Ключевые слова: морские месторождения, шельф, эффективность, показатели эффективности, оптимизация, методика определения эффективности.
Основные уравнения
Для определения методики оценки эффективности освоения группы морских газовых и газоконденсатных месторождений автор оценивает динамику добычи газа, накопленной добычи, коэффициента извлечения газа, дисконтированного дохода от реализации газа, а также динамику дисконтированных затрат на бурение скважин.
Динамику добычи газа i-го месторождения можно представить в виде:
В уравнениях (1) – (5):
– максимальный уровень добычи i-го месторождения;
– время выхода на максимальный уровень добычи i-го месторождения;
– время от начала добычи до начала спада максимального уровня добычи;
– время ввода в разработку i-го месторождения (τi+1>τi);
– количество скважин, вводимых в эксплуатацию в год;
– дебит скважин;
– минимальное пластовое давление, после достижения которого достигается минимальное устьевое давление Pуmin и начинается снижение уровня добычи газа относительно Qmi.
– начальное пластовое давление;
– функция Хэвисайда, равная 0 при t≤ τi
и 1 при t> τi и показывающая, что при t≤ τi
добыча газа i-го месторождения равна нулю.
Динамика накопленной добычи i-го месторождения определяется по формуле:
Динамика коэффициента извлечения газа (КИГ) i-го месторождения с запасами Qзi определяется по формуле:
Динамика дисконтированного дохода от реализации газа i-го месторождения непосредственно связана с динамикой накопленной добычи (6):
где σ – стоимость газа, руб/м3; ε – норма дисконта, 1/год; Δtмi – время строительства объектов обустройства; τi1 – время начала движения денежных средств и начала их дисконтирования.
Число скважин:
Динамика дисконтированных затрат на бурение скважин i-го месторождения будет иметь вид:
где: Cwi – стоимость строительства одной скважины;
ni – число скважин;
В формуле (9) учтено, что затраты на строительство скважин осуществляются до момента выхода на максимальный уровень добычи.
Динамика дисконтированной стоимости аренды буровой установки для i-го месторождения:
где Cабу – стоимость аренды буровой установки в сутки.
Суммарные капиталовложения в объекты обустройства i-го месторождения будут иметь вид:
где капитальные вложения в ПДК равны:
В уравнениях (11) ÷ (13):
ßпл – удельные капитальные вложения в платформу;
ßбс – удельные капитальные вложения в береговые сооружения;
ßтр – удельные капитальные вложения в трубопровод;
Lтрi – длина трубопровода;
Cупдк – стоимость установки одного ПДК;
Cвт – стоимость 1 км внутрипромыслового трубопровода;
Cшк – стоимость 1 км шлангокабеля;
Cпдк – стоимость одного ПДК;
λ – расстояние от ПДК до платформы;
ni1 – число скважин, разбуриваемых с платформы.
Динамика дисконтированных суммарных капитальных вложений будет иметь вид:
Динамика дисконтированных эксплуатационных затрат, действующих до окончания разработки месторождения, определяется по формуле:
где ψ – доля от суммарных затрат; θ – срок действия лицензии.
Динамика чистого дисконтированного дохода (ЧДД) i-го месторождения:
Динамика КИГ i-го месторождения будет иметь вид:
Динамика показателя эффективности i-го месторождения:
Показатель эффективности i-го месторождения достигает максимума при t = tmi.
Таким образом, используя формулы (1) ÷ (18), можно определить эффективность освоения i-го месторождения и группы из N месторождений.
Показатель эффективности группы из N месторождений будет равен:
Варианты освоения группы газоконденсатных месторождений приямальского шельфа Карского моря
Рассмотрим группу месторождений, состоящую из месторождений Ленинградского, Русановского и им. В.А. Динкова, с данными, приведенными в таблице 1.
В таблице 2 приведены расстояния между месторождениями и месторожд. Харасавэй (в км).
Часть исходных данных, относящихся к подводным добычным комплексам (ПДК) и приведенных в таблице 1, принята в соответствии с данными работы [3]. В таблице 3 приведены данные по стоимости ПДК на 4 и 6 скважин, стоимости их установки и аренде буровой установки согласно работе [3]. Данные пересчитаны в рубли с учетом инфляции в США за период с 2007 года по настоящее время, равной 50,64 %.
Расчеты выполнены с помощью программы Mathcad 15 для четырех вариантов:
Вариант 1. Независимый ввод в эксплуатацию месторождений, при котором освоение месторождений Ленинградского, Русановского и им. В.А. Динкова начинается с началом строительства объектов обустройства, которое начинается одновременно, по окончании которого начинается добыча газа с этих месторождений. Газ с каждой платформы месторождений Ленинградского, Русановского и им. В.А. Динкова направляется на берег (месторожд. Харасавэй).
Вариант 2. Строительство объектов обустройства Русановского месторождения начинается с началом добычи газа Ленинградского месторождения, а строительство объектов обустройства месторождения им. В.А. Динкова начинается с началом добычи газа Русановского месторождения.
Вариант 3. Строительство объектов обустройства Русановского месторождения начинается с момента выхода на максимальный уровень добычи Ленинградского месторождения, а строительство объектов обустройства месторождения им. В.А. Динкова начинается с момента выхода на максимальный уровень добычи Русановского месторождения.
Вариант 4. Строительство объектов обустройства Русановского месторождения начинается с момента начала падения максимального уровня добычи Ленинградского месторождения, а строительство объектов обустройства месторождения им. В.А. Динкова начинается с момента начала падения максимального уровня добычи Русановского месторождения.
В вариантах 2÷4 газ с платформы месторождения им. В.А. Данкова подается на платформу Русановского месторождения. Газ с платформы Русановского месторождения подается на платформу Ленинградского месторождения, а газ с платформы Ленинградского месторождения направляется на берег (месторожд. Харасавэй).
Движение денежных средств и их соответствующее дисконтирование начинается с началом строительства объектов обустройства месторождений.
В качестве примера на рис. 1 приведен график освоения месторождений по варианту 2.
На рис. 2 приведена динамика добычи газа по варианту 2, а на рис. 3 приведены зависимости ЧДД, КИГ и целевой функции от времени разработки месторождений. Расчеты показывают, что мощности технологического оборудования Ленинградского месторождения будут задействованы с 10 по 42 годы разработки, когда целевая функция достигает максимума, т.е. в течение 32 лет. Резервные мощности технологического оборудования Ленинградского месторождения будут задействованы с 19 по 38 годы разработки, т.е. примерно в течение 19 лет.
Аналогичные расчеты были выполнены для всех остальных вариантов.
В таблице 5 приведены данные по времени ввода месторождений в эксплуатацию и начала движения денежных средств для всех вариантов в годах разработки.
В таблице 6 приведены результаты расчетов технико-технологических показателей для четырех вариантов.
Из таблицы 5 следует, что оптимальным вариантом с точки зрения максимума суммарного ЧДД и показателя эффективности является вариант 3.
Выводы
- Предложена методика оценки эффективности освоения группы морских газовых и газоконденсатных месторождений.
- Выбрана целевая функция в качестве критерия для оптимизации технико-технологических решений при освоении группы месторождений.
- Показано, что более ранние сроки ввода в эксплуатацию месторождений, газ с которых подается на базовое месторождение группы, приводит к увеличению суммарного чистого дисконтированного дохода.
Литература
1. Методический подход по выбору оптимальной схемы обустройства Русановского месторождения в акватории Карского моря / Оганов В.А., Мирзоев Д.А.О., Богатырева Е.В., Вольгемут Э.А. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2023. – № 5 (365). – С. 36–41.
2. Методика анализа зависимостей чистого дисконтируемого дохода от времени разработки месторождения / Богатырева Е.В., Вольгемут Э.А., Мирзоев Д.А.О., Оганов В.А. // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. – 2024. – № 2. – С. 29–35.
3. Корниенко О.А. Разработка рациональных методов обустройства углеводородных месторождений арктического шельфа РФ: Дис… канд. техню наук: 25.00.18. – Москва, 2007. – 99 с.
