і буріння, тобто максимальне запобігання усіх можливих ситуацій, що призводять до неможливості виконання обраного темпу розбурювання.
Порівняльний аналіз техніко-економічних показників за варіантами розробки з чотирма різними схемами разбуривания показав, що всі чотири варіанти укрупнено, мають близькі обсяги грошових надходжень (варіант 3а: NPV_15%=3651 млн. $; варіант 3б: NPV_15%=3640 млн. $; варіант 3в: NPV_15%=3631 млн. $, варіант 3г: NPV_15%=3513 млн. $), тому виявити який-небудь порядок розбурювання з позиції економічної вигоди вельми скрутно. Тим не менш, більш вигідним, з позиції невеликого перевищення грошових надходжень, є варіант 3а. При цьому, варіант 3г найбільш раціональний з позиції сумарних обсягів видобутку, і досягається за рентабельний період коефіцієнта вилучення нафти (варіант 3а: КІН=39,13%, варіант 3б: КІН=39,12%, варіант 3в: КІН=39,12 %, варіант 3г: КІН=39,24%). До того ж реалізація варіанта 3г найбільш прийнятна з позиції технологічності і зручності виконання, як бурових робіт, так і робіт з облаштування родовища. У результаті аналізу цих критеріїв, до реалізації рекомендується схема розбурювання, передбачена варіантом 3г.
Далі, методи підвищення нафтовіддачі і збільшення продуктивності свердловин, зменшення обводненості розглядалися для обраного варіанту 3г (темп буріння 248 вкв/рік). Але представляв особливий інтерес варіант (4б) наближений до поточного стану робіт на промислах надрокористувача: буріння близько 150 свердловин на рік і здійснення теплових методів впливу.
Техніко-економічні розрахунки показали, що варіант 4а має більш високий темп відбору запасів і проектний рівень видобутку нафти, ніж за варіантом 4б і хоча він, через більш короткого терміну розробки, програє варіанту 4б по КІН , але за економічними показниками він є переважним (див. табл. 5.4).
Також техніко-економічні розрахунки виконані в порівнянні двох таких варіантів як 4а та 4в. Цей варіант як технологічно, так і економічно програє варіанту 4а: КІН по ньому досягається - 41,69%, за варіантом 4а - 42,29%; чисті грошові надходження при ставці дисконту 15% на 212 млн. $ менше, ніж у варіанті 4а
Наступний етап економічної оцінки - розгляд інтегрованих варіантів розробки 5, 6, 7 і 8, тобто кожний наступний варіант аналогічний попередньому з додаванням до нього різних методів збільшення нафтовіддачі.
При проведенні економічної оцінки з цих варіантів використовувався рекомендований темп буріння 248 свердловин на рік (варіант 4а). Але додатково з метою техніко-економічного аналізу були розглянуті також основні варіанти розробки 5, 6, 7 і 8 і з темпом буріння 152 свердловини на рік.
Таким чином, при виборі рекомендованого варіанта розробки, були розглянуті варіант 1 (базовий) і 4 основних варіанти: 1, 4а (3г + ГРП), 5 (4а + РЦЗ), 6 (5 + ГС + РЄ), 7 (6 + загущення), 8 (7 + ПАР).
Економічний ризик оцінювався аналізом чутливості основного показника ефективності, що визначає вибір рекомендованого варіанту і ефект проекту - чистий дисконтований надходженням проекту (NPV) до зміни наступних факторів, які відбиваються на оцінці рентабельності проекту: обсяг видобутку, рівень цін на реалізовану продукцію, обсяг капітальних вкладень у проект, експлуатаційні витрати по проекту. Відповідно до прийнятих норм керівних документів нафтової і газової галузі, розрахунки були проведені при зміні цін, витрат і видобутку в діапазоні ± 30%. Це дозволило отримати довірчі інтервали для коригування побудованих номограм до зміни економічних умов.
З наведеного графіка на малюнку видно, що найбільший вплив на величину чистих дисконтованих надходжень надрокористувача надає невизначеність щодо цін на нафту і зміна показників видобутку нафти. Так, наприклад, при зниженні ціни на нафту на 30% NPV при 15% дисконту знижується c 5570200000. $ До 2766600000. $, А при зниженні видобутку нафти на 30% NPV при 15% дисконту знижується c 5570, 2 млн. $ до 3392800000. $.
Малюнок 3.1 - NPV за основними варіантами за проектний рентабельний період
Малюнок 3.2 - Порівняння економічних показників по основних варіантів за проектний рентабельний період
Малюнок 3.3 - Зміна величини NPV (15%) при відхиленнях вихідних даних від проектних величин за рекомендованим варіанту. Варіант 7
3.2 Розрахунок економічної ефективності
У нафтогазовидобувної промисловості головним напрямком технічного прогресу є вдосконалення технологій видобутку, сприяє прискоренню зростання обсягів виробництва та покращення якісних показників розробки нафтових родовищ.
До методів збільшення нафтовіддачі пластів на родовищі Узень відноситься теплові методи впливу. Сущноть його полягає у збільш...
