Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Экономико-технологические проблемы оптимизации темпа разработки нефтяного месторождения 13
1.1. Типы экономических задач проектирования разработки нефтяных месторождений 16
1.2. Подходы к решению задачи оптимизации темпа разработки нефтяного месторождения 21
1.3. Выводы по главе 25
Глава 2. Моделирование затрат на освоение месторождения 27
2.1. Концептуальная модель процесса нефтедобычи 31
2.2. Анализ подходов, используемых для оценки затрат 37
2.3. Методы количественной оценки удельных нормативов затрат 58
2.4. Регрессионная зависимость нормативов затрат от технологических параметров месторождения 86
2.5. Выводы по главе 88
Глава 3. Технико-экономическая модель нефтяного месторождения 90
3.1. Основные предпосылки модели 90
3.2. Методы оценки уровней добычи 93
3.3. Моделирование экономических показателей нефтяного месторождения98
3.4. Методы оценки оптимальных параметров разработки для моделей добычи «плато» и «пик» 105
3.5. Примеры оценки оптимального темпа разработки месторождения 109
3.6. Выводы по главе 121
Глава 4. Экспериментальный анализ оптимизации темпа разработки нефтяного месторождения 123
4.1. Модель численной оптимизации разработки месторождения 123
4.2. Анализ влияния темпа падения добычи нефти от скважины на оптимальные параметры разработки месторождения 126
4.3. Анализ влияния коэффициента дисконтирования на технологические решения 131
4.4. Аппроксимация зависимостей оптимальных параметров разработки от локальных и инфраструктурных затрат 134
4.5. Выводы по главе 136
Заключение 138
Перечень сокращений и условных обозначений 141
Список литературы 145
- Подходы к решению задачи оптимизации темпа разработки нефтяного месторождения
- Анализ подходов, используемых для оценки затрат
- Моделирование экономических показателей нефтяного месторождения
- Анализ влияния темпа падения добычи нефти от скважины на оптимальные параметры разработки месторождения
Подходы к решению задачи оптимизации темпа разработки нефтяного месторождения
Задача оценки оптимальных параметров системы разработки месторождения частично проработана в научной литературе. В целом исследования по данной тематике свидетельствуют, что вопросы выбора оптимальных параметров системы разработки требуют учета не только свойств резервуара, но и базируются на результатах экономического анализа. Данному вопросу посвящены работы [26, 27, 35, 36, 44, 45, 46, 67, 70, 79, 98, 106, 119, 127, 134, 139, 141, 153, 154, 161].
Наиболее широко освещена проблема выбора оптимального количества скважин [73, 77, 83, 84]. Так в статьях [134, 153] описана технико-экономическая модель в предположениях, что затраты прямо пропорциональны количеству скважин и все скважины вводятся одновременно. На основе численных экспериментов показана зависимость экономической эффективности освоения месторождения от числа скважин, их продуктивности и ставки дисконтирования. На примере конкретного месторождения выявлено оптимальное количество скважин, которое обеспечивает максимум дисконтированного дохода. Данные результаты позволяют сделать вывод только о влиянии экономических параметров проекта на выбор оптимальной плотности сетки скважин, при котором оптимальное решение определяется балансом между стоимостью скважины и ценностью запасов месторождения.
В статье [161] рассматривается модель разработки, предполагающая одновременный ввод скважин и постоянный уровень добычи нефти скважиной. По критерию NPV получено аналитическое выражение для оптимального фонда скважин в зависимости от начального дебита скважины, запасов, капитальных вложений и эксплуатационных затрат. Решение получено в предпосылках упрощенной модели месторождения, в которой не принимается во внимание темп падения добычи нефти, все скважины вводятся одновременно, все затраты соотнесены только со скважинами. Предполагается графический способ решения результирующего выражения.
В работах [98, 119, 127, 139] представлено аналитическое решение в аналогичной [161] постановке задачи с дополнительным предположением об экспоненциальном падении дебита нефти от скважины.
В статьях [79, 98] приводятся разработанные аналитические решения для задачи определения оптимального числа скважин с учетом темпа падения добычи нефти, все скважины вводятся единовременно. Аналитически получена зависимость оптимальной пиковой добычи, пропорциональной фонду скважин, от четырех параметров: запускного дебита скважины, затрат, приходящихся на одну скважину, net-back цены нефти и ставки дисконтирования. Показана устойчивость получаемого оптимального числа скважин к величине ставки дисконтирования [98]. В работе [139] приведена аналитическая модель оптимизации по числу скважин при их одновременном вводе, учитывающая зависимость между экспоненциальным темпом падения добычи нефти от скважины и общим числом скважин. В статье [127] аналитически определен оптимальный срок разработки месторождения для нескольких частных случаев: рассмотрена модель постоянной добычи, различные модели затрат с постоянной и условно-постоянной составляющими, модель для одновременного ввода скважин с учетом темпа падения добычи. Для каждого случая аналитически определен оптимальный срок разработки месторождения.
Чувствительность оптимальной плотности сетки скважин к изменению цены нефти, запускного дебита и затрат исследована в статьях [79, 106]. Вопрос отдельной оптимизации пикового уровня добычи рассмотрен в работах следующих авторов [13, 127, 161].
Значительным недостатком практически всех исследований по данной проблеме является то, что взаимосвязанные величины: количество скважин и темп их ввода (пиковый уровень добычи нефти) рассматриваются по отдельности. При этом фактор пикового уровня добычи является крайне важным для масштабных проектов. Вопрос одновременной оптимизации количества и темпа ввода скважин в явном виде рассмотрен лишь в работе [141], в которой проведено численное исследование оптимизации экономической эффективности освоения месторождения по параметрам плотности сетки скважин и пикового уровня добычи нефти. Приведены графики характерных зависимостей данных параметров от цены продукции и ставки дисконтирования.
В целом по результатам представленных в научной литературе исследований по проблемам оптимизации разработки месторождений можно сделать следующие выводы. На наш взгляд главным недостатком большинства работ является игнорирование вопроса выбора производительности внешней инфраструктуры месторождений. Зарубежная нефтегазовая инфраструктура является развитой исторически, по этой причине данный вопрос практически полностью отсутствует в иностранных работах. В то время как в российских условиях требуется возведения нефтегазовой инфраструктуры с нуля, что предопределяет значимость ее влияния на экономические результаты освоения месторождений.
Существенным частным аспектом задачи оптимизации темпа разработки является выбор интегральной функции качества принимаемого решения [7, 9, 37, 74, 76]. Анализ научно-технической литературы и отраслевой практики показывает, что оптимальный темп разработки существенно зависит от выбора критерия экономической эффективности.
Существует множество полярных взглядов на релевантность тех или иных критериев эффективности (включая NPV и IRR) в задаче оптимизации разработки нефтяного месторождения. Большинство источников рекомендуют при принятии технических решений использовать NPV. Основная дискуссия ведется относительно используемого критерия дисконтирования [89, 90, 91, 92]. Так, в работе [36] предлагается принимать решения о технологии и интенсивности разработки на основе чистого денежного потока при нулевой ставке дисконтирования.
Анализ подходов, используемых для оценки затрат
В реальности в ценообразовании может наблюдаться эффект масштаба, при котором стоимость оборудования возрастает медленнее его производительности. Для подтверждения возможности использования линейных моделей затрат в работе проведен анализ коммерческого программного комплекса для оценки затрат IHS Questor [30]. Программный продукт нацелен на обеспечение максимально-возможной точности, в связи с чем, применяемые в нем расчеты основаны на большом числе входных параметров и включают детализированную смету по каждому объекту обустройства. Сметы предоставляются производителями оборудования и операторами месторождений, таким образом, программный продукт с большой степенью достоверности описывает процессы ценообразования в нефтяной отрасли.
В программном комплексе концептуальная схема обустройства представляется ориентированным графом. Вершинами графа могут быть: кусты скважин, манифольды, установки подготовки нефти, точки сдачи продукции, терминалы. Ребра графа - трубопроводы. С целью выявления факторов, в наибольшей степени влияющих на стоимость, и определения характера затрат рассмотрим перечисленные объекты более подробно.
Входными параметрами для оценки трубопровода являются следующие: тип прокачиваемого флюида (нефть, нефть и вода, газ, нагнетание газа, газлифт, вода, нагнетание воды, сжиженный газ, конденсат, двухфазный поток жидкости и газа); пропускная способность; протяженность; материал трубопровода (углеродистая сталь, дуплексная сталь, коррозийно-стойкий сплав). Необходимость использования теплоизоляции; количество секций трубопровода - в зависимости от давлений на входе и выходе между двумя секциями может быть установлена насосная станция или станция понижения давления; рельеф местности и пересечение препятствий. Для каждой секции трубопровода учитывается количество пересечений препятствий (реки, дороги и пр.); тип строительства (подземный, наземный, надземный). Диаметр и толщина стенки рассчитываются из пропускной способности и давлений на входе и выходе трубопровода. Потери давления в трубопроводе рассчитываются по корреляциям Беггса и Брилла [67]. Температура окружающей среды вносит поправку на расчет свойств потока в трубопроводе. Давление на входе определяется исходя из величины требуемого давления на выходе (нормативное давление в распределительной сети, давление на ступени сепарации и т.п.).
Стоимость за единицу длины трубопровода определяется материалом, диаметром и толщиной стенки. Температура флюида задает покрытие трубопровода. Допуск на коррозию устанавливается по умолчанию согласно нормативу для каждого из материалов (допустимо изменение норматива). Для трубопроводов из углеродистой стали возможно использование катодной защиты. Вес протекторных анодов зависит от диаметра и протяженности трубопровода. Предполагается, что на 1 м2 наружной поверхности требуется 1кг анодов. Фасонная арматура и материалы для общестроительных работ рассчитываются как процент от стоимости линейной трубы.
Стоимость доставки материалов представляет процентное соотношение от стоимости самих материалов (доля зависит от того, где приобретается оборудование в регионе строительства или нет).
Продолжительность строительства рассчитывается исходя из рельефа местности, количества подключений, мобилизации строительных бригад. Продолжительность задает стоимость строительно-монтажных работ по прокладке трубопровода и сооружения переходов через препятствия.
Отдельным вопросом являются насосные станции и станции понижения давления, которые рассматриваются как самостоятельные площадные объекты с собственной сметой затрат. По этим объектам может быть задан тип энергоснабжения (электропривод или газовые турбины/ использование электросети и использование собственного источника). Наличие нефтеконденсатоотделителей на входе или выходе трубопровода, их мощность рассчитывается исходя из объема смеси нефти и конденсата (определяется на основе скорости потока и пропорции смеси жидкости и газа в трубопроводе). Количество и производительность насосов определяется от скорости потока.
Стоимость всего объема материалов и работ (металлоконструкции, трубопроводы, КИПиА, общестроительные работы, доставка) по строительству насосной станции понижения давления рассчитывается процентным соотношением от их массогабаритных характеристик. Дополнительный коэффициент на теплоизоляцию представляет собой множитель к стоимости единицы длины трубопровода и стоимости единицы массы насосной станции понижения давления. Помимо прямых затрат рассчитываются количество человеко-часов на проектно-конструкторскую работу и управление проектом весовыми коэффициентами от оборудования, материалов и площади сооружений, связанных с трубопроводом. Затраты на страхование, сертификацию и непредвиденные расходы рассчитывается процентом от базовой стоимости трубопровода. Таким образом, стоимость трубопровода для заданного маршрута прокладки можно условно задать как сумму стоимостей его секций.
Моделирование экономических показателей нефтяного месторождения
В основе разработанной модели [111] месторождения лежат следующие предположения: все скважины месторождения характеризуются одинаковыми значениями дебитов и удельных извлекаемых запасов (запасов, приходящихся на одну скважину); дебит скважины не зависит от момента ввода скважины в эксплуатацию; при любом количестве скважин, все извлекаемые запасы месторождения будут добыты; дебит скважины по жидкости q{ постоянен (существует поддержка пластового давления); дебит скважины по нефти падает вследствие обводнения продукции по экспоненциальному закону: qo(t) = qoie (3.1) где D - коэффициент непрерывного экспоненциального падения дебита нефти, я (t) связанный с дискретным коэффициентом падения за год d = L Чо (У 1) соотношением D = -lnd.
В значительном числе публикаций обращается внимание на влияние плотности сетки скважин на коэффициент извлечения нефти (КИН). Различные зависимости КИН от числа скважин рассмотрены во многих работах. Так, например, в работе [149] для горизонтальных скважин показано, что для водонапорного режима накопленная добыча зависит от плотности сетки скважин, расположения скважин и длины горизонтальных участков скважин. В работе [79] утверждается, что коэффициент извлечения обратно пропорционален расстоянию между скважинами. В работе [97] утверждается, что накопленная добыча (Np) может быть оценена как произведение начальных извлекаемых запасов (TV) и величины (1 - е x"wd), где Я - коэффициент, а nwd - число скважин. Данное выражение было получено эмпирически и, как утверждается в последующих обзорах [97], не несет физического смысла. Более существенным выводом из статьи является утверждение о существовании экономического предела, после которого уплотнение сетки скважин перестает быть экономически оправданным, т.е. существует оптимальное число скважин, при котором NPV проекта достигает максимума.
В работе [153] приведены результаты анализа четырех блоков месторождения с различной плотностью сетки скважин. Анализ проведен по данным, полученным за фиксированный для всех блоков период добычи. Получено, что для более плотной сетки скважин накопленная добыча превышает добычу с блоков с редкой сеткой скважин. При этом накопленная добыча на одну скважину больше в случае редких сеток скважин. Упоминается о необходимости учета экономического фактора (стоимости скважины) при принятии технологического решения.
Критический обзор ряда исследований влияния плотности сетки скважин на КИН приводится в работе [136]. Утверждается, что в большинстве случаев в эмпирических экспериментах по анализу влияния плотности сетки скважин на КИН для сравнения используют месторождения с различными фильтрационно-емкостными свойствами и различными экономическими условиями.
Результаты более высокого качества в предыдущих исследованиях получены при анализе блоков одного месторождения, разбуренных различными сетками скважин. Но для данных экспериментов характерен следующий недостаток: близкорасположенные блоки месторождения вводятся в эксплуатацию не единовременно, а с задержками, что при больших интервалах во времени приводит к отбору запасов еще не введенных блоков фондом действующих скважин с соседних объектов разработки.
В случае одновременного ввода в эксплуатацию близкорасположенных объектов, на блоках месторождений с плотной сеткой скважин пластовое давление падает быстрее, чем на блоках с редкой сеткой скважин. Нефть естественным образом движется из области высокого давления (редкая сетка скважин) в область низкого давления (плотная сетка скважин), тем самым ухудшая качество результатов эксперимента.
Следующей проблемой известных исследований (в качестве примера может служить [153]) является отсутствие учета того факта, что за фиксированный промежуток времени накопленная добыча с блока месторождения с более плотной сеткой скважин в любом случае превысит накопленную добычу с блока с редкой сеткой скважин. При этом за бесконечное время значения накопленной добычи с двух этих блоков сойдутся. В работе в большей степени рассмотрен физический аспект КИН, при этом упоминается, что необходимо учитывать экономический эффект, с точки зрения экономического предела на котором выгодно эксплуатировать скважину.
В ряде исследований [94, 151, 146] утверждается, что вопрос выбора плотности сетки скважин наоборот является исключительно экономическим. [114] показал в своей работе, что уменьшение КИН связано лишь с выбором плотности сетки меньше определенного предельного значения. Показано, что темп бурения и пусковые дебиты скважин оказывают существенное влияние на экономический эффект от освоения месторождения. Утверждается, что решение по выбору плотности сетки скважин должно основываться на стоимости скважины, плотности запасов, пусковых дебитах, цене нефти, темпе бурения и общем сроке добычи.
Таким образом, анализ существующих исследований приводит к выводу, что практически всегда зависимостью коэффициента извлечения нефти от плотности сетки скважин можно пренебречь [36, 67]. Связано это с тем, что экономически допустимые расстояния между скважинами или значительно меньше (в случае хорошо выдержанных пластов) или много больше (в случае расчлененных прерывистых пластов), чем характерные размеры геологических неоднородностей.
Анализ влияния темпа падения добычи нефти от скважины на оптимальные параметры разработки месторождения
Вид зависимости TwD от С и C1D / Ст для двух моделей разбуривания приведен на рисунке 3.5. Как и следовало ожидать, при увеличении совокупных затрат на бурение и эксплуатацию скважин извлекаемые запасы, приходящиеся на одну скважину должны быть увеличены. Отметим, что в модели «пик» оптимальные запасы на одну скважину всегда выше, чем в модели «плато» (см. рисунок 3.5). На рисунке 3.5 приведена зависимость безразмерного времени разбуривания месторождения TdD от локальных и инфраструктурных затрат для модели 1 (плато). Анализ показывает, что в рамках модели 2 (пик) наиболее выгодным является разбуривание в первый год (TdD =0), что на практике редко реализуемо. Этот факт является еще одним доводом в пользу разбуривания по модели «плато».
Расчеты показывают, что NPV, достигаемое при разбуривании по модели «плато», при прочих равных условиях всегда больше значения, достигаемого в модели «пик», т.е. разбуривание по модели «плато» более оптимально. В подтверждение на рисунке 3.7 показана разность значений NPV для модели «плато» и модели «пик».
При этом разбуривание месторождения по модели плато является достаточно затруднительным, т.к. необходимо вводить все скважины единовременно.
Необходимо отметить, что модели пика и плато задают границы для параметров разработки: запасов на скважину и темпа отбора в промежуточных моделях разработки: например, продолжительный выход на плато.
По третьей главе можно сделать следующие выводы. Предложена технико-экономическая модель разработки нефтяного месторождения. Отличительной особенностью предложенной модели является учет влияние темпа разбуривания месторождения на оптимальную плотность сетки скважин, затраты на подъем и утилизацию попутной воды, снижения дебита скважин по нефти со временем вследствие роста обводненности продукции (дебит скважин по жидкости считается постоянным), отключение скважин при достижении критически малого значения дебита по нефти. В разработанной модели отделены затраты на строительство и эксплуатацию скважин от затрат на инфраструктурные объекты. Учтена динамика выплат амортизационных отчислений по каждой из этих двух групп объектов.
Показано, что разработка месторождения характеризуется 5 безразмерными параметрами: безразмерные запасы на скважину, безразмерный темп отбора, безразмерная стоимость скважины: отношение суммарных приведенных затрат на скважину к цене запускного дебита, безразмерная стоимость базовой инфраструктуры, безразмерная стоимость расширения инфраструктуры.
В рамках технико-экономической модели разработки месторождения предложен метод выбора оптимальных параметров системы разработки. Показано, что безразмерные запасы на скважину и безразмерный темп отбора зависят только от безразмерной стоимости скважины и расширения инфраструктуры. Таким образом, показано, что оптимальное технико-экономическое решение определяется балансом двух стоимостей: локального обустройства и инфраструктуры.
Показано, что задача выбора оптимальных запасов на скважину не может быть решена без учета затрат на инфраструктуру. При одних и тех затратах на скважины и локальное обустройство при более дорогой инфраструктуре становится оптимальным вариант с более разреженной сеткой скважин. В частности, из этого следует, что при выборе параметров разработки в новых регионах нельзя использовать в качестве аналогов месторождения в регионах с развитой инфраструктурой. Выявлено, что вариант разбуривания «плато» всегда более экономически привлекателен, чем вариант разбуривания «пик». Разница между вариантами разбуривания незначительна при малой стоимости инфраструктуры.
Глава посвящена примерам расчетов показателей разработки месторождений с использованием экспериментального численного модуля. В разделе 4.1 приводится описание расчетного модуля для оценки оптимальных параметров системы разработки нефтяного месторождения. В разделе 4.2 исследована зависимость оптимальных параметров системы разработки от темпа падения добычи, используемого в модели скважины. В разделе 4.3 для примеров методом имитационного моделирования проведен анализ чувствительности оптимальных параметров системы разработки месторождений относительно изменения значения коэффициента дисконтирования, принятого при расчете NPV. В разделе 4.4. предложена возможность аппроксимации разработанных зависимостей. В разделе 4.5. даны основные выводы.
На основе разработанных и представленных в третьей главе методов и моделей оптимизации системы разработки нефтяного месторождения реализован расчетный модуль в MS Excel (рисунок 4.1). Этот модуль позволяют проводить оценку оптимальных параметров [14] систем разработки месторождений или отдельных эксплуатационных блоков, для которых предполагается темп добычи, соответствующий моделям разбуривания «плато» или «пик».
В процессе расчета производится полный перебор значений продолжительности периода бурения (Td) и кратности запасов (Tw) по следующей схеме: на каждой очередной итерации фиксируется величина темпа отбора (Td, Tw) из перебираемого диапазона. На основе этой пары значений и входных параметров (параметры разработки, экономические параметры, сценарные условия) формируются уровни добычи нефти, скважинной жидкости и график ввода скважин. Уровни добычи, динамика фонда скважин и экономические нормативы составляют основу для расчета динамики капитальных вложений и операционных затрат. Профиль добычи нефти и net-back 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 Td и Tw). По результатам полного перебора значений определяется темп отбора (Td, Tw), для которого NPV принимает максимальное значение. Данный темп отбора является оптимальным.
Результатами расчета являются: оптимальные параметры темпа разработки: продолжительность бурения, кратность запасов; оптимальный уровень пиковой добычи; оптимальный фонд скважин; оптимальный темп бурения; NPV проекта освоения; NPV одной скважины; удельные капитальные вложения и операционные затраты.
Разработанный расчетный инструмент позволяет производить экспресс-оценку экономических параметров проекта разработки для широкого диапазона технологических концепций освоения месторождений. Алгоритм расчета является универсальным и может быть адаптирован под решение частных задач (к примеру определение оптимального фонда скважин при фиксированном темпе бурения, определение оптимального профиля добычи для промежуточной модели между «плато» и «пик», расчет с применением кривых падения, заданных моделью Арпса с различными коэффициентами).
