ОЦЕНКА ПОРОГОВОГО ЗНАЧЕНИЯ ЗАПАСОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА ПРИ ОСВОЕНИИ
ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
A. СМИРНОВ, В. КАЛИНИН, ООО ««ВолгоградНИПИнефть»
B. ДУНАЕВ, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина
Первоочередной задачей оценки эффективности проведения геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ является прогноз потенциально возможных величин ресурсов углеводородов (УВ) и обоснование экономической эффективности их разработки. Как правило, прогноз параметров геологии на ранних стадиях освоения месторождений обладает большой долей неопределенности. Для разрешения этой проблемы используют метод имитационного моделирования Монте-Карло. Результатом моделирования является большое число значений ресурсов углеводородов или их вероятностное распределение.
На основе параметров геологической модели рассчитывается геологический риск при проведении ГРР, интерпретируемый как возможность бурения сухой скважины или отсутствия в недрах технически извлекаемых углеводородов [1]. Экономический риск оценивается как вероятность открытия поисковым бурением ресурсов, разработка которых будет нерентабельна по экономическим причинам [2].
В рамках этого подхода необходима оценка порогового значения запасов УВ, экономический эффект при разработке которых будет равен нулю.
Для установления различных значений ресурсов природного газа открытых рифогенных структур, связанных с подсоле-вым комплексом Прикаспийской впадины, рекомендуется использовать положение предполагаемой отметки газоводяного контакта (ГВК).
Как следствие, при снижении глубины ГВК уменьшаются и ресурсы природного газа. В табл. 1 приведены данные о ресурсах условной структуры для различных положений ГВК.
Для определения начального среднего дебита по скважинам целесообразно использовать данные о близлежащих схожих месторождениях. В табл. 2 представлен расчет средних начальных дебитов добывающих скважин условной структуры на основании средних сложившихся значений удельных дебитов на 1 м толщины пласта Астраханского ГКМ.
450
400
350
ф
^ 300
и
■й 250
А 1- 200
О.
т
а го 150
100
50
200 300 400 500 600 700 800
Диаметр трубопровода, мм
Рис. 1. График зависимости стоимости газопровода от его диаметра
Табл. 1. Расчетные варианты
Изогипса ™Е £ ч л з о ^ с Объем газонасыщенных пород, м3 % от запаса Запасы на 50 м газонасыщенной толщины, млн м3 Геологические запасы газа, млн м3 Извлекаемые запасы газа, млн м3 Извлекаемые запасы конденсата, млн т
5450 291 499 14 574 948 0,1 389 389 306 38
5500 1 399 280 84 538 930 0,7 2254 2642 2081 256
5600 5 283 872 334 157 567 3,0 8908 11 550 9096 1118
5650 9 091 598 359 386 753 3,2 9581 21 131 16 641 2045
5700 14 349 022 586 015 507 5,2 15 662 36 754 28 943 3556
5750 24 795 268 978 607 257 8,7 26 088 62 842 49 488 6081
5800 28 147 589 1 323 571 429 11,7 35 285 98 127 77 725 9495
5850 33 060 358 1 530 198 665 13,6 40 793 138 920 109 399 13 442
5900 39 449 272 1 812 740 749 16,1 48 325 187 245 147 455 18 118
5950 42 771 838 2 055 527 753 18,2 54 798 242 042 190 608 23 420
6000 45 416 667 2 204 712 618 19,5 58 775 300 817 236 894 29 107
Фонд добывающих скважин определяется расчетами показателей разработки, исходя из запасов природного газа, среднего начального дебита скважин и принятого дебита газа по скважинам (табл. 3).
При оценке капитальных затрат на обустройство месторождения по расчетным вариантам использован анализ измене-
Табл. 2. Расчет дебитов
Изогипса Геологические запасы газа, млн м3 Извлекаемые запасы газа, млн м3 Максимальная толщина пласта, м Средний начальный дебит скважин, тыс. м3/сут
5450 389 306 50 110
5500 2642 2081 100 230
5600 11 550 9096 200 470
5650 21 131 16 641 250 580
5700 36 754 28 943 300 700
5750 62 842 49 488 350 820
5800 98 127 77 275 400 930
5850 138 920 109 399 450 1050
5900 187 245 147 455 500 1160
5950 242 042 190 608 550 1280
6000 300 817 236 894 600 1400
ния укрупненных показателей базисной стоимости строительства объектов и сооружений при освоении нефтяных и газовых месторождений [3]. Данный анализ показал, что стоимость строительства линейной части (газопроводы, конденсатопро-воды) прямо пропорциональна диаметрам прокладываемых трубопроводов (рис. 1).
Для расчета стоимости объектов подготовки и переработки природного газа (УППГ, газоперерабатывающая установка) была использована аппроксимирующая зависимость, полученная при анализе изменения стоимости строительства установок в зависимости от их годовой мощности (рис. 2).
Для каждого из вариантов разработки проведен экономический анализ, результаты которого указаны в табл. 4.
900
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 5/2005
Табл. 3. Расчет количества добываемых скважин
Положение ГВК Геологические запасы, млн м3 Извлекаемые запасы, млн м3 Начальный средний дебит скважин, тыс. м3/сут Фонд скважин Удельные извлекаемые запасы на 1 скважину, млн м3
6700 36 754 28 943 700 6 4842
6750 62 842 49 488 820 9 5199
5850 138 920 109 399 1050 15 7293
6000 300 817 236 894 1400 30 7896
На основании полученных данных о накопленном дисконтированном потоке наличности (НДПН) при ставке дисконтирования 20% построен график зависимости НДПН от величины ресурсов природного газа (рис. 3).
мической эффективности проведения ГРР в условиях неопределенности — ожидаемого денежного результата (ОДР).
ЛИТЕРАТУРА
о -I-1-1-1-1-1-1-1-1-
0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00 8.00 9.00 Произво дительность, млрд. м3/год
Рис. 2. Определение стоимости газоперерабатывающей установки в зависимости от ее производительности
млн. У.е. 100
О 40 000 / 80000 120 000 160000 200000 240000 280 00С >> млн. Ч
20 ¿г
40
Рис. 3. График зависимости НДПН при ставке дисконтирования 20% от величины запасов природного газа
Данные, полученные в результате проведения трендового анализа, свидетельствуют о четко прослеживающейся линейной зависимости между ресурсами газа и НДПН на большей части графика. С помощью уравнения тренда у=0,0005х— 37,46 подставляем значение у=0 и получаем безубыточный уровень ресурсов природного газа, который в данном случае составил 74 920 млн м3.
С помощью полученных данных выполняется расчет величины экономического риска, на основании которого производится расчет основного критерия оценки эконо-
1. Nijhuis H. J. Prediction of volumes and risk in hydrocarbon exploration: a quantification of geology. // Geol Rundsch — 1997
2. Шустер В. Л. Геологические основы моделирования залежей нефти и газа в фундаменте и оценка рисков при их поисках. Дисс. на соиск. уч. ст. д.г-м.н. — М. 2001.
3. Укрупненные показатели базисной стоимости строительства объектов и сооружений при освоении нефтяных и газовых месторождений. — М. 1996.
Табл. 4. Технико-экономические показатели реализации вариантов проекта
Наименование показателя Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант 4
Технологические показатели
Накопленная добыча газа, млн м3 200 864 94 764 43 148 25 901
Максимальная годовая добыча конденсата, млн т 1,95 1,35 0,64 0,36
Максимальная годовая добыча газа, млн м3 8540 5749 2692 1533
Максимальный фонд эксплуатационных скважин, шт. 30 15 9 6
Экономические показатели
Доля газа на экспорт 35% 35% 35% 35%
Доля нефти и конденсата на экспорт 35% 35% 35% 35%
Суммарные капиталовложения, млн у. е., из них: 1753 1079 570 366
затраты на бурение, млн у. е. 423 210 125 84
затраты на обустройство, млн у. е. 1330 869 445 282
Эксплуатационные затраты, млн у. е. 1376 740 360 217
Выручка от реализации продукции, млн у. е. 12 347 5790 2628 1564
Экономические показатели
Доход государства, млн у. е. 3968 1759 774 455
Накопленный поток наличности, млн у. е. 6304 2631 1112 638
НДПН при ставке нисконтирование 10%, млн у. е. 969 465 188 95
НДПН при ставке дисконтирования 15%, млн у. е. 363 165 54 17
НДПН при ставке дисконтирования 20%, млн у. е. 91 21 -11 -21
Внутренняя норма возврата вложенных средств (ВНР), % 23,20% 21,10% 18,80% 16,80%
Максимальный дефицит наличности, млн у. е. 876 643 343 227
Срок окупаемости, лет 10 10 10 10
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 5/2005
43
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.