Глава 5. Экономическая оценка эффективности внедрения термогазового метода увеличения нефтеотдачи

На сегодняшний день ресурсная база России характеризуется ухудшением структуры запасов нефти и газа. Улучшить сложившуюся ситуацию можно путем подготовки и освоения запасов из нетрадиционных и на сегодня нерентабельных источников углеводородного сырья. К таким источникам относятся запасы в пластах Баженовской свиты, величина которых, по разным оценкам достигающая 100 млрд. т, сопоставима с общим объемом начальных геологических запасов нефти в нашей стране.

В 2010 г. из пластов Баженовской свиты в России нефтяными компаниями добыто 286 тыс. т нефти, из них 128 тыс. т - на одном из месторождений правобережья Оби, которое характеризуется сложным геологическим строением, наличием трудноизвлекаемых запасов, низкой степенью изученности. Одной из особенностей Баженовской свиты является наличие керогена в породе пласта.

Для экономической оценки рассмотрены основные параметры залежи:

Геологические запасы нефти, млн. т……………82,8

Глубина залегания, м…………………………….2736

Эффективная толщина, м………………………….7,0

Начальная нефтенасыщенность, доли ед. ………0,85

Средняя проницаемость, 10^-3 мкм² ……………….4,2

Пластовая температура, ⁰С………………………..108

Начальное пластовое давление, МПа……………33,1

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с….0,62

Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³ …729

Общее количество смол и парафинов, %................6,7

Газовый фактор, м³/т………………………………125

Для получения более высокого КИН необходимо применение эффективных технологий разработки. На основании экспериментальных и теоретических исследований, проводимых во ВНИИнефти им. А.П. Крылова, в Сибирском научно-исследовательском институте нефтяной промышленности (СибНИИНП) и других организациях, сделан вывод о том, что применение термогазового метода на залежах нефти Баженовской свиты является той реальной возможностью извлечения нефти, которая соответствует закону о недрах - наиболее полному извлечению нефти.

Принцип термогазового воздействия основан на закачке в нагнетательную скважину воздуха, который в температурных условиях пласта вступает в химическую реакцию окисления с содержащимися в пласте углеводородами, в том числе с керогеном. Исследования по термогазовому воздействию на породы Баженовской свиты развивались под руководством акад. А.А. Боксермана. По мнению многих специалистов, термогазовая технология сегодня является единственной технологией разработки пластов Баженовской свиты, которая позволяет вовлечь в разработку запасы легкой нефти, содержащейся в практически непроницаемой матрице. Развиваемые на фронте окислительных реакций высокие температуры обеспечивают деструкцию керогена, содержащегося как в продуктивной (дренируемой) части Баженовской свиты, так и в матрице.

Экспериментально было доказано, что выход образующейся в результате термодеструкции керогена синтетической нефти может быть сопоставим с объемом вытесняемой нефти из дренируемой части свиты, а при определенных условиях даже превосходить его. Это ставит термогазовую технологию на сегодняшний день в разряд безальтернативной для эффективной разработки пластов Баженовской свиты. При разработке на естественном режиме кероген, представляющий собой твердую фазу, остается неподвижным.

Для обеспечения термогазового процесса требуется высокое давление нагнетания, которое обеспечивается насосно-компрессорной установкой. В целях минимизации промысловых рисков, связанных с пожаро- и взрывобезопасностью, для охраны труда рабочих промысла при закачке воздуха применяются бустерные насосно-компрессорные установки повышенной надежности и безопасности. Конструкция скважин отличается от обычной тем, что обеспечивает полную изоляцию потенциально опасных горизонтов от загрязнения, а применение специальных заколонных пакеров предотвращает межпластовые перетоки, тем самым сохраняя водоносные горизонты.

Оценка эффективности применения термогазового метода проведена по одному из опытных участков (далее участок ОПР) рассматриваемой залежи Баженовской свиты.

Проектируемый фонд добывающих скважин - 5. Оценка проведена по двум технологическим вариантам, первый из которых предусматривает разработку данного участка на естественном режиме, второй - циклическую закачку воздуха в сочетании с нагнетанием воды на протяжении всего проектного периода. Закачку воздуха предполагается осуществлять в 1 скважину, переведенную из фонда добывающих.

Из данных рис. 5.1. следует, что применение ТГВ позволяет значительно увеличить уровень годовой добычи нефти по сравнению с базовым вариантом. Прирост добычи нефти в целом за проектный срок составит 490 тыс. т. КИН на конец проектного срока достигает 0,387 против 0,068 в базовом варианте. На рис. 5.2. представлена динамика закачки воздуха. Для получения такого КИН потребуется закачать более 1 млрд. м³ воздуха, что потребует дополнительных инвестиций, связанных с приобретением специального скважинного оборудования и компрессоров для закачки воздуха. Затраты по данным направлениям отражены в табл. 5.1.

Рис. 5.1. Динамика добычи нефти по вариантам, участок ОПР: 1- вариант 1; 2 – вариант 2

Рис. 5.2. Динамика закачки воздуха, участок ОПР

Расчет экономических показателей базируется на использовании основных положений «Методических рекомендаций по проектирова­нию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений».

Капитальные вложения на освоение данного объекта и эксплуатационные затраты на добычу нефти определены на основе исходной информации, обоснованной и подготовленной компанией-оператором проекта, по состоянию на 01.07.2010 г.

Показатели эффективности определены в постоянных ценах в условиях действующей налоговой системы, при реализации 70% добываемой нефти на внутреннем рынке по цене 10 620 руб/т (с НДС), 30% - на внешнем рынке по цене 547, 5 дол/т (или 75 дол/барр.).

Таблица 5.1.

Капитальные вложения по вариантам разработки в целом за проектный срок, участок ОПР, млн. руб.

Направление затрат	Вариант
	1 (базовый)	2 (с ТВГ)
Бурение скважин	330	330
Оборудование, не входящее в сметы строек	17	17
Дополнительное оборудование для проведения ТГВ	-	25
Обустройство добывающих скважин	45	45
БКС-1000/350М, включая оборудование для ТГВ	-	170
Обустройство воздухонагнетательной скважины	-	15
Система ППД	-	2,3
Строительство нефтепровода	174	174
Строительство ГТЭС	150	150
Прочие	19.3	29,8
Природоохранные мероприятия	36.7	48
Итого	772	1006

Объем дополнительных инвестиций для обеспечения опытного участка необходимым оборудованием для закачки воздуха составит 234 млн. руб., или 23,3% от общих инвестиций в разработку (табл. 5.2.).

Таблица 5.2.

Затраты на оборудование для закачки воздуха, участок ОПР

Оборудование	Стоимость млн. руб/ед.	Количество	Затраты млн. руб
Компрессоры БКС 1000-3503 (24 тыс. м3 /сут)	42,5	4 ед.	170
Для обустройства воздухонагнетательной скважины	14,6	1 скв.	15
Дополнительное оборудование для добывающей скважины при ТГВ и др.	-	-	49

Для осуществления нагнетания воздуха в пласт потребуются и значительные дополнительные текущие затраты в размере 450 млн. руб. при себестоимости закачки этого агента 433,4 руб/тыс. м³, расчет которой приведен ниже:

Производительность 1 компрессора, м3/сут	29 629,6
Мощность электропривода, кВт	300
Количество закачанного воздуха в год, тыс. м3	8760
Внутрипромысловая цена электроэнергии, руб/кВт∙ч	1,50
Средняя годовая зарплата 1 рабочего с начислениями, руб/год	432 000
Количество рабочих, чел	6
Удельные затраты на закачку 1000 м3 воздуха (без учета амортизации), руб	433,4

Кроме затрат на закачку воздуха потребуются дополнительные затраты (по сравнению с базовым вариантом) на закачку воды, добычу жидкости, подготовку и транспортировку добываемой продукции. Общие эксплуатационные затраты (включая амортизацию, транспорт и налоги в составе себестоимости) в варианте с ТГВ составят более 5 млрд. руб., что почтив 4,5 раза превышает их уровень в базовом варианте.

По результатам экономической оценки (табл.5.3.) следует, что, несмотря на высокий объем эксплуатационных затрат, себестоимость добычи 1 т нефти в варианте с термогазовым воздействием на 1057 руб. ниже ее значения сравнению с базовым вариантом. Такой эффект объясняется значительным увеличением добычи нефти за счет применения ТГВ, которое компенсирует рост затрат, связанных с этим процессом.

Анализируя показатели эффективности, приведенные в табл. 5.3., можно видеть, что при принятых условиях экономической оценки разработка опытного участка экономически нецелесообразна на естественном режиме и эффективна с применением ТГВ. Возможность достижения какого-либо дополнительного результата за счет изменения условий реализации нефти (например, повышение цены нефти) не позволяет говорить об эффективном освоении сложных ресурсов на естественном режиме при таком низком КИН (0,068). Необходимо отметить, что показатели неэффективности по варианту с применением ТГВ находятся на невысоком уровне. Так, окупаемость вложенных средств наступит только к концу 9-го года разработки, внутренняя норма доходности инвестиций 12,8%, чистый дисконтированный доход недропользователя 90 млн. руб. (в среднем 134 руб. на 1 т добытой нефти).

Таблица 5.3.

Сопоставление технико-экономических показателей разработки, участок ОПР

Показатель	Вариант
	1	2
Вид воздействия	На естественном режиме	ТГВ
Плотность сетки скважин, га/св.	56,9	56,9
Проектный уровень добычи, тыс. т: нефти	24,5	78,2
жидкости	26,1	114
Проектный уровень закачки: воды, тыс. м3	-	72
воздуха, млн. м3	-	35
Проектный срок разработки, годы	25	60
Добыча нефти, тыс. т: за проектный период	183	673
с начала разработки, тыс. т	200	690
Закачка воздуха за проектный период, млн. м3	-	1038
КИН на конец расчетного периода, доли ед.	0,068	0,387
Фонд скважин для бурения, всего В том числе: добывающих	5 5	5 5
нагнетательных	-	-
Экономические показатели эффективности вариантов разработки при норме дисконта 10% ЧДД, млн. руб.	-180	90
Внутренняя форма доходности (ВНД),%	-	12,8
Индекс доходности, доли ед. Затрат	0,86	1,02
Инвестиций	0,73	1,1
Срок окупаемости, лет	Не окупается	9
Оценочные показатели
Капитальные вложения, всего млн. руб. В том числе на бурение скважин	772 330	1006 330
Эксплуатационные затраты, млн. руб.	1123	5045
Производственная себестоимость добычи нефти, руб/т	4600	3543
Дисконтированный доход государства (норма дисконта 10%), млн. руб.	877	2049

Проведенная экономическая оценка показала, что применение новой технологии является эффективной с точки зрения государства, в бюджет которого поступит более 2 млрд. руб. налоговых отчислений в целом за расчетный период (с учетом дисконтирования) (рис.5.3.).

1. Доход

недропользователя

2. Доход

государства

Рис. 5.3. ЧДД недропользователя и доход государства за проектный срок, участок ОПР

Экономическая оценка применения ТГВ на Приобском месторождении. В настоящее время продолжаются исследования по совершенствованию технологии ТГВ применительно к Приобскому месторождению, намечены и изучаются новые технологические решения, призванные обеспечить дальнейшее повышение эффективности воздействия. Проведенная оценка экономической эффективности по вариантам с заводнением, варианту с применением ТГВ на опытном участке (12 скважин) и при промышленном развитии (для участка, включающего 112 скважин), показывает предпочтительность применения ТГВ на промышленном участке, за счет более высоких технико-экономических показателей. Так, значение КИН за проектный срок разработки на промышленном участке в 1,5 раза выше, чем при заводнении (рис. 5.4.).

Рис. 5.4. Изменение КИН за проектный срок разработки для трех участков

Уровень себестоимости добычи нефти по промышленному участку в первые 10 лет и за проектный срок ниже по сравнению опытным участком соответственно в 1,38 и 1,33 раза, а по сравнению с базовым вариантом (технология заводнения) соответственно в 1,7 и почти в 2 раза рис. 5.5.

Наибольший чистый дисконтированный доход будет достигнут по промышленному участку в первые 15 лет его эксплуатации с применением ТГВ, и затем его уровень будет снижаться (рис. 5.6.). Применение же заводнения по промышленному участку за проектный срок является убыточным.

В целом, применение ТГВ на пласт АС12 Приобского месторождения позволит повысить нефтеотдачу до 40% и выше, а темпы добычи нефти увеличить в 1,5 раза и выше. Потенциал прироста извлекаемых запасов нефти на южной лицензионной территории (ЮЛТ) Приобского месторождения в случае масштабного применения термогазового МУН оценивается в размере 150-200 млн. т.

Рис. 5.5. Себестоимость добычи 1 тонны нефти рассчитанная для трех участков Приобского месторождения

Повышение эффективности освоения трудноизвлекаемых запасов для недропользователя за счет применения термогазового метода в современных условиях возможно прежде всего благодаря росту цен на нефть, произошедшему в последний период. По прогнозам, высокий уровень цен на нефть сохраниться в течение длительного времени.

Рис. 5.6. Технико-экономическая оценка ТГВ на различных участках Приобского месторождения

На рис. 5.7. отражена зависимость дохода недропользователя и государства от роста цены реализации нефти. Реализация 30% нефти на внешнем рынке по цене 100 долл\барр. И выше позволит увеличить доход недропользователя в пять раз и более, с учетом полной выплаты налогов государству.