Месторождение Тишрин находится на территории Сирии и входит в нефтегазоносный бассейн Персидского залива. Месторождение расположено в 20 км к северо-западу от города EL Haseke. Открыто в 1976 году.
В тектоническом отношении представляет собой брахиантиклинальную складку северо-восточного простирания, разбитую тектоническими нарушениями амплитудой до 50 м. Балансовые запасы нефти – 84,6 млн м3, извлекаемые – 13,5 млн м3.
Месторождение содержит высоковязкую нефть, основные запасы которой сосредоточены в трещиноватых коллекторах, характеризующихся крайне низкой проницаемостью. Разработка месторождений такого типа на естественном режиме обычно сопровождается низкой нефтеотдачей. Искусственное воздействие в таких условиях связано с необходимостью преодоления неравномерной выработки запасов из-за крайне неоднородного характера фильтрационной характеристики коллектора. При этом неоднородность вытеснения нефти может наблюдаться как в горизонтальном, так и в вертикальном направлениях.
Для интенсификации добычи остаточных запасов нефти на месторождении Тишрин применяется паротепловая обработка призабойных зон скважин с использованием передвижных парогенераторов. Этот метод является способом разработки и воздействия для создания в пласте тепловых оторочек с последующим их проталкиванием нагретой водой. Это мероприятие направлено в первую очередь на снижение вязкости нефти, что является определяющей предпосылкой интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи. Кроме того, адресные паротепловые обработки скважин (ПТОС) позволят осуществлять выравнивание профиля вытеснения нефти, в первую очередь на малопроницаемых частях залежей [1–4].
Для проведения паротепловой обработка скважин (ПТОС) на стадии падающей добычи предусмотрено дополнительное бурение 13 горизонтальных скважин. Для оценки возможности использования метода осуществляется проведение паротепловых обработок в 12 действующих скважинах.
Основной принцип эффективной разработки месторождения сводится к необходимости оптимизации горизонтальной и вертикальной компонент извлечения нефти. Роль каждой из упомянутых компонент определяется геологической и фильтрационной характеристикой месторождения и отдельных его частей. При этом вертикальные скважины рассматриваются как техническое средство, обеспечивающее в основном горизонтальный приток флюидов, а горизонтальные – вертикальный.
Внедрение паротеплового воздействия рассматривается как новый вариант разработки месторождений. При этом проводится экономическая оценка вариантов, как без метода применяемого за базу сравнения, так и с ним, с учетом особенности формирования затрат при паротепловом воздействии.
Экономические расчеты и оценка эффективности освоения остаточных запасов нефти и газа месторождения Тишрин проведены по технологическим вариантам, базовому – с 5%-ным годовым падением уровней добычи и по вновь проектируемому варианту с применением паротеплового воздействия, с бурением горизонтальных скважин, с внедрением гидроразрыва и бурением боковых стволов в вертикальных скважинах.
Исходной информацией для проведения расчетов являются геолого-технологические параметры вариантов разработки, рассчитанные на 20 лет, представленные компанией Зарубежнефть начиная с 2011 года, а также экономические удельные нормативы капитальных вложений в расчете на одну добывающую скважину (бурение, нефтепромысловое обустройство и оборудование, не входящее в сметы строек) и удельные нормы эксплуатационных расходов по элементам сметы затрат.
Экономические показатели по вариантам и мероприятиям по увеличению нефтеотдачи рассчитаны в динамике по годам разработки и в целом за контрактный период с использованием методики и программных средств для решения экономических задач в инвестиционных проектах.
Оценка вариантов разработки выполнена по методике и модели действующего налогообложения в Сирии и по модели СРП, разработанной в ИПНГ РАН, исходя из цены на нефть равной $158 за м3 и на газ $60 за 1000 м3 [5–8]. При расчетах экономических показателей учтены следующие нормативные отчисления – роялти в размере 12,5 % и налог на прибыль 35 %. Для оценки вариантов применен многокритериальный подход с расчетом системы экономических показателей, выступающих в качестве критериев. Это накопленный чистый дисконтированный доход, внутренняя норма рентабельности, срок окупаемости и индекс доходности. Основой для определения всех критериев эффективности является прогнозируемый поток денежной наличности, непосредственно связанный с реализацией инвестиционного проекта. Из названных выше оценочных показателей определяющим является чистый дисконтированный доход, отражающий накопленные потоки денежной наличности. Экономическая сущность критерия основывается на рыночной категории – стоимости запасов (активов), заключенных в недрах и доказанных геологоразведкой, которые должны эффективно использоваться на взаимовыгодных условиях сирийской компанией и государством.
Как было отмечено выше, в составе капитальных вложений учтены затраты на бурение новых горизонтальных скважин, их оборудование под эксплуатацию, подключение к системе сбора и транспорта, хранение нефти и газа. Также включены затраты на бурение боковых стволов в вертикальных скважинах. Капитальные вложения также включают в себя как затраты на расширение и реконструкцию действующих промысловых объектов, так и новое строительство. В расчеты включены затраты на расширение системы сбора, транспорта, подготовки и хранения нефти и газа, а также учтены дополнительные затраты на ЛЭП, КИП, автоматизацию, на строительство внутрипромысловых дорог (подъездов) к новым скважинам, ДНС, КСП к базам обслуживания.
В связи с внедрением паротеплового воздействия в варианте были определены капитальные затраты на парогенераторы (3 штуки), паропроводы, водоснабжение и др.
Эксплуатационные расходы на добычу нефти по вариантам разработки рассчитаны в разрезе сметы затрат по однородным экономическим элементам (заработная плата, ремонтные работы, вспомогательные материалы, топливо, энергия, амортизация, затраты на закачку пара, прочие эксплуатационные расходы и платежи в составе себестоимости добычи нефти).
По базовому варианту не предусмотрен в проекте ввод новых мощностей, поэтому в расчетах по нему учтены только эксплуатационные расходы.
Так как в базовом варианте отсутствуют капитальные вложения, а значит, нет составляющей части для расчета внутренней нормы рентабельности, то этот критерий в данном случае не является показательным.
Сравнительная характеристика вариантов по действующему в Сирии налогообложению представлена в таблице1.
Как показали расчеты, чистый дисконтированный доход инвестора и государства с применением паротеплового воздействия более чем в два раза выше, чем в базовом варианте, что соответствует высокой экономической эффективности применения этого метода повышения нефтеотдачи. При этом значения дисконтированного дохода недропользователя и государства практически равны.
Также была проведена технико-экономическая оценка варианта с применением закачки пара на условиях СРП при различном уровне компенсационной нефти и распределении прибыльной продукции (рис. 1) (таблица 2).
Для определения закономерностей изменения дохода государства и инвестора на условиях СРП были проведены расчеты для различных условий выделения компенсационной продукции, идущей на покрытие затрат и распределение доходной нефти. При этом исследовался диапазон изменения максимального покрытия затрат от 70 до 40 процентов и распределение прибыльной продукции от 40 до 60 процентов для инвестора (таблица 2). Все расчеты проводились при действующих затратах и устойчивой цене на нефть с реализацией продукции на внешний рынок.
Необходимо отметить, что максимальная величина дохода государства приходится на минимальные компенсационные условия для инвестора при 40, 50, 60 и 70 процентах, что свидетельствует о противоречивости интересов партнеров. Известно, что при отрицательных потоках денежной наличности проектные решения по вариантам следует исключать из рассмотрения. Было также установлено, что именно при 70 процентах покрытия затрат целесообразно принимать решения, которые приведут к согласованным и взаимовыгодным интересам государства и инвестора. Принятый процент продукции, выделенной на покрытие затрат, при наибольшем значении дисконтированного потока денежной наличности обеспечивает более надежную финансовую самостоятельность инвестора при вводе новых скважин в разработку.
Сравнение эффективности варианта разработки с применением МУН на основе действующего налогообложения и налогообложения на условиях СРП показало, что по второй модели значение ЧДД немного ниже, чем в первой модели. Однако государство, как хозяин недр, при всех вышерассмотренных условиях раздела продукции, идущей на покрытие затрат, получает высокий доход, который гораздо выше, чем при обычном налогообложении. Поэтому оно должно быть заинтересовано в практической реализации инвестиционных проектов по модели СРП с целью повышения эффективности разработки месторождения. Следует отметить, что результаты исследований по модели налогообложения на условиях СРП и полученные графические зависимости могут быть рекомендованы как типичные закономерности для принятия конкретных проектных решений и экспертных оценок при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти по месторождению Тишрин.
Таким образом, применение паротеплового воздействия с применением двух налоговых режимов обеспечит высокую экономическую эффективность разработки рассматриваемого месторождения.
Статья подготовлена по результатам научных исследований, выполненных в рамках государственного задания по теме: «Фундаментальный базис энергоэффективных, ресурсосберегающих и экологически безопасных, инновационных и цифровых технологий поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений, исследование, добыча и освоение традиционных и нетрадиционных запасов и ресурсов нефти и газа; разработка рекомендаций по реализации продукции нефтегазового комплекса в условиях энергоперехода и политики ЕС по декарбонизации энергетики (фундаментальные, поисковые, прикладные, экономические и междисциплинарные исследования)» № в РОСРИД 122022800270-0.
Литература
1. Пеленичка Л.Г., Михалевич В.И. Опыт паротепловой доразработки месторождения // Нефтяное хозяйство, 1982, № 10. – C. 29–31.
2. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей – М.: Нефть и газ. – 1996. – 284 с.
3. Артеменко А.И., Кащавцев В.Е., Фаткуллин А.А. Пароциклическое воздействие как один из приоритетов добычи высоковязкой нефти // Нефтяное хозяйство. 2005. № 6. С. 113–115.
4. Мищенко И.Т., Искрицкая Н.Н., Богословский С.А. Выбор способа эксплуатации скважин с трудноизвлекаемыми запасами. – М.: Изд-во «Нефть и газ», 2005. – 448 с.
5. Геология и разработка месторождений нефти и газа Сирии / Н.А. Еремин, И.К. Басниева, А.Н. Еремин [и др.]. – Москва: Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина, 2021. – 185 с.
6. Особенности разработки месторождений Тишринской нефтегазоносной зоны Сирийской Арабской Республики / Н.А. Еремин, И.К. Басниева, О.Н. Сарданашвили, Алали Валид [и др.] // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2018. – № 2 (74). – С. 42–45.
7. Перспективы нефтегазоносности Сирии / Н.А. Еремин, Т.С. Зиновкина, Н.А. Шабалин, А.Н. Еремин // Геология нефти и газа. –2017. – № 2. – С. 76–82.
8. Богаткина Ю.Г. Оценка эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли с использованием механизмов автоматизированного моделирования. –М.: Макс-Пресс, 2020. –248 с.
