где
К — относительные капитальные вложения;
qнгор, qнверт — дебиты соответственно горизонтальной и вертикальной скважин;
Кгор, Кверт — капитальные вложения в строительство соответственно горизонтальной и вертикальной скважины.
Если Z > 1, то капитальные вложения в строительство ГС эффективны, если Z < 1 — то не эффективны. Следует отметить, что показатель Z не достаточно корректен, поскольку не учитывает ряд существенных факторов: накопленный отбор продукции по скважинам; снижение общего числа скважин и, следовательно, рост удельных запасов на скважину; интерференцию скважин; сокращение расходов на прокладку нефтепромыслового оборудования; сокращение расходов на обезвоживание и обессоливание продукции; прирост геологических извлекаемых запасов за счет увеличения КИН, расходы на проведение геолого-технических мероприятий и т.д. Таким образом, для увеличения эффективности применения технологий разработки с ГС, требуется сокращать стоимость строительства ГС и увеличивать продуктивность ГС. Доведение величин относительных капитальных вложений до уровня стран, в которых эти технологии широко применяются (США, Канада, Франция и др.), т.е. до 1,7—2,0, позволит почти в 2,5 раза повысит успешность использования капитальных вложений при строительстве ГС. Этим объясняются успехи в применении технологий разработки залежей нефти ГС в Башкортостане и Татарстане.
Как отмечалось выше, стоимость строительства ГС в Башкортостане превышала стоимость вертикальных в 1,4—2.5 раза, а продуктивность — в 1,5—6 раз. Применяемые в Башкортостане технологии бурения позволяют успешно прокладывать горизонтальные стволы в продуктивных пластах толщиной 3 — 4 м [6, 60]. Освоение горизонтальных технологий в Республике Татарстан при глубинах залегания продуктивных пластов, вскрытых ГС, 829—1728 м и вскрываемых толщинах 4—40 м даёт хороший экономический эффект и из категории сложных перешло в стандартную [250]. В ОАО "Удмуртнефть" разработка месторождений с применением ГС ведётся с 1992 г. Подтверждена высокая технологическая и экономическая эффективность ГС на Мишкинском месторождении. Дополнительная добыча нефти оценивается в 1.5 млн. т, увеличение КИН — на 2,9 %. Средний дебит по ГС составил 15 т/сут, что на 10—12 т выше, чем дебит вертикальных скважин. Доказана возможность получения достаточно больших технико-экономических эффектов в бурении ГС на продуктивные пласты малой толщины (2 — 3 м) [111].
Низкие показатели эффективности использования капитальных вложений при строительстве и эксплуатации ГС в Западной Сибири, отраженные в работе [125] (хотя есть и положительный опыт [122 и др.]), несомненно, отражают тот неоспоримый факт, что при освоении технологий разработки залежей углеводородов системами ГС остаются не решёнными комплексы проблем, связанных как с проектированием, так и строительством скважин.
Второй важной задачей повышения эффективности ГС является почти 10-кратное увеличение начальных и 3—4-кратное увеличение накопленных отборов нефти из ГС по сравнению с окружающими ВС. Необходимость достижения значительного увеличения накопленных отборов нефти по ГС диктует наличие почти такого же различия в удельных запасах на одну скважину. Однако при применении ГС среди вертикальных скважин запасы нефти, приходящиеся на одну скважину (как ГС, так и ВС), по чисто геометрическим причинам близки между собой. Это исключает возможность выполнения условия многократного увеличения накопленных отборов на одну ГС, поскольку ожидать многократного увеличения коэффициента нефтеизвлечения нет оснований. В смешанных системах (ГС среди ВС) нельзя реализовать в полном объеме преимущества ГС, поскольку ранее пробуренные ВС существенно ограничивают возможности ГС. Для получения потенциального эффекта от применения ГС необходимо создавать отдельные технологические ячейки ГС при многократном увеличении удельных запасов, т.е. при относительно редких сетках скважин. В связи с отмеченным выше следует, что эффективность капитальных вложений в разработку месторождений ГС не может рассматриваться вне комплекса капиталовложений в рассматриваемый вариант разработки месторождения.
Необходимость ограничения капитальных вложений, сроков окупаемости эксплуатационных затрат, техногенного воздействия на природу особенно актуальна для современных условий экономики России, и альтернативы применению интенсивных и гибких технологий нет. Экономическая эффективность применения технологии ГС должна закладываться уже в технологических схемах и проектах разработки нефтегазовых месторождений [87]. Так, например, в работе [249] приводится методика расчета экономического эффекта от строительства и эксплуатации одной МС в зависимости от числа ответвлений, где критериями оценки предлагается принимать максимум экономии на одну МС по сравнению с базовым вариантом — системой с ВС.
Процесс добычи углеводородов на месторождении рассматривается в динамике и зависит от природных факторов (геолого-физические особенности строения, объёмы запасов и т.д.), а также от средств разработки запасов — необходимо учитывать реальные производственные, экономико-географические и природно-климатические условия района, наличие инфраструктуры, существующие мощности буровых и строительных организаций, а также перспективы их развития. Как отмечалось выше, при планировании динамики техникоэкономических показателей выделяют четыре периода разработки месторождений [170]. В первый период добыча мало-обводненной продукции непрерывно увеличивается за счёт бурения и освоения фонда скважин. В течение второго периода разработки поддерживается максимально достигнутый в первый период уровень добычи и завершается бурение основного фонда скважин. Третья стадия охватывает наиболее сложный период разработки месторождения, особенностью которого является снижение добычи из-за обводнения продукции скважин, снижения пластового давления и, следовательно, сокращения дебитов и фонда эксплуатационных скважин. В четвёртый период длительное время добывается вы-сокообводнённая продукция и темпы добычи снижаются медленно. Указанные закономерности существенно влияют на эффективность капитальных вложений. При этом можно говорить лишь о динамике эффективности, так как практика показывает, что капитальные вложения осуществляются в течении всего срока разработки, но с разной интенсивностью и эффективностью. Сначала (в первый и второй периоды) они направлены на строительство новых продуктивных и специальных скважин, строительство необходимых коммуникаций и сооружений для их эксплуатации. В последующий период капитальные затраты требуются для регулирования процессов разработки. Часто эти направления капитальных вложений осуществляются одновременно и их трудно разделить по статистическому материалу. В связи с этим при проектировании разработки и обустройства месторождений возникают задачи прогнозирования эффективности капитальных вложений на весь период разработки и принятия специальных мер для повышения эффективности в третьем и четвёртом периодах.
В связи с этим при проектировании разработки и обустройства месторождений возникают задачи прогнозирования эффективности капитальных вложений на весь период разработки и принятия специальных мер для повышения эффективности в третьем и четвёртом периодах. Действующие в настоящее время методические указания предусматривают определение показателей эффективности в год максимальной добычи и средней добычи углеводородов за рассматриваемый период. При этом полученные результаты характеризуют месторождения в общем виде без учета характерных особенностей объектов разработки, составляющих месторождение.
Различают общую (абсолютную) и относительную эффективность капитальных вложений. Абсолютная эффективность üк.а определяется отношением прироста прибыли к капитальным вложениям, вызвавшим этот прирост:
где Δë — прирост годовой прибыли за планируемый период; а — капитальные вложения в строительство объектов производственного назначения за соответствующий период.
При сопоставлении двух вариантов, один из которых требует больших капитальных вложений, но при этом обеспечивает более низкие уровни себестоимости, необходима оценка их сравнительной эффективности. Для этого определяют срок окупаемости дополнительных капитальных вложений I0, указывающий, за сколько лет дополнительные средства, необходимые для осуществления более дорогостоящего варианта, окупятся за счёт снижения себестоимости:
где ä1 и ä2 — капитальные вложения по сравниваемым вариантам;
ë1 и ë2 — себестоимость годового выпуска продукции по тем же вариантам;
Ö — нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений.
При решении сложных задач с большим числом вариантов эффективность капитальных вложений оценивается по минимуму приведенных затрат:
где äi — капитальные вложения по i-му варианту;
ëi — себестоимость годового объёма продукции по i-му варианту;
Iо — отраслевой нормативный срок окупаемости дополнительных капитальных вложений;
Ö — отраслевой нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений.
Соотношения (2.4)—(2.6) дают возможность не только оценить эффективность намечаемых капитальных затрат на расчётный период, но и определить, при неизменном или увеличивающемся выпуске продукции экономический эффект будет существовать и в будущем. Однако они не могут оценить результаты дополнительных капитальных вложений за пределами расчётного периода, если выпуск продукции закономерно снизится и для обеспечения его потребуются капитальные затраты. Для примера на рис. 2.1 приведена динамика показателей по НГДУ "Аксаковнефть" (в целом), основные объекты которого разрабатываются с поддержанием пластового давления и находятся на четвёртой стадии разработки.
Как видно из рисунка, капитальные вложения на бурение скважин и строительство промышленных объектов в первый период были пропорциональны приросту добычи нефти. Во втором периоде разработки добыча нефти стабилизировалась, но продолжалось бурение скважин и строительство промысловых объектов. При этом капитальные вложения потребовались на обустройство новых скважин, перевод скважин с одного способа эксплуатации на другой и обеспечение добычи, сбора и подготовки непрерывно возрастающего объема попутно добываемой пластовой воды. В третьем периоде разработки, когда добыча нефти из-за обводненности пластов начала резко сокращаться, капиталовложения необходимы на указанные цели во избежание полного прекращения добычи нефти. Прирост основных фондов в третьем периоде разработки меньше, чем во втором.
На рис. 2.1 приведена также динамика показателей фондоотдачи от первоначальной (кривая 4) и остаточной (кривая 5) стоимости основных производственных фондов, а также динамика себестоимости добычи 1 т нефти (кривая 6). Показатель фондоотдачи определён как отношение стоимости добытой нефти к соответствующей величине основных фондов. При этом стоимость добытой нефти была принята в течение всего времени равной постоянной отпускной цене, действующей в настоящее время. Как видно из рисунка, фондоотдача непрерывно изменяется — увеличивается в первом периоде разработки, снижается во втором и особенно в третьем, когда фондоотдача уменьшается не только от первоначальной стоимости основных средств, но и от остаточной их стоимости. В первом и втором периодах разработки промысловая себестоимость добычи нефти примерно одинакова, но с наступлением третьего периода разработки резко увеличивается, что связано с падением добычи нефти, ростом добычи пластовой воды и необходимостью амортизации увеличивающихся основных фондов. Так, например, за пять лет увеличились следующие расходы на добычу 1 т нефти: энергетические затраты — в 2,6; подземный ремонт скважин — в 3,2; поддержание пластового давления — в 2,2; подготовка, транспорт и хранение нефти — в 2,8; общепромысловые расходы — в 3 раза. При этом доля амортизационных отчислений в себестоимости добычи 1 т нефти составила 30 % и увеличилась в 2,3 раза. Таким образом, основные фонды, созданные в первом и втором периодах разработки, существенно влияют на себестоимость добычи нефти в третьем периоде разработки.
В работе [226] даются рекомендации по методам увеличения показателя использования основных фондов за счет повышения коэффициента эксплуатации скважин и осуществления разного рода геолого-технических мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти (гидравлический разрыв пласта, обработка призабойной зоны и т.д.). Однако эти мероприятия не оказывают решающего влияния. В работе [232] показано, что эффективность тех или иных мероприятий зависит от остаточных запасов нефти. Следовательно, сроки осуществления мероприятий, требующих капитальных затрат, необходимо обосновывать при освоении новых месторождений, в частности в схемах генерального плана обустройства.
Схемы являются составной частью комплексных проектов разработки и обустройства, отражающей взаимосвязь подземных и наземных технологических процессов через капитальные вложения и эффективность их использования. Так как создаваемые на промыслах мощности дают конечный продукт — нефть и газ, а добыча их переменна, эффективность капитальных вложений следует рассматривать в динамике. Для оценки эффективности капитальных вложений в третьем и четвёртом периодах необходимо иметь прогнозные показатели по добыче нефти, газа, жидкости, фонду эксплуатационных скважин. Исходя из работы [28] можно получить формулу годовой добычи нефти:
где I — число суток в году;
Он — входная добыча нефти (суточная добыча на начало года);
qн — средний дебит нефти на начало года;
nн, nк — число продуктивных скважин, соответственно на начало и конец года;
Оэ — увеличение суточной добычи нефти на конец года в результате проведения геолого-технических мероприятий;
fн, fк — нефтесодержание в добываемой жидкости (в долях единицы), соответственно на начало и конец года.
При этом суточная добыча нефти на конец года (входная на следующий год) определится следующим образом:
В формулах (2.7) и (2.8) предполагается, что Оэ включает в себя результат изменения пластовых давлений, способов эксплуатации и технологического режима скважин, проведения мероприятий по увеличению проницаемости призабойной зоны и т.д. При неизменных пластовых давлениях и режиме эксплуатации скважин и без проведения работ по увеличению проницаемости в пласте и призабойной зоне Оэ=0. При этом капитальные вложения требуются на мероприятия, связанные с изменением обводнённости в добываемой продукции, т.е. для обеспечения естественного хода разработки. Руководствуясь методикой [191] и [197], получаем следующие формулы для определения динамики нефтесодержания и фонда эксплуатационных скважин:
где ni — число эксплуатационных скважин действующего фонда, соответствующее остаточным запасам Θ;
noi — число эксплуатационных скважин, бывших в эксплуатации на данном объекте при достижении остаточных запасов Θ;
Θ — остаточные промышленные запасы нефти, в долях единицы;
Ä — коэффициент, учитывающий соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях, систему размещения нефтяных и нагнетательных скважин, закономерности распределения параметров в пласте, неодновременность ввода скважин в эксплуатацию и т.д.
Нефтесодержащие в добываемой продукции, соответствующее остаточным запасам Θ,
где μн, μв — вязкость нефти и воды в пластовых условиях.
При расчётах по формуле (2.10) необходимо вносить коррективы, так как она не учитывает темпы ввода скважин в эксплуатацию и дает заниженные результаты. Формулы (2.4)—(2.10) дают возможность прогнозировать добычу нефти как с учетом эффективности мероприятий, так и без их проведения.
Для оценки эффективности мероприятий и связанных с этим капитальных вложений требуется не только определить срок окупаемости капитальных вложений по отмеченным методическим указаниям, но и проверить результат этих капитальных вложений за пределами срока окупаемости до конца разработки. Такой подход к решению задачи объясняется несовпадением по срокам получаемого эффекта и амортизационных отчислений, а также снижением добычи нефти по мере выработки промышленных запасов.
При оценке эффективности капитальных вложений по приведенным затратам можно с определенным допущением считать, что затраты на добычу 1 т жидкости (нефть + вода, газ + вода) остаются примерно одинаковыми в течение всего периода разработки (рис. 2.2). Анализ, проведенный по всем НГДУ АНК "Башнефть", аналогичный показанному на рис. 2.2, дает основание при прогнозных расчётах принимать сумму указанных затрат на добычу 1 т жидкости постоянной (энергетические затраты, затраты на заработную плату производственному персоналу и отчисления, затраты на текущий ремонт скважин, наземного оборудования и сооружений, на поддержание пластового давления, сбор, подготовку, транспорт и хранение продукции). В эти затраты не включены амортизационные отчисления и другие статьи себестоимости, которые необходимо определять расчетами. Таким образом, при оценке эффективности капитальных вложений в процессе составления схемы генерального плана обустройства месторождения и проектов разработки необходимо производить анализ результатов проектируемых вложений в динамике до конца разработки с целью установления размеров амортизационных отчислений на 1 т добываемой продукции. Следует отметить, что приведенные выше подходы можно применить, с определенными корректировками, при составлении проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений с применением систем ГС.
