А. В. Распопов, В. А. Мордвинов ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

чи. Ограничения в использовании скважин могут быть связаны с различными причинами, к основным из которых относятся:

-негерметичность эксплуатационных (технических) колонн;

-заколонные перетоки жидкостей и газов (негерметичность цементного кольца за эксплуатационными или техническими колоннами);

-аварийное состояние скважин, связанное с оставленным в них оборудованием (трубы, штанги, насосы и др.), когда ликвидация аварий невозможна или требует проведения сложных работ в виде капитального ремонта скважин.

Негерметичность колонн и (или) заколонные перетоки могут привести

кразвитию заколонной циркуляции жидкостей или газов, уходу жидкостей при проведении гидроразрыва пласта или других ГТМ (т. е. к нарушению технологии того или иного процесса), образованию газовых грифонов, загрязнению грунтовых и артезианских вод, нарушению экологической ситуации на поверхности.

Оценку технического состояния скважин проводят с применением специальных геофизических методов исследований — термометрии, потокометрии, АКЦ (акустический цементомер) и др. По результатам АКЦ определяется качество сцепления цемента с колонной и породой, целостность цементного камня по стволу скважины. Потокометрия и термометрия позволяют оценивать распределение по стволу скважины притока из пласта в добывающую скважину или поглощение воды пластом в нагнетательной скважине. При анализе данных исследований выявляются потоки между пластом и скважиной вне интервалов перфорации.

По техническому состоянию весь фонд скважин разделяется на несколько групп. При этом выделяют: скважины с нормальным техническим состоянием, в которых можно проводить те или иные работы; скважины с нарушениями, в которых необходимо проводить ремонтные работы перед планируемыми мероприятиями; скважины, техническое состояние которых не позволяет их использование для проведения ГТМ. По каждой скважине в проектном документе даются рекомендации по их дальнейшему использованию.

6.2. Обоснование способа эксплуатации добывающих скважин

Эксплуатация добывающих скважин может быть фонтанной и (или) механизированной. Для определения возможности эксплуатации скважин фонтанным способом рассчитывают минимальное забойное давление фонтанирования, прогнозируют продолжительность фонтанной эксплуатации. Механизированная эксплуатация более затратная, так как требует применения дополнительного скважинного оборудования, но в то же время позволяет повысить отбор жидкости из скважины за счет увеличения депрессии на пласт. Как правило, скважины в первые месяцы или годы эксплуатируются фонтанным способом, затем, по мере увеличения обводненности продукции и снижения пластового давления, переводятся на механизированную эксплуата-

41

цию. Перевод с фонтанной на механизированную добычу должен быть технически и экономически обоснован.

Для каждого способа эксплуатации определяют дебиты, добычу нефти и жидкости из скважин, обосновывают график (очередность) ввода скважин в эксплуатацию по годам, оценивают их обводненность. Обосновываются оптимальные забойные давления при эксплуатации различных скважин, возможные пределы его снижения.

Для каждого способа осуществляется выбор внутрискважинного и наземного оборудования, удовлетворяющего конкретным условиям эксплуатации скважин с учетом возможного применения методов повышения нефтеизвлечения, природно-климатических условий, требований контроля за процессом разработки и за технологическими режимами работы скважин.

6.3. Обоснование методов борьбы с осложнениями при эксплуатации месторождения

Добыча нефти на месторождении происходит в конкретных условиях, определяемых геолого-физическими свойствами горных пород, составом и физико-химическими свойствами флюидов, климатическими условиями, конструкциями и техническим состоянием скважин, технологическими режимами их работы.

В зависимости от степени проявления тех или иных факторов, определяющих условия работы добывающих и нагнетательных скважин, процесс их эксплуатации может быть осложнен:

-образованием в призабойных зонах пласта и в скважинах асфальтеносмолопарафиновых отложений;

-образованием в ПЗП и на скважинном оборудовании отложений минеральных солей;

-прорывами воды (подошвенной, контурной) в добывающие скважины;

-выносом песка (частиц, образующихся при разрушении коллектора) в скважины;

-кольматацией (засорением) порового пространства горных пород в

ПЗП;

-прорывами в добывающие скважины газа, выделяющегося из нефти в пласте, или газа газовой шапки;

-образованием газовых гидратов;

-замерзанием напорных водоводов, особенно на устьях нагнетательных скважин;

-растеплением многолетнемерзлых пород вокруг скважин и др. Необходимо проводить прогнозирование вероятности проявления в

процессе эксплуатации скважин тех или иных осложнений, основанное на выявлении условий, способствующих такому проявлению, анализе опыта эксплуатации в аналогичных условиях. Для борьбы с этими явлениями, их предупреждения должны быть обоснованы эффективные методы и технологии.

42

С целью обеспечения заданных уровней отборов следует определить перечень мероприятий, направленных на сохранение коллекторских свойств призабойных зон продуктивных пластов при глушении скважин, особенно для коллекторов, содержащих в составе горных пород монтмориллонитовые глины.

6.4. Обоснование источников водоснабжения, требований к качеству закачиваемых вод

При разработке месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки воды в пласт необходимо обосновать возможные источники водоснабжения. В качестве источников могут быть:

-поверхностные воды (реки, озера, моря и др.);

-пресные пластовые воды, которые содержатся в верхних водоносных горизонтах на глубине до 500 м;

-минерализованные пластовые воды (содержатся в более глубоких водоносных горизонтах);

-сточные воды (добываемые на месторождении вместе с нефтью).

Для использования поверхностных вод строятся специальные водозаборы, оборудованные системой водоподготовки, которые обеспечивают требуемое качество воды по содержанию взвешенных частиц (КВЧ), ионному составу и др. Возможность использования поверхностных вод определяется близостью водоисточников к месторождению, наличием запретов на их использование, потребностями системы ППД в определенных объемах воды.

Водозаборы пресных пластовых вод создаются путем бурения специальных водозаборных скважин, производительность которых должна быть достаточной для компенсации объемов жидкости (нефти и воды), отбираемой из продуктивных пластов добывающими скважинами. Для обоснования возможности использования этих вод проводятся исследования водонасыщенных пластов на водообильность.

Водозабор минерализованных пластовых вод организуется с помощью бурения специальных глубоких водозаборных скважин или используются ранее пробуренные разведочные или эксплуатационные скважины, которые не могут быть использованы при разработке месторождения по своему назначению. Производительность этих скважин также должна быть достаточной для компенсации объемов жидкости, отбираемой добывающими скважинами. Для обоснования возможности использования минерализованных вод проводятся исследования водонасыщенных интервалов пластов на водообильность. По причине интерференции добыча и закачка пластовой воды для одноименных пластов неэффективна. Закачка через нагнетательные скважины в продуктивный пласт минерализованной пластовой воды более предпочтительна (чем пресной воды), так как она обладает более высокой вязкостью и лучшими отмывающими свойствами. Также она предпочтительна при наличии в коллекторах глин, способных сильно набухать в присутствии пресной воды.

43

Попутно добываемая с нефтью вода может использоваться для повторной закачки в пласт. Для этого добываемая продукция разделяется на нефть и воду. Отделяемая вода проходит очистку от механических примесей и частиц нефти, при необходимости обрабатывается ингибиторами коррозии и снова нагнетается в пласт.

Для всех планируемых к закачке вод определяется их совместимость с пластовыми водами. Закачиваемая вода не должна вступать с пластовой водой в химическое взаимодействие, сопровождающееся выпадением осадков, кольматирующих пласт и образующих отложения в скважинах и системах сбора скважинной продукции.

Вода не должна содержать сероводород и углекислоту, вызывающие коррозию оборудования, а также органические примеси (бактерии и водоросли). Бактериальное заражение месторождения, связанное с деятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий, может приводить к потере углеводородов, снижению качества добываемой нефти, образованию в пласте сероводорода.

6.5. Требования к системе ППД

Для месторождений, разрабатываемых с поддержанием пластового давления, в проектном документе дается краткое описание системы ППД. Приводятся основные показатели работы системы, основные требования и рекомендации по ее созданию и функционированию, а также предложения по перспективному развитию системы на основе оценки необходимых объемов закачиваемой воды. Уточняются объемы водоснабжения из разных источников.

Формулируются требования к конструкции нагнетательных скважин и внутрискважинному оборудованию, к водозаборам, системе подготовки воды, системе водоводов высокого и низкого давления, проектным показателям надежности объектов системы ППД. Даются рекомендации по снижению влияния осложняющих факторов на функционирование системы.

С учетом обоснованных значений забойных давлений (давления нагнетания) в нагнетательных скважинах определяются устьевые давления (давления закачки), приемистость скважин, порядок освоения и ввода их в эксплуатацию.

Аналогично проектируются другие предлагаемые для данного месторождения технологии ППД (водогазовое воздействие, закачка газа или др.).

6.6. Обоснование геологических объектов для сброса попутно добываемых вод

При проектировании разработки месторождения должен быть выполнен анализ баланса вод: а) закачиваемых в эксплуатационные объекты; б) отбираемых из подземных и поверхностных источников водоснабжения; в) добываемых вместе с нефтью из продуктивных пластов.

По результатам анализа определяются объемы вод по годам, требующие утилизации, которая может осуществляться путем обратной закачки в

44

пласт или путем захоронения через специальные скважины в поглощающие горизонты.

С этой целью обосновываются подземные водоносные горизонты для закачки (захоронения) в них излишков вод, оценивается приемистость поглощающих скважин. Даются рекомендации по геолого-техническим мероприятиям (методам, технологиям) для сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пластов.

Оценка затрат на утилизацию вод основывается на принципиально возможных решениях, базирующихся на имеющихся сведениях о строении и свойствах подземных водоносных горизонтов. Конкретные решения и рекомендации по их реализации принимаются (в виде проектного документа) после геологического изучения недр с целью обоснования выбора объектов для утилизации вод и получения соответствующей лицензии с указанием разрешенных объемов утилизации.

6.7. Борьба с коррозией

Применяемая в системах ППД вода, в том числе полученная при отделении от добываемой нефти, может содержать растворенный кислород, механические примеси, бактерии, сероводород и другие вызывающие коррозию вещества.

При составлении проектного документа необходимо оценить возможные источники и причины коррозионной опасности, величину этой опасности и предложить принципиальные решения по борьбе с коррозией.

6.8.Требования к конструкциям скважин и технологиям буровых работ

Скважина является основным элементом системы разработки. От кон-

струкции скважин и качества их строительства зависят, с одной стороны, продуктивность (производительность) скважин и сроки их службы, с другой — стоимость бурения (строительства скважин).

Каждое месторождение имеет свои горно-геологические условия, физические характеристики горных пород, состав и свойства пластовых флюидов. Существенно могут отличаться климатические условия. Скважины различаются по своему назначению (разведочные, эксплуатационные и т. д.). В зависимости от ожидаемых дебитов скважин, способов их эксплуатации подбирается соответствующее внутрискважинное оборудование, с учетом которого обосновываются диаметры добывающих и нагнетательных скважин. Все эти обстоятельства обусловливают различия в конструкциях и технологиях бурения скважин.

При выборе конструкций скважин и технологий буровых работ анализируется опыт строительства и эксплуатации скважин, пробуренных на проектируемом и соседних месторождениях. Выявляются возможные проблемы и пути их решения в условиях проектируемого месторождения (наличие пластов с аномально низким или высоким пластовым давлением, наличие поглощающих горизонтов, многолетнемерзлых пород, необходимость больших

45

отходов забоев скважин от их устьев, необходимость выполнения требований по охране недр в особых условиях буровых работ и др.).

Особенности конструкций скважин и технологий их бурения должны быть отражены в проектном документе. Принципиальным является понимание того, можно ли в данных геологических условиях построить скважины требуемой с точки зрения разработки залежи конструкции (при необходимых максимальных отходах забоев от устьев, возможности строительства горизонтальных проложений, боковых стволов, многозабойных скважин и др.) и какая технология бурения при этом должна применяться.

В разделе приводятся схемы рекомендуемых конструкций скважин с указанием диаметров обсадных колонн и глубин их спуска. Даются рекомендации по применению основных элементов технологической оснастки, поинтервальному использованию конкретных типов буферных жидкостей, тампонажных материалов, жидкостей затворения и крепления, по методам контроля качества крепления скважин, профиля ствола скважин при бурении.

Приводятся комплексы геофизических и геолого-технических исследований скважин в процессе их строительства.

Детально рассматриваются и обосновываются методы первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов бурением и перфорацией (типы промывочных агентов, методы очистки, меры по предупреждению ухудшения свойств прискважинных зон продуктивных пластов). Рассматриваются и оцениваются в данных условиях методы перфорации скважин, методы и технологии вызова притока, обеспечивающие безаварийное проведение работ и сохранение свойств коллектора. Обосновывается необходимость проведения интенсификации притока нефти (газа) в скважины (гидравлический разрыв пласта, кислотная обработка, вибровоздействие и др.).

При разбуривании месторождения принципиальные решения данного раздела детализируются в проектных документах на строительство скважин.

6.9. Принципиальная схема обустройства месторождения

После составления проектно-технологического документа выполняется проект обустройства месторождения, в котором определяются необходимый состав сооружений (промышленные и бытовые, внутрипромысловые дороги, линии электропередач и др.), их распределение на местности с координатной привязкой, расчетные характеристики объектов (диаметры труб, мощности насосов, длина нефте- и газопроводов, водоводов, протяженность дорог и др.). На основе этого проекта ведется строительство всех объектов, необходимых для обеспечения процесса разработки месторождения.

В проектно-технологическом документе на разработку вопросы, связанные с обустройством месторождения, рассматриваются в виде отдельного раздела с определением затрат на обустройство и сравнительной экономической оценкой рассматриваемых вариантов разработки. Объекты, необходимые для обустройства месторождения, рассматриваются в ПТД без координатной привязки к местности и требуемой для строительства детализации.

46

Рассматриваемый раздел для вводимых в разработку месторождений содержит принципиальную схему обустройства месторождения, в которой определяются состав сооружений (количество групповых или индивидуальных замерных установок, сепарационных установок, дожимных насосных станций, кустовых насосных станций, объектов промысловой подготовки нефти, водозаборных сооружений и др.), а также необходимая протяженность нефтепроводов, дорог, линий электропередач и др.

Для месторождений, находящихся на этапе промышленной разработки, приводится анализ работы существующей системы обустройства, сравниваются проектные и фактические показатели ее эксплуатации. Выявляются и оцениваются факторы, осложняющие работу системы, обосновываются технические и технологические предложения по повышению эффективности работы системы в целом и отдельных ее элементов.

Мощность объектов системы ППД рассчитывается на год максимальной закачки рабочего агента.

7. Экономическая часть

Экономическая часть проектного документа содержит:

1)общие положения;

2)показатели экономической оценки проекта;

3)оценку капитальных вложений и эксплуатационных затрат;

4)характеристику налоговой системы;

5)сведения об источниках финансирования;

6)технико-экономический анализ вариантов разработки, выбор рекомендуемого к утверждению варианта;

7)анализ чувствительности проекта.

Задача экономического анализа (экономической оценки) — определение финансовой эффективности рассматриваемых вариантов разработки на основе анализа соотношения финансовых затрат и дохода при реализации этих вариантов.

7.1.Общие положения

Вразделе приводится краткая характеристика технологических вари-

антов разработки залежи (месторождения), условия сбыта продукции (внутренний и внешний рынок), обоснование цены ее реализации.

Экономические показатели вариантов разработки месторождения определяются на основе проектных технологических показателей.

В экономическую оценку проектного документа включаются технологические варианты разработки, отличающиеся плотностью сетки скважин, порядком и темпами разбуривания, способами эксплуатации скважин, методами воздействия на залежь, количественными показателями уровней добычи нефти, газа, жидкости, ввода из бурения добывающих и нагнетательных скважин, объемов закачиваемой воды, реагентов и др.

Результатом экономической оценки является определение наиболее рационального варианта разработки месторождения, отвечающего критерию

47

достижения максимального экономического эффекта от реализации проектных (расчетных) решений, направленных на более полное извлечение из пластов запасов углеводородов при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды.

Экономические расчеты проводятся с использованием среднеотраслевых показателей. При этом цена нефти и газа на внешнем и внутреннем рынках принимается на основе прогнозов, тарифов и цен, представляемых Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации в «Основных параметрах прогноза социально-экономического развития Российской Федерации» на соответствующий период.

Доли нефти, поступающей на внешний и внутренний рынки, определяются по данным экспорта нефти за истекший год. Доля экспортируемой нефти для месторождений шельфа принимается в соответствии с проектными решениями.

Средние по региону показатели капитальных, эксплуатационных и ликвидационных затрат определяются при проектировании на основе публикуемых цен и условий конкурсов и аукционов в данных регионах.

Расчеты налогов и платежей осуществляются в соответствии с законодательством Российской Федерации.

7.2. Показатели экономической эффективности

Экономическая эффективность пробной эксплуатации, опытнопромышленной или промышленной разработки нефтяного или газового месторождения (эффективность проекта) оценивается путем сравнения затрат и результатов по годам расчетного периода и в целом за этот период. Расчетный период начинается с года открытия финансирования работ по проекту, его продолжительность определяется проектным технологическим документом. Затраты на получение эффекта — это оттоки, а результаты — притоки денежных средств.

В состав притоков денежных средств включаются все поступления (выручка от реализации нефти, газа и др.), в состав оттоков — все затраты (инвестиции, эксплуатационные затраты, налоговые отчисления и др.).

Основными показателями (критериями) оценки эффективности проекта являются:

1)чистый дисконтированный (приведенный) доход от реализации проекта — ЧДД (другие названия: чистая приведенная стоимость, чистый дисконтированный поток денежной наличности — NPV);

2)внутренняя норма рентабельности — ВНР (доходность инвестиций, внутренняя норма возврата капитальных вложений — IRR);

3)срок окупаемости — СО (период окупаемости или возврата капитальных вложений);

4)индекс доходности инвестиций — ИД (PI);

5)коэффициент «выгоды/затраты» (В/З), по-другому — доходность затрат.

48

Чистый дисконтированный доход определяется как разность между притоками и оттоками реальных денежных средств. Величину ЧДД получают путем дисконтирования при некоторой ставке дисконта (которая может быть переменной или постоянной в пределах расчетного периода) разницы между всеми годовыми оттоками и притоками денежных средств за весь период. Сумма получаемых величин (доходов) является чистым дисконтированным доходом. Определение ЧДД — это, по существу, есть моделирование потока реальных денег, т. е. складывающегося в результате реализации проекта суммарного денежного потока, включающего в себя все притоки и оттоки денежных средств за расчетный период времени.

Дисконтирование разницы между оттоками и притоками (выгодами и затратами) ведется по отношению к началу проекта.

ЧДД определяется по формуле

где Bt — поток выгод (притоков); 3t — поток затрат (оттоков); T — расчетный период времени (срок жизни проекта); t — текущий период (шаг) планирования (обычно — год); E — ставка (норма) дисконта.

Приведение результатов к начальному году расчетного периода осуществляется путем умножения значения ( Bt Зt ) в (1) на коэффициент дисконти-

рования α:

В качестве момента приведения удобно принимать конец так называемого нулевого шага, в течение которого осуществляются инвестиции (затраты), а результаты (притоки) ещё отсутствуют. При проектировании разработки месторождения за нулевой шаг можно принимать первый год реализации проекта. В этом случае

где t — текущий год расчетного периода (t = 0, 1, 2, 3, … T). Первый год имеет индекс «0», второй — индекс «1» и т. д.

Чистый дисконтированный доход за период времени Т, определяемый по (1), является суммой значений ЧДД для каждого t-го шага расчета

Норма дисконта (Е) является важным экономическим нормативом, величина которого задается. В первом приближении ее можно принимать равной фактической (за прошедший год) ставке процента по долгосрочным ссудам на рынке капитала.

Из (1) следует, что ЧДД характеризует превышение приведенных к начальному году (нулевому шагу) денежных поступлений (притоков) над за-

49

тратами (оттоками). При ЧДД > 0 проект эффективен, при отрицательном значении ЧДД — убыточен.

Внутренняя норма рентабельности (доходности — ВНД) определя-

ется на основе решения уравнения

Положительное значение E BHP , при котором сумма (5), т. е. ЧДД, об-

ращается в нуль, называют внутренней нормой рентабельности (ВНР). Уравнение (5) не имеет прямого решения, поэтому величина ВНР = EВНР определяется графически или с помощью компьютерной программы. При графическом определении производят расчет ЧДД при разных значениях Е и строят график (рис. 1).

Показатель ВНР определяет требуемую инвестором норму прибыли на вкладываемый капитал. При ВНР ≥ Е проект считается эффективным, то есть его можно принимать к реализации, если ставка дисконта меньше ВНР.

На рис. 1 значению ЕВНР соответствует равенство дисконтированных стоимостей притоков и оттоков реальных денег, т. е. ЕВНР — это норма дисконта, при которой дисконтированная стоимость чистых поступлений от реализации проекта равна дисконтированной стоимости инвестиций (ЧДД = 0). Чем больше разница между Евнр и реальной ставкой дисконта при Евнр > Е),

которая устанавливается на рынке капитала, тем устойчивей проект в отношении возможных рисков.

****Pict_01****

Рис. 1. Определение внутренней нормы рентабельности

Длительные по срокам реализации проекты могут иметь несколько значений ВНР из-за того, что в определенные моменты (периоды времени) чистые выгоды проекта могут изменять знак с плюса на минус, например в связи с новыми капиталовложениями. В таких случаях по специальной методике оценивается так называемый модифицированный показатель ВНР.

Сроком окупаемости (СО) называют продолжительность периода от начала реализации проекта до момента окупаемости первоначальных инвестиций с учетом дисконтирования. Момент (например, текущий год) окупаемости — это шаг в расчетном периоде, после которого текущий чистый дис-

контированный доход (ЧДДt) становится и в дальнейшем остается положительным. Величина СО равна числу шагов расчета, в течение которых исходные единовременные вложения (инвестиции) полностью возмещаются за счет притоков денежных средств.

50