Разработка проекта плана повышения качества работ ООО «РН-уватнефтегаз» на 2014 год

 

• Кальчинское месторождение нефти

 

• Анализ текущего состояния разработки месторождения в целом

 

Разработка Кальчинского месторождения начата в 1992 году вводом скважины 61Р на пласт Ю3-4. В 1993 году в разработку введены пласты Ачимовской пачки, а в 2001 году – пласты Ю1аб, Ю1.

По состоянию на 01.01.2012 г. На месторождении пробурено 245 скважин. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин составляет 114, из них действующий фонд – 113, в бездействии – 1; эксплуатационный фонд нагнетательных скважин – 55, действующий нагнетательный фонд – 54, бездействующих – 1; четыре скважины ликвидированы по геологическим причинам, одна – в консервации, 12 – в пьезометрическом фонде, водозаборных – 59. В пьезометрическом фонде находятся, в основном, высоко обводненные скважины.

Характеристика фонда скважин в целом по месторождению приведена в таблице 1.

 

Таблица 1 – Характеристика фонда скважин на 01.01.2012 г.

Наименование	Характеристика фонда скважин	Количество скважин
		Ач	Ю0+Ю1аб	Ю1	Ю3-4	Итого
Фонд добывающих скважин	Пробурено	131	1*	1	4	136
	Возвращено с других горизонтов	1	-	-	-	-
	Всего	128	1*	1	2	131
	В том числе:
	Действующие	113	1*	0	0	113
	из них фонтанные	-	-	-	-	-
	ЭЦН	113	1*	0	0	113
	ШГН	-	-	-	-	-
	Бездействующие	0	-	1	0	1
	В освоении после бурения	-	-	-	-	-
	В консервации	1	-	-	-	1
	Пьезометрические	11	-	-	1	12
	Переведены под закачку	3	-	-	-	3
	Переведены в водозаборные	1	-	-	1	2
	Переведены на др. Горизонты	-	-	-	1	-
	Ликвидированные	3			1	4
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	52	-	-	-	52
	Возвращено с других горизонтов	-	-	-	-	-
	Переведены из добывающих	3	-	-	-	3
	Всего	55	-	-	-	55
	В том числе:
	Под закачкой	54	-	-	-	54
	Бездействующие	1	-	-	-	1
	В освоении после бурения	-	-	-	-	-
	В консервации	-	-	-	-	-
	В отработке на нефть	-	-	-	-	-
	Переведены на др. Горизонты	-	-	-	-	-
	Ликвидированные	-	-	-	-	-
Фонд водозаборных скважин	Пробурено	-	-	-	-	57
	Переведены из добывающих	1	-	-	1	2
	Всего	1	-	-	1	59
* - скважина 611 эксплуатирует  совместно Ач и Ю1аб

 

За 2011 год добыто 648,9 тыс.т нефти и 3553,9 тыс.т жидкости. Годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов – 2,6%, от текущих извлекаемых запасов – 5,6%. Закачка составила – 4873,9 тыс.м3, средняя приемистость нагнетательных скважин – 263,4 м3/сут, текущая компенсация – 132,1%.

Всего по состоянию на 1.01.2012 г. Отобрано 13443,1 тыс.т нефти, жидкости – 34018,2 тыс.т. при текущей обводненности – 81,7%. Накопленная закачка составила – 45365,3 тыс.м3.

Вышеизложенные тенденции показателей разработки месторождения формируются за счет основного объекта разработки – ачимовского, добыча по которому составляет как по проекту, так и по факту 99,7% от общей добычи по месторождению.

Второстепенные объекты практически не разрабатываются из-за отсутствия фонда скважин и низких перспектив бурения на них собственных сеток.

Действующий фонд добывающих скважин эксплуатируется механизированным способом с помощью ЭЦН.

Средний дебит жидкости одной действующей добывающей скважины составил 86,6 т/сут, нефти –  15,8 т/сут, средняя обводненность продукции составила 81,7%.

Динамика основных показателей разработки приведена в таблице 2 и на рисунке 2. Судя по приведенной на рисунке гистограмме, характеризующей изменение дебита жидкости во времени, можно отметить, что динамика имеет волнообразный характер с постепенным подъемом, на фоне постоянного роста обводненности. Максимальные значения связаны с проведением геолого-технологических мероприятий (включая ГРП).

 

 

 

Рис.2 Динамика основных показателей разработки Кальчинского месторождения

 

• На 01.01.2012 г. На месторождении пробурено 245 скважин, в том числе эксплуатационный фонд нефтяных скважин – 114; эксплуатационный фонд нагнетательных скважин – 55; четыре скважины ликвидированы по геологическим причинам, одна в консервации, 12 в пьезометрическом фонде, водозаборных – 59.
• Средний дебит жидкости одной действующей добывающей скважины составил 86,6 т/сут, нефти –  15,8 т/сут, средняя обводненность продукции составила 81,7%.
• Действующий фонд добывающих скважин эксплуатируется механизированным способом с помощью ЭЦН.
• За 2011 год добыто 648,9 тыс.т нефти и 3553,9 тыс.т жидкости. Годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов – 2,6%, от текущих извлекаемых запасов – 5,6%.
• Всего по состоянию на 1.01.2012 г. Отобрано 13443,1 тыс.т нефти, жидкости – 34018,2 тыс.т. при текущей обводненности – 81,7%. Накопленная закачка составила – 45365,3 тыс.м3.
• Тенденции показателей разработки Кальчинского месторождения формируются за счет показателей основного ачимовского объекта, добыча по которому составляет как по проекту, так и по факту 99,7% от общей добычи по месторождению.
• Второстепенные объекты практически не разрабатываются из-за отсутствия фонда скважин и низких перспектив бурения на них собственных сеток.

 

На дату анализа реализация проектного фонда составляет 76% и составляет 245 скважин. К бурению предусмотрено 78 скважин.

Согласно проектным документам, в течение 5 последних лет на месторождении должны были пробурить 7 скважин. Из них только одна была пробурена, но в эксплуатацию не вводилась и ликвидирована по техническим причинам (скв. № 111). Бурение, запланированное на 2008 год (2 скважины) было перенесено на 2011 г. В 2011 году в восточной части месторождения из запланированных для бурения четырех скважин – ни одной не пробурено, что привело к отставанию как в количестве фонда добывающих скважин, так и в уровнях добычи нефти и жидкости.

Также, планировалось вернуть в разработку на юрские объекты – Ю1 и Ю3-4 – две скважины. Одну на объект Ю1 во временную эксплуатацию – скважину № 277 и одну на объект Ю3-4 – скважину №61Р. Проектные решения выполнены частично.

Как было сказано выше, бурение скважин не производилось, следовательно, это отразилось на фактическом фонде скважин.

Так, по 2008 год включительно, фонд добывающих скважин превышал проектный на 1-2 скважины, что в процентном отношении составляет 0,8-1,6%. Однако, в 2009 году из фонда добывающих выбыло 6 скважин, что больше проектного уровня на 3 скважины и, начиная с этого года, фонд добывающих скважин всегда оставался ниже проектного. Максимальное отклонение наблюдается в 2011 году – минус 6 скважин или 5,3%. Отставание фактического добывающего фонда объясняется отсутствием бурения 6-ти скважин.

Отсутствие бурения не могло не сказаться на уровнях добычи нефти и жидкости.

Так, в течение 2007-2010 гг. Расхождение фактических уровней и проектных добычи нефти было не значительным и составляло от -0,3% (2008г.) до +1,7% (2009 г.), Уровни удерживались в основном за счет большего количества действующих добывающих скважин (2007-2008 гг.) и высокого коэффициента эксплуатации добывающих скважин (2009-2010 гг.). Однако в 2011 году отмечается значительное отставание по добыче нефти, которое составило -15,7% (101,9 тыс.т.).

Также не однозначная картина и с уровнями добычи жидкости.

Так, в течение 2007-2008 гг. Отмечается превышение фактических уровней добычи жидкости над проектными на 4% (2007 г.) и 6,3% (2008 г.), что вызвано переходящим эффектом от ГРП, проведенного в предыдущие годы. Затем последовало снижение уровней и с 2009 года отставание с каждым годом увеличивается – с 4,4% (167,2 тыс.т. в 2009 г.) до 16,2% (574,9 тыс.т. в 2011 г.). Также отмечается снижение дебитов жидкости высокодебитных скважин на протяжении анализируемого периода. Отставание дебита жидкости от проекта наблюдается на протяжении 2009-2011 гг., причем максимальное отставание наблюдается 2010-2011 гг. – 15,5%.

При этом уровни закачки на протяжении последних пяти лет всегда были выше проектных. Компенсация превышала проектный уровень на 16,2% (2010 г.) – 47,1% (2007 г.), составив в 2011 году – 132,1%.

• Экономические показатели эффективности месторождения

 

В таблице 3 приведены цены на реализуемую продукцию, нормативы капитальных и эксплуатационных затрат, а также ставки налогов и платежей, используемые при расчете показателей эффективности инвестиций.

 

Условия реализации продукции

Предусматривается продажа 70 % нефти на внутреннем и 30 % на внешнем рынках. Уровень цены на внутреннем рынке с НДС принят в размере 10000 руб./т, цена нефти на внешнем рынке – 100 долл./брр. Затраты на транспорт нефти на внешний рынок составляют 32.0 долл./т. Весь добываемый попутный газ используется на собственные нужды.

 

Источники финансирования и финансовые условия

Финансирование проекта предполагается осуществлять за счет собственных средств предприятия.

Для оценки эффективности разработки месторождения использовались следующие показатели эффективности инвестиционного проекта:

- чистый доход (ЧД);

- чистый дисконтированный  доход (ЧДД);

- внутренняя норма доходности (ВНД);

- срок окупаемости инвестиций (без дисконтирования денежного потока и с дисконтированием);

- индексы доходности.

Определялась коммерческая эффективность проекта, при оценке которой учитываются финансовые последствия осуществления проекта для непосредственных его участников.

Расчеты коммерческой эффективности вариантов разработки производились в постоянных ценах.

Расчетный период разбивался на шаги – отрезки времени, в пределах которых производится агрегирование данных, используемых для оценки финансово-экономических показателей. Продолжительность шага равна 1 году.

Основой для определения всех показателей эффективности являлся прогнозируемый денежный поток, непосредственно связанный с реализацией проекта разработки.

Денежный поток представляет изменение денежных средств за единицу времени. Другими словами денежный поток – это зависимость от времени денежных поступлений и затрат. Он представляет собой последовательность годовых значений разности между притоками и оттоками денежных средств за расчетный период.

В денежный поток включались притоки и оттоки денежных средств, связанные с инвестиционной и операционной деятельностью.

Показатели эффективности проекта разработки (с учетом дисконтирования) рассчитывались на основании дисконтированного денежного потока.

Дисконтирование осуществлялось путем умножения каждого значения денежного потока, соответствующего году t, на коэффициент дисконтирования a(t)=1/(1+Eн)t.

Основным экономическим нормативом, использовавшимся при оценке эффективности, являлась норма дисконта (Ен). При оценке коммерческой эффективности она отражает альтернативную, не связанную с данным проектом эффективность использования капитала (т.е. минимально приемлемую для инвестора).

Основные экономические показатели рассчитывались с нормой дисконта, равной 0,1.

Чистый дисконтированный доход (ЧДД, Net Present Value – NPV) определялся как сумма дисконтированных значений денежного потока проекта. ЧДД характеризует превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами для данного проекта с учетом их неравноценности из-за разновременности. Для признания проекта эффективным с точки зрения инвестора необходимо, чтобы ЧДД был положительным.

Внутренней нормой доходности (ВНД, Внутренняя норма рентабельности, Internal Rate of Return – IRR) называется такое значение нормы дисконта Eв, отвечающее следующим условиям: при норме дисконта Eв чистый дисконтированный доход проекта обращается в 0, это число единственное. Разность между ВНД и нормой дисконта характеризует степень устойчивости проекта.

В наиболее распространенном случае инвестиционные проекты имеют одну перемену знака денежного потока. Проект начинается с инвестиционных затрат, которые приводят к отрицательным денежным потокам, а затем получаются доходы – здесь денежный поток положительный. В этом случае значение ВНД можно сопоставлять с нормой дисконта Ен. Инвестиционные проекты, у которых ВНД>Ен, имеют положительный ЧДД и поэтому эффективны. Проекты, у которых ВНД<Ен, имеют отрицательный ЧДД и поэтому неэффективны.

Срок окупаемости, рассчитанный без дисконтирования (с дисконтированием) денежного потока, соответствует периоду, по истечении которого накопленный чистый доход (чистый дисконтированный доход) становится неотрицательным. Срок окупаемости характеризует риск, связанный с длительностью возврата вложенного капитала.

Индексы доходности характеризуют размер дохода (в долях единицы), приходящегося на единицу денежных затрат за срок реализации проекта:

- индекс доходности затрат (иногда называемый Р-фактором) определяется отношением суммы денежных притоков (накопленные поступления) к сумме денежных оттоков (накопленным затратам);