RU EN
+7 495 543 7643

«Нефтегазовая вертикаль», № 9-10'20: «Переход на поскважинный учет: Как выжить в идеальном шторме» - статья Сергея Клубкова и Марины Мосоян


Руководитель по связям с общественностью
VYGON Consulting:
БЕССАРАБЕНКО Юлия
тел. +7 495 543 7643
моб. +7 916 263 3622
press@vygon.consulting

22.06.2020

Квота России в сокращении добычи в рамках новой сделки ОПЕК+ составит около 48 млн тонн в 2020 году и около 40 млн тонн в 2021-м (согласно результатам встречи 06.06.2020). Объем снижения пропор- ционально распределен среди всех российских неф- тяных компаний. К этому процессу будут привлечены даже проекты СРП – впервые в истории существования этого фискального режима в нашей стране. Все нефтедо- бытчики попали в условия так называемого идеального шторма, когда приоритетом становится поиск способов выживания. Речь идет о минимизации ущерба от немину- емого сокращения добычи и о снижении рисков безвоз- вратных потерь фонда скважин. И в этом деле каждый сам за себя, друзей и союзников здесь нет и не будет.

Адресный подход

Очевидно, что основным источником снижения добычи в 2020 году будет остановка скважин базового фонда, в 2021-2022 годах дополнительно к этому будет пересмотрен объем нового бурения. При этом важно понимать, что скважинный фонд у каждой компании имеет свои особенности и во многом зависит от структуры портфеля месторождений.

Ключевыми индикаторами качества активов являются доля выработанных и высокообводненных запасов, количество ТрИЗ, история эксплуатации месторождений и технологические особенности разработки. В России не существует скважин-близнецов. Соответственно, решения по сокращению потерь по всему портфелю активов не могут быть универсальными. Нужен высокоточный инструмент, позволяющий решать проблему адресно.

В этом смысле наиболее оптимальным механизмом является поскважинный технико-экономический аудит. Он предполагает оценку экономической эффективности каждой добывающей скважины с привязкой (например, по радиусу приемистости) к ней группы нагнетательных скважин на основе данных гидродинамической модели (см. «Алгоритм поскважинной оценки экономики месторождения»).

По результатам такой оценки в действующем фонде выявляются скважины-кандидаты, которые можно относительно безболезненно отключить. При этом в обязательном порядке должны быть проанализированы технологические риски последующей расконсервации отключенных скважин. Для оценки новых скважин (кустов) производится ранжирование по экономической эффективности в текущих макроэкономических условиях и определяются кандидаты для исключения из программы бурения.

Управление скважинным фондом

Проиллюстрировать поскважинный технико-экономический аудит можно на примере оценки реального месторождения в Западной Сибири с применением ПО «СМАРТЭК». В качестве условия по ограничению добычи будем использовать допущение о пропорциональном сокращении производства для всех недропользователей России в рамках соглашения ОПЕК+. Выработанность месторождения к настоящему моменту составляет 37%, текущая обводненность – около 70%.

В макроэкономических условиях начала 2020 года (цена нефти марки Urals $64,84/барр. и валютный курс 64,45 рубля за доллар) на данном месторождении было рентабельно 42% фонда скважин. На них приходится около 85% базовой добычи и 55% добычи от нового бурения за проектный период (см. «Ранжирование скважин месторождения в Западной Сибири по NPV в макроусловиях начала 2020 года»).

В сегодняшних макроэкономических условиях (цена нефти марки Urals $25/барр. и курс 75 руб./долл.) рентабельно только 22% фонда скважин, а доля рентабельной базовой добычи составляет уже 68%, добычи от нового бурения – 22% (см. «Ранжирование скважин месторождения в Западной Сибири по NPV при текущих макроусловиях»). Значительный рост нерентабельного фонда связан с трехкратным падением цен на нефть относительно начала 2020 года. Выявленный наименее эффективный базовый фонд можно предложить под консервацию, а бурение новых скважин частично сдвинуть за период ограничения добычи.

В результате на основе такой поскважинной оценки экономики мы получаем оптимизированный сценарий разработки месторождения в условиях выполнения соглашения ОПЕК+ с учетом текущих макроэкономических условий (см. «Оптимизированная добыча нефти месторождения в Западной Сибири»).

Следующим шагом должен стать анализ технологических рисков расконсервации скважин базового фонда, которые на основе экономических показателей определены под остановку. Не во всех случаях для этого нужно выбирать самые наихудшие с экономической точки зрения скважины. Для минимизации рисков вывода скважин на прежний режим при расконсервации необходимо учитывать свойства пласта, пластового флюида и энергетическое состояние залежи.

Во-первых, остановка скважин на полтора-два года может привести к необратимым последствиям, в первую очередь из-за коррозионных процессов, разрушающих ствол. Во-вторых, остановка гидродинамического процесса и реологические свойства нефти могут потребовать применения операций по стимулированию притока сырья при расконсервации. И далеко не всегда это может закончиться удачно – есть риск того, что после всех мероприятий скважину в итоге придется ликвидировать.

Полный текст статьи – на сайте «Нефтегазовой вертикали»



Вернуться к списку