Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ методических подходов и процедур для оценки и геологоразведочных проектов и проектов разработки месторождений, применяемых в ведущих российских и зарубежных нефтегазовых компаниях 9
1.1 Классификация основных подходов для оценки и инвестиционных проектов 9
1.2 Российские подходы к оценке и ранжированию инвестиционных проектов 22
1.3 Зарубежные подходы к оценке и ранжированию инвестиционных проектов 26
2 Математическая модель и алгоритм оценки шельфовых проектов на стадии геологоразведочных работ с учетом геологических рисков 37
2.1 Вероятностная оценка ресурсов 37
2.2 Планирование геологоразведочных работ для шельфовых месторождений с учетом вероятностной оценки ресурсов 41
2.3 Методика расчета шельфового месторождения на стадии геологоразведки 49
3 Математическая модель и алгоритм оценки шельфовых проектов на стадии разработки с учетом геологических, технологических и финансовых рисков 52
3.1 Вероятностная оценка дебита добывающих скважин 52
3.2 Обоснование системы разработки шельфового месторождения 57
3.3 Анализ неопределенности продуктивности скважин 65
3.4 Математическая модель для оценки капитальных затрат на строительство морских нефтегазодобывающих сооружений 81
3.5 Моделирование стохастического изменения цены на нефть и расчет ставки дисконтирования
3.6 Методика расчета шельфового месторождения на стадии разработки 95
4 Апробация разработанной математической модели на примере оценки перспективного месторождения в Карском море 97
Заключение 102
Список цитируемых источников
- Российские подходы к оценке и ранжированию инвестиционных проектов
- Зарубежные подходы к оценке и ранжированию инвестиционных проектов
- Планирование геологоразведочных работ для шельфовых месторождений с учетом вероятностной оценки ресурсов
- Математическая модель для оценки капитальных затрат на строительство морских нефтегазодобывающих сооружений
Введение к работе
Актуальность проблемы
Одной из важнейших проблем нефтяной отрасли России является падение темпов наращивания сырьевой базы, что в перспективе может привести к преждевременному падению добычи углеводородов (УВ). Для выполнения государственной программы по поддержанию и наращиванию уровней добычи УВ в России необходимо использование ресурсного потенциала и вовлечение в разработку перспективных шельфовых месторождений арктического региона.
Оценка проектов в данном регионе находится в предынвестиционной стадии, включающей формирование инвестиционного замысла, вариантов проекта и технико-экономическое обоснование (ТЭО), и осложнена недостатком информации, отсутствием аналогов и большими неопределенностями. Перспективные месторождения находятся в регионе со слабо развитой инфраструктурой, низкой геологической изученностью и суровыми природно-климатическими условиями.
Все это диктует необходимость разработки методик и алгоритмов оптимизации портфеля инвестиционных шельфовых проектов с учетом рисков на стадии геологоразведки и разработки месторождения.
Учет вероятностного характера информации является важнейшим условием принятия эффективных управленческих решений. Требуется создание шаблонов выбора технологий и методик для оценки проектов, отражающих особенности освоения перспективных месторождений арктического шельфа. Шаблоны выбора технологий необходимы как средство систематизации и использования опыта, накопленного при разработке месторождений-аналогов.
Целью работы является повышение точности оценки эффективности шельфовых проектов в предынвестиционной стадии с учетом геологических, технологических и финансовых неопределенностей и рисков.
Задачами исследования являются:
-
Разработка математических моделей и алгоритмов оценки геологоразведочных проектов и проектов разработки месторождений в предынвестиционной стадии с учетом неопределенностей и рисков.
-
Разработка шаблонов выбора технологий систем заканчивания добывающих скважин и выбора оптимальной плотности сетки скважин для шельфовых месторождений.
-
Разработка методики оценки капитальных затрат на строительство морских нефтегазодобывающих сооружений для условий арктического региона, обеспечивающая 4й класс точности по международной классификации МАРСИ (Международная Ассоциация Развития Стоимостного Инжиниринга).
Научная новизна
-
Разработан научно обоснованный метод экспертно-статистического моделирования реализации шельфовых проектов в предынвестиционной стадии с учетом геологических, технологических и финансовых рисков.
-
Разработаны шаблоны выбора технологий заканчивания добывающих скважин и выбора оптимальной плотности сетки скважин для шельфовых месторождений.
-
Впервые разработана научно-обоснованная методика оценки капитальных затрат на строительство морских нефтегазодобывающих сооружений для условий арктического региона, учитывающая природно-климатические особенности Арктического региона.
На защиту выносятся следующие положения:
-
Метод экспертно-статистического моделирования, включающий в себя три метода оценки – метод дерева решений, Монте-Карло и реальных опционов для оценки шельфовых месторождений на стадии геологического изучения.
-
Шаблоны выбора технологий заканчивания добывающих скважин и выбора оптимальной плотности сетки скважин для шельфовых месторождений.
-
Методика оценки капитальных затрат на строительство морских нефтегазодобывающих сооружений для арктического региона.
-
Математическая модель оценки шельфовых проектов на стадии геологоразведки и разработки с учетом геологических, технологических и финансовых рисков.
Практическая ценность работы
Результаты работы используются в ОАО «НК «Роснефть» при оценке перспективных геологоразведочных проектов и проектов разработки месторождений, в том числе шельфовых. На основе результатов исследования разработаны следующие методические указания ОАО «НК «Роснефть»:
-
«Вероятностная оценка ресурсов нефти и газа перспективных и действующих участков с учетом геологических рисков»
-
«Методика оценки геологоразведочных проектов методом опционов»
-
«Методика оценки проектов разработки месторождений методом опционов»
Апробация результатов работы
Основные результаты диссертационной работы были представлены на следующих конференциях: IV научно-практическая конференция "Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений, добычи и переработки нефти" (Уфа, 26-28 апреля 2011г.); Корпоративная конференция по обмену опытом в инновационной деятельности (Самара, 5-6 июля 2011г.); Первый Российский нефтяной конгресс РНК (Москва, 14-16 марта 2011г.); Корпоративная научно-техническая конференция молодых специалистов (Уфа, апреля 2011г.); XI Научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Геленджик, 27-29 сентября 2011г.); Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE 2011 по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике (Москва, 18 – 20 октября 2011г.). Результаты работы обсуждались на научно-технических советах ОАО «НК «Роснефть» и дочерних обществ Компании (в 2009-2011 гг.).
Публикации
Основное содержание работы изложено в 9-и публикациях, в том числе 6 работ, опубликованных в ведущих рецензируемых журналах, в тезисах докладов 3-х конференций.
Структура и объем диссертации
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованных источников, включающего 112 наименований. Диссертация изложена на 117 страницах, включает 4 таблицы, 27 рисунков.
Российские подходы к оценке и ранжированию инвестиционных проектов
Объектом данного метода является сателлитное месторождение расположенное близко к большой газоконденсатной залежи в Северном море. Разведочная скважина будет закончена как добывающая, и дополнительно предуематриваются 2 добывающие скважины. Они могут быть пробурены быстро одна за другой или упорядочены согласно расписанию, в последнем случае необходимо будет выполнить пересмотр проекта. Данная методика представляет новый способ последовательного обновления технологических параметров при получении новой информации при бурении разведочной скважины и включает в себя оценку методом реальных опционов проектов в целом.
В основном сценарии производственной стратегии предусматривается остановка проекта в тот момент, когда операционные затраты начинают превышать выручку. Две различные модели (Блэка Шоулза и модель возврата к среднему) использовались для моделирования колебаний цен на нефть, по которым индексируются цены на газ. Метод Монте-Карло использовался для симуляции трех сценариев разработки (1 или 2 дополнительных скважины, пробуренные одновременно или последовательно) для обеих моделей цены.
Метод реальных опционов обеспечивает достаточно многообещающий способ оценки проектов, начиная от разработки месторождений, заканчивая проектами исследования и разработки. Основная идея лежащая в основе данного подхода заключается в том, что традиционные техники оценки проектов, такие как дисконтирование денежных потоков не в состоянии учесть всю стоимость проекта, т.к. они не учитывают возможность менеджмента реагировать на изменяющиеся условия. К примеру, обладая лицензией на разработку месторождения, компания вправе начать разработку немедленно или отложить разработку до получения дополнительной информации. Причиной могут быть как события политической природы, результаты предстоящих выборов, так и технические аспекты, такие как бурения дополнительной скважины на основе лицензионных обязательств или на основе дополнительного договора на аренду участка.
Первым шагом в применении опционной модели является определение какой опцион заключен в проект. В ранних 90-х Маркланд [24] заметил, что, не емотря на преобладающий энтузиазм по поводу опционной теории и теории реальных опционов, мало литературы направлено на реальные опционы, большинство сконцентрировано на финансовых опционах. В то время применение реальных опционов к нефтяной промышленности основывалось в основном на опционных решениях, таких как: инвеетировать в проект; прекратить проект; законсервировать проект; отложить или ускорить производство.
Оценка таких опционов подразумевает иепользования моделей цены на нефть, которые доступны в мировой литературе. Другим важным элементом неопределенности являются запасы месторождения. Одной из основных целей данной методики является оценка влияния дополнительных скважин на стоимость проекта. В оценке проекта разработки Кемна [25] упоминает данную проблему, но не разрешает ее. Он рассматривает три опциона: отдать лицензионный учаеток; разработать проект; бурить дополнительную екважину каждый год е целью удерживать за собой месторождение.
Для упрощения вычислений, он предполагал, что новые скважины не привносят новой информации для оценки размера запасов. Следовательно, единственным потенциальной пользой от бурения дополнительных скважин является откладывание инвестиций на пару лет вперед. За последнее десятилетие несколько авторов предложили пути оценки стоимоети информации по мере ее (информации) появления.
Диас [26] разработал подход, основанный на теории игр для Бразильского промысла, к моменту, когда закончилась монополия Петробраса в Бразилии. Компании получали краткосрочные лицензии (в большинетве случаев на 5 лет) на участках с проведенной сейсморазведкой, но без пробуренных скважин. Информация по залежи может быть получена непосредственно из бурения поисковых скважин; в качестве альтернативы компании могут ожидать и следить за результатами бурения на прилегающих участках.
Хорн и Кар [27] использовали техники опционного ценообразования для оценки стоимости информации на примере морского газового месторождения. Стоимость проекта основывалась на 2х факторах; цена нефти и запасы. Обширная рыночная информация была доступна на цены на газ, которые были смоделированы, используя стандартный стохастический процесс. Моделирование объемов запасов составляет большую трудность. Автор признается, в том, что актуальные запасы в значительной мере изменяются в зависимости от первоначальных предположений. Существует 10% вероятность получения в три раза больше предсказанных запасов, при этом есть 50% вероятность получения запасов менее прогнозных.
Зарубежные подходы к оценке и ранжированию инвестиционных проектов
Видно, что после успешного бурения первой скважины, вероятность успешности второй скважины возрастает, т.к. увеличиваются вероятности подтверждения коллекторских свойств, фаций, наличия ловушки, нефтематеринской породы и миграции. Однако бурение третьей скважины на значение Ко, запасов связано с рисками распространения коллектора на такую площадь.
По полученным вероятностям бурения скважин строится дерево решений па стадии геологоразведки. Для рассматриваемого примера на рис.7 предложено дерево решений па стадии геологоразведки перспективной шельфовой занежи, согласно описанной выше методике бурения поисково-разведочных скважин. Бурению каждой скважины приурочены вероятности (Р) успеха (указано зеленым) и неудачи (указано красным) подтверждения контура нефтеносности.
В конце геологоразведочного этапа освоения залежи существует несколько вероятных исходов открытия и подтверждения запасов. В рассматриваемом примере после этапа геологоразведки мы получаем четыре возможных варианта открытия запасов нефти (рис.7). Конечная вероятность открытия каждого контура залежи определяется перемножением всех вероятностей по каждой ветке дерева.
Предложенная методика оценки успешности бурения поисково-разведочных скважин и построения дерева решений на стадии геологоразведки перспективной залежи позволяет получить накопленную вероятность каждого возможного исхода при разведке залежи.
Для построения плана ГРР многопластовой залежи необходимо определить оценку распределения прогнозных ресурсов по площади. Объем прогнозных ресурсов для интересующих вероятностей реализации считается известным, например, по результатам расчета совместного распределения прогнозных ресурсов вероятностным методом. Возможным упрощением является рассмотрение группы многопластовой залежи как одного объекта с уередненными свойствами. При этом построение контуров прогнозных ресурсов для различных вероятностей происходит с применением объемного метода и корректирующих коэффициентов для нефтенасыщенной толщины или площади залежи.
Обычно выполняется оценка суммарного углеводородного потенциала не индивидуального перспективного объекта, а их совокупности, например в границах лицензионного блока. Рассмотрим пятъ компонент вероятности геологического успеха, некоторые из которых применимы ко всем ловушкам на площади плея, другие изменяются в ловушках плея. В качестве примера часто встречающихся региональных геологических признаков можно привести: наличие зрелых материнских пород по нефти и газу, миграцию углеводородов в область плея и фактор времени. Независимые геологические признаки обычно включают наличие коллектора, замкнутой структуры и сохранность УВ. В некоторых случаях составляющие каждого основного геологического признака могут изменяться. Например, эффективность изоляции (просачивание по трещинам) может быть независимым признаком, результат действия которого выразится в том, что некоторые, но не все, ловушки плея окажутся сухими, в то время, как региональная история сохранения (отсутствие биологической или термической деградации) может быть общей для всех ловушек и, следовательно, может рассматриваться как региональный признак.
Предположим, в пределах исследуемого участка недр выявлено пять перспективных объектов. Исходя из предположения, что факторы Р,_5 для объектов независимы, вероятностъ одно из пяти открытий может бытъ оценена как риск того, что ни одного открытия не произойдет: Р = 1-((1-/ЇХІ-,Р2ХІ--РЗХІ-лХІ- )). (ю) Однако в болъшинстве случаев факторы РЬ5 для подобных объектов взаимосвязаны и резулътаты бурения одного из группы перспективных объектов непосредственно влияют на оценку потенциала прочих. В таком случае исполъзуется понятие условной вероятности.
При оценке вероятности обнаружения залежей на разных структурах необходимо учитывать только произведение независимых коэффициентов геологической успешности (О- Произведение же совместных (зависимых) коэффициентов геологической успешности (Рт) целесообразно использовать при оценке вероятности обнаружения залежи по одному плею в целом.
Планирование геологоразведочных работ для шельфовых месторождений с учетом вероятностной оценки ресурсов
В проетейшем елучае извлекаемые запаеы определяютея по имеющимся данным геологических запасов и принятому значению КИН (по модельным расчетам или аналогам). В общем случае задаютея коэффициенты вертикальной и латеральной неоднородноети плаета. параметры относительных фазовых проницаемостей, определяется оптимальная система разработки. Запускной дебит скважин рассчитывается в зависимости от типа заканчивания и параметров пласта.
Особенностью разработки шельфовых месторождений является повсеместное использование горизонтальных скважин (ГС) [51, 52]. Это обусловлено тем, что при размещении платформы в одной точке, необходимо обеспечить максимальный охват залежи скважинами. Разработка шельфовых месторождений характеризуется высокими не только капитальными, но и операционными затратами, так же, ограничено время жизни одной добываюшей платформы, особенно в суровых условиях арктического региона. Это приводит к необходимости интенсификации добычи углеводородов, сокращению сроков извлечения запасов, ускорению достижения проектного (пикового) уровня добычи УВ и уменьшению эксплуатационного фонда скважин. Поэтому необходимо использовать различные методы увеличения нефтеотдачи. В последнее время в нефтяных компаниях наибольшее распространение получил метод гидроразрыва пласта (ГРП). В данной работе разработан шаблон выбора различных систем заканчивания для шельфовых месторождений в зависимости от проницаемости и толщины продуктивного горизонта.
Гидравлический разрыв пласта представляет собой механический метод воздействия на продуктивный пласт, состоящий в том, что порода разрывается по плоскостям минимальной прочности под действием избыточного давления, создаваемого закачкой в скважину жидкости разрыва с расходом, который скважина не успевает поглощать. Целью ГРП является увеличение добычи за счет увеличения притока в скважину углеводородов. ГРП позволяет обойти повреждения в призабойной зоне, ускорить извлечение, обеспечить соединение всех продуктивных пропластков, увеличить жизненный цикл пласта.
Возможность образования вертикальной или горизонтальной трещины зависит от распределения тектонических напряжений [53]. На малых глубинах вертикальное напряжение может оказаться значительно меньше горизонтальных эффективных напряжений, что благоприятствует образованию горизонтальной трещины. Считается, что в нормальных условиях горизонтальные трещины образуются на глубинах до 200 м, а вертикальные - на глубинах свыше 400 м [54]. На промежуточных глубинах, где главные напряжения примерно равны, ориентация трещин определяется другими факторами, например анизотропией. Поскольку нефтяные и газовые пласты, разрабатываемые в настоящее время, в основном приурочены к значительным глубинам, в большинстве теоретических исследований рассматриваются вертикальные трещины.
При проведении ГРП в наклонных скважинах, направление которых отклоняется от плоскости разрыва, возникают проблемы, связанные с образованием нескольких трещин от различных интервалов перфорации и с искривлением трещины вблизи скважины [55, 56]. Для создания единой плоской трещины в таких скважинах используется специальная технология, основанная на ограничении числа перфорационных отверстий, определении их размеров, количества и ориентации по отношению к направлениям главных напряжений в пласте.
В последние годы разрабатываются технологии применения ГРП в горизонтальных скважинах [57, 58]. Ориентация трещины по отношению к оси скважины определяется направлением горизонтального ствола по отношению к азимуту минимального главного напряжения в пласте [59]. Если горизонтальный ствол параллелен направлению минимального главного напряжения, то при гидроразрыве образуются поперечные трещины. Разработаны технологии создания нескольких трещин в одной горизонтальной скважине. В этом случае количество трещин определяется с учетом технологических и экономических ограничений и обычно составляет 3-4 [60].
Первый промысловый эксперимент по созданию нескольких трещин в наклонной скважине был проведен компанией Mobil в 60-х гг. [61]. Гидроразрывы в нефтяных горизонтальных скважинах проводились на месторождениях в датской части Северного моря [62]. На газовом месторождении в Северном море (Нидерланды) в пласте с проницаемостью 0,001 мкм2 в горизонтальной скважине созданы две поперечные трещины [63]. Крупнейший проект осуществлен на газовом месторождении Золинген в Северном море (Германия), характеризующемся сверхнизкой проницаемостью (10"6-10" мкм2), средней пористостью 0,1-0,12 и средней толщиной пласта около 100 м. В горизонтальном стволе длиной 600 м созданы четыре поперечные трещины, полудлина каждой из которых около 100 м. Пиковый дебит скважины составил 700 тыс. мЗ/сут, в настоящее время скважина работает со средним дебитом 500 тыс. мЗ/сут [64]. Если горизонтальный участок скважины параллелен направлению максимального горизонтального напряжения, то трещина гидроразрыва будет продольной по отношению к оси скважины. Продольная трещина не может дать значительного увеличения производительности горизонтальной скважины, но горизонтальная скважина, пересеченная продольной трещиной, может рассматриваться как трещина очень высокой проводимости. Учитывая, что рост проводимости является определяющим фактором увеличения производительности скважин вследствие ГРП в средне- и высокопроницаемых пластах, при разработке таких пластов возможно использование гидроразрыва в горизонтальных скважинах с образованием продольных трещин [60]. Опытные работы по определению эффективности продольных трещин, проведенные на месторождении Купарук Ривер (Аляска) на четырех горизонтальных скважинах, показали, что продуктивность в среднем увеличилась на 71 %, а затраты на 37 % [65]. Во всех случаях выбор между проектированием вертикальных скважин с ГРП, горизонтальных скважин или горизонтальных скважин с ГРП осуществляется на основе оценки экономической эффективности той или иной технологии. Целью данного раздела являетея построение шаблона выбора способа заканчивания скважины на основе экономических критериев для шельфового месторождения. Основными операциями по выбору оптимального способа заканчивания являются расчет геометрии трещины ГРП, расчет продуктивности скважины с выбранной геометрией трещины ГРП, расчет экономики скважины с учетом продуктивности и затрат на строительство скважины и проведение ГРП.
Для построения корреляции были проведены вычисления по модели продуктивности вертикальной скважины с ГРП Cinco-Ley и Samaniego [66,67,68], по модели продуктивности ГС с продольным ГРП Valko и Economides [69], по модели продуктивности ГС с поперечными ГРП Ноте и Temeng [70, 71].
Математическая модель для оценки капитальных затрат на строительство морских нефтегазодобывающих сооружений
Карское море характеризуется суровыми гидрометеорологическими условиями. Ведение работ в данном регионе осложнено низкими зимними температурами до -50С, ледовым периодом от 279 до 300 дней в году, максимальной толщиной ледового покрова до 2,2м. Глубина воды в районе рассматриваемой структуры составляет около 70м.
Рассматриваемый участок относительно слабо изучен сейсморазведочными работами, плотность сети сейсмических профилей в его пределах составляет 0,16 пог.км/км2. Аналогами являются месторождения южной части Западно-Сибирского бассейна (Приобское, Самотлорское, Восточно-Сургутское, Восточный Варьеган), Новопортовское, Ванкорское и Штокмановское. Геологические ресурсы рассматриваемой структуры сосредоточены преимущественно в юрском комплексе. Средняя проницаемость составляет около ЮОмД, нефтенасыщенная толщина 20м, вязкость 1,1 сПз. Оценочный коэффициент извлечения нефти 34%. Полученное вероятностное распределение извлекаемых ресурсов и возможное дерево решений для перспективной структуры приведены в предыдущих разделах на рис.5 и рис.8 соответственно.
Для проведения буровых работ в районе рассматриваемой структуры предполагается использование самоподъемной буровой установки (СПБУ) [ПО, 111]. Самоподъемная буровая установка - это установка, расположенная на плавучем корпусе. Корпус имеет 3 (или более) опорные колонны, которые находятся в поднятом положении при перемещении буровой на точку. Для проведения работ, колонны устанавливаются на дно и, опираясь о них, корпус может вертикально перемещаться. Имеются модификации, как единого перемещения, так и независимого относительно колонн. Для ее транспортировки необходимо использовать буксиры или суда - транспортировщики. В связи с тем, что платформа «стоит» на дне моря, буровой процесс максимально приближен к наземным условиям (ПВО расположено на палубе). Платформа также устойчива к волновым и приливным воздействиям, поэтому время простоя по причине непогоды минимальное. Однако колонны требуют определенных донных условий для установки, несоответствие нужным условиям может сказаться на грузоподъемности, устойчивости и мобилизации/демобилизации буровой. (Не редкими являются случаи, когда СПБУ не хватает плавучести для «отрыва» от дна одной или более колонн).
Преимуществом таких платформ является их ценовое отношение к другим установкам (относительная дешевизна). В связи с суровыми климатическими условиями, удаленностью от инфраструктуры и сезонностью работ, стоимость бурения поисковой скважины с СПБУ оценивается около 220 млн.$. за счет высокой стоимости геологоразведочного бурения и возможностью за один сезон открытой воды пробурить не более двух скважин, предполагается ограничение на количество скважин не более четырех-пяти. На рис.6 представлены предполагаемые контуры поискового и разведочного бурения, а на рис.7 возможное дерево реализации программы ГРР.
С учетом ледовых условий в районе перспективной структуры потребуется установка железобетонной гравитационной платформы типа монопод. Максимально возможное количество эксплуатационных скважин составляет 80. Согласно приведенным выше геологическим параметрам продуктивных пластов и шаблонам выбора технологий, разработанным в главах 2 и 3, рядная система разработки с плотностью сетки 100 га/скв и технологией заканчивания горизонтальных добывающих скважин с продольным ГРП.
Похожие диссертации на Математические модели оценки проектов разработки шельфовых месторождений углеводородов
