такие расчеты требуют использования в качестве исходных данных технико-экономических показателей по добыче нефтяного сырья, что выходит за рамки настоящей работы. Вместе с тем приведенные уравнения могут быть использованы буровыми предприятиями, равно как и добывающими предприятиями, для решения своих хозяйственных задач в связи с появлением в мире новой прогрессивной технологии разработки месторождений.

Список литературы /References

qm баз

1—l

1. Гулатаров Х., Деряев А.Р., Еседулаев Р.Э. Особенности технологии бурения горизонтальных скважин способом электробурения (Монография). Наука, Ашгабат, 2019. Стр. 276-301.