Исходные данные для составления проектных документов при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Выполнение технологического документа начинается с изучения местоположения месторождения географического и административного, климатических условий. Выясняется наличие рек, озер, болот и т.д. Определяется наличие и удаленность автомобильных дорог и железнодорожных станций, линий электропередач, разрабатываемых месторождений, нефтепроводов, подъездных путей и т.д. Информация оформляется в виде обзорной карты района ведения работ.

Так же необходима литолого-стратиграфическая характеристика всего вскрытого разреза от поверхности земли (типы залежей; количество скважин, вскрывших залежи; фазовое состояние углеводородов; размеры залежей; структурные поверхности; зоны замещения и выклинивания; высоты залежей и газовых шапок; положение ВНК, ГНК, ГВК; распределение толщин (общих, эффективных, эффективных газо-/нефте-/водонасыщенных; тектонические нарушения и т.д.))

Все эти характеристики получают по результатам комплексной интерпретации данных сейсморазведки, аэрокосмогеологических исследований (АКГИ), геофизических исследований (ГИС), бурения, изучения керна и т.д. Например, изучение структурных поверхностей проводится по данным сейсморазведки и бурения, флюидные контакты определяются по ГИС и результатам испытания скважин, фазовое состояние по результатам испытаний и лабораторных исследований флюидов и т.д. На основе полученных данных проводится подсчет запасов в целом по месторождению и по каждой залежи (геологических/извлекаемых) по видам углеводородов (нефть, газ, конденсат); по категориям (А,В,С₁,С₂); в различных зонах (чисто нефтяной, водонефтяной, подгазовой, природоохранной и т.д.).

Каждая залежь нефти наиболее эффективно, с точки зрения полноты выработки запасов, будет разрабатываться только при своих уникальных системах разработки, со своей плотностью сетки скважин, давлениями нагнетания, режимами работы добывающих скважин (Рзаб,Q), методами воздействия на призабойную зону пласта и т.д.

59. Основное содержание «Авторского надзора» и «Анализа разработки месторождения».

Для контроля за реализацией и эффективностью проектных решений отраслевые НИИ и проектные институты в соответствии с методическими указаниями с периодичностью, устанавливаемой недропользователями, акционерными обществами, нефтедобывающими предприятиями, проводят АВТОРСКИЙ НАДЗОР (АВ.Н.),в нем контролируются:

- степень реализации проектных решений и соответствие факт. техн.-эком. показателей и принятых в технологических схемах или проектах разработки месторождений, вскрываются причины, обусловившие расхождения, даются рекомендации, направленные на достижение проектных показателей, а также заключения о мероприятиях и предложениях производственных предприятий, направленных на обеспечение проектного уровня добычи нефти;

- степень выполнения запроектированных мероприятий по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин, требований к порядку освоения и ввода нагнетательных скважин, к дифференцированному воздействию на объекты разработки, качеству воды, используемой для заводнения, к технологиям повышения нефтеизвлечения.

При АВ.Н. газонефтяных месторождений, разрабатываемых с отбором природного газа из газовых шапок, а также мест-ий, разр-мых с закачкой газа, контролируется выполнение требований к конструкциям газовых скважин, методам вскрытия пластов и освоения скважин, требований к системам сбора и подготовки продукции газовых скважин, анализируются объемы и виды исследовательских работ, проведенных в целях контроля барьерного заводнения. Проверяется выполнение проектных мероприятий по охране недр и окружающей среды, мероприятий по доразведке месторождения, его краевых зон.

Рекомендации, по выполнению проектных решений в информационном отчете и протоколе авторского контроля могут содержать уточнение объемов и сроков бурения скважин, а также их местоположение после уточнения геологического строения и контуров нефтеводогазоносности.

АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях определения эффективности применяемой технологии разработки, выработки запасов по площади и разрезу и определения мер, направленных на совершенствование систем разработки, повышение их эффективности и увеличение КИН с учетом экономической эффективности. Рекомендации, направленные на совершенствование систем разработки, а также изменение проектных решений и показателей, при их обоснованности служат основанием для переутверждения прежних проектных решений. Результаты работ по анализу разработки учитываются в проектах и уточненных проектах разработки месторождений.

Экономическая оценка технологических вариантов разработки месторождения. Основные показатели.

В экономическую оценку включаются технологические варианты разработки, отличающиеся плотностью сетки скважин. Порядком и темпами разбуривания, методами воздействия на залежь, уровнями добываемой нефти, жидкости, вводом из бурения доб-х и нагн-х скважин, объёмом закачиваемой воды, реагентов, способами эксплуатации и др.

Экономическая эффективность отражает соотношение затрат и результатов применительно к рассматриваемым технологическим вариантам.

Результатом экономической оценки является выявление наиболее рационального варианта разработки месторождения, отвечающего критерию достижения максимального экономического эффекта от возможно полного извлечения из пластов запасов нефти при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды.

Для оценки проекта предлагается использовать следующие основные показатели эффективности:

- дисконтированный поток денежной наличности (NPV) – сумма прибыли от реализации и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину инвестиций, направляемых на освоение нефтяного месторождения, и определяется, как сумма текущих годовых потоков, приведённых к начальному году; Наилучшим признается вариант, имеющий максимальное значение NPV за проектный срок разработки.

- индекс доходности (PI) характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарных приведённых чистых поступлений (прибыль от реализации и амортизационных отчислений) к суммарному объёму капитальных вложений; если PI > 1, вариант эффективен, если PI < 1- вариант разработки нерентабелен.

- период окупаемости капитальных вложений – это продолжительность периода, в течение которого начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются её положительными значениями; Чем меньше значение этого показателя, тем эффективнее рассматриваемый вариант.

- внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR) представляет собой ту норму дисконта, при которой сумма чистого дохода от инвестиций равна сумме инвестиций, т.е. капиталовложения окупаются. Если расчетный показатель IRR равен или больше процентной ставки, инвестиции в данный проект являются оправданными

В систему оценочных показателей включаются также:

- капитальные вложения на освоение месторождения;

- эксплуатационные затраты на добычу нефти;

- доход гос-ва (налоги и платежи в бюджетные и внебюджетные фонды РФ).

Ни один из перечисленных критериев сам по себе не является достаточным для принятия проекта. Решение об инвестировании средств в проект должно приниматься с учётом значений всех перечисленных критериев, а также с учётом значений всех участников инвестиционного проекта.