Прогнозирование себестоимости добычи нефти при изменении параметров работы добывающих скважин

Существуют различные модели себестоимо­сти добычи нефти.

В данной статье предложена линейная четырехфакторная модель [1],  позволяющая учитывать:

- основные факторы, влияющие на себестоимость добычи нефти, для проведения факторного анализа;

- основные технологические процессы для проведения функционально-стоимостного анализа;

- разделение затрат на переменные и интервально-постоянные по скважинам.

    Данная модель [1] позво­ляет оценивать прибыль или убытки по группе скважин или по отдель­ной скважине в зависимости от способа эксплуатации по фактическим значениям дебита и обводненности продукции, а также целесообразность остановки отдель­ных нерентабельных скважин.

На основе данной моде­ли можно также прогнозировать изменение себестоимости добычи нефти и прибыли при изменении обводненности продукции скважины, ее дебита нефти, цены на нефть и других факторов.

Для получения конкретной модели себестоимости добы­чи нефти по группе скважин и по отдель­ным скважинам предварительно группи­руют скважины по месторождениям или добывающему предприятию или другому объекту, например, по пластам или по объектам разработки. Скважины группи­руются также по способам эксплуатации: фонтанные, газлифтные, УЭЦН, УШГН.

Исходя из существующей сис­темы учета затрат и калькулирования себестоимости добычи нефти, определяют для каждой группы скважин экономические показатели добычи продукции. Эти показа­тели определяют по фактическим данным их эксплуатации за определенный период времени или по прогнозируемым данным.

Все затраты разбивают на затраты зависящие от:

1.      Добычи жидкости.

К ним относятся расходы:

- на энергию по извлечению жидкости

- по искусственному воздействию на пласт

- по сбору и транспорту нефти и газа

- по технологической подготовке нефти

2. Добычи нефти

3. Действующего фонда скважин.

Это расходы на поддержание фонда скважин в работающем состоянии.

4. Эксплуатационного фонда скважин.

Несмотря на то, что большая часть оставшихся затрат зависит от всех используемых в нефтедобыче основных фондов, можно считать, что они пропорциональны количеству эксплуатационных скважин (2/3 всех капвложений находят­ся в прямой зависимости от эксплуата­ционных скважин)

Калькулирование се­бестоимости добычи нефти должно про­изводиться по статьям с разбивкой каж­дой из них по элементам затрат (материа­лы, топливо, электроэнергия, заработная плата, амортизация, налоги и пр.);

Необходимо учитывать пере­менные и постоянные затраты по добы­вающим скважинам. Причем учет дол­жен быть как по отдельным груп­пам скважин, образованных по опреде­ленному признаку, например, по каждо­му способу извлечения добываемой продукции, а именно: фонтанные, газлифтные, насосные (УЭЦН, УШГН, УСН, УГН, УВН, УДН) скважины, так и по от­дельным скважинам.

Экономические показа­тели (затраты), полученные по группе скважин, распределяются по отдельным скважинам, то есть находят удельные со­ставляющие себестоимости добычи нефти от затратообразующих факторов.

Экономические показатели добычи продукции при существующих геологичес­ких, технических и технологических пара­метрах определяют по фактическим данным эксплуатации за предыдущий период времени.

Для определения прибыли или убытков по группе скважин или по от­дельной скважине по фактическим зна­чениям дебита и обводненности продукции необходимо дополнительно знать цену предприятия на одну тонну нефти, которая определяется как цена реализа­ции минус налоги.

Для уточненного определения целе­сообразности остановки скважины, в случае убытков в качестве границы берутся не переменные, а высвобождае­мые затраты (все затраты, которые ис­ключаются при остановке скважин), то есть добавить переменную часть затрат, зависящих от действующих скважин.

Использование модели позволяет сделать прогноз: как изменится себесто­имость добычи нефти при изменении обводненности продукции скважины. Для понимания актуальности этой проблемы проанализируем составляющую себесто­имости добычи нефти, зависящую от об­водненности продукции Сж / (1 - bв). Из данного выражения видно, что при при­ближении обводненности к 1, то есть к 100% эта составляющая, а значит и об­щая себестоимость добычи нефти стре­мится к бесконечности.  

Использование модели позволяет сделать прогноз: как изменится себесто­имость добычи нефти при изменении де­бита нефти скважины.

Экономическая необходимость отключения скважин определяется по границам предельных (пороговых) значений дебита нефти и обводненности. Однако, часто низкий дебит и высокая обводненность являются следствием неполного использования потенциала скважины. Иногда вода прорывается по наиболее проницаемому интервалу пласту, не охватывая воздействием низкопроницаемые интервалы. В этом случаа правильнее отключать выработанные обводненные интервалы, оставляя в работе нефтенасыщенные пласты (пропластки). Одиним из таких решений является изоляция пласта (ИП) пакерной секцией как под, так и над ЭЦН.

Для ответа на этот вопрос по конкретной скважине необходимо провести гидродинамические исследования и определить для неё потенциально возможный дебит за счет проведения конкретного ГТМ

Использование данной модели позволяет сни­зить себестоимость добычи нефти.

Для решения задачи повышения эффективности использования скважин за счет проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) при ограниченных ресурсах (количестве бригад, занимающихся ремонтом и исследованием скважин) можно использовать подход предложенный в работе [2]. Этот подход основан  на ранжировании всех проведенных ГТМ по выделенной группе скважин в порядке убывания их эффективности  и построении зависимости(ей) от накопленных дополнительных затрат на ГТМ следующих технико-экономических показателей:

 - накопленной дополнительной добычи нефти (тонн/тыс.руб);

 - накопленного дополнительного объема закачиваемой воды (м3/тыс.руб);

 - накопленного снижения эксплуатационных расходов  (руб/руб) или их отдельных элементов, таких как:

                                    - электроэнергии (квт*час/руб);

                                    - газлифтного газа  (тыс.н.м3/руб);

 - накопленного сокращения  капитальных вложений  (руб/руб).

    Оценку  эффективности геолого-технических мероприятий (дополнительной добычи нефти) на скважине производят по изменению фактической накопленной добычи  нефти от её базового уровня с учетом прогноза обводнения, определяемого  по модели пласта - характеристике вытеснения - (кусочная  пяти- или семи-параметрическая модель Леонова В.А.).   

       Например, при гидроразрыве пласта эффективность чаще всего обусловлена интенсификацией работы скважины, а при внедрении технология ОРРНЭО  – повышением нефтеотдачи.

Сравнивая скважины между собой по значениям дополнительной накопленной добычи нефти (или/и снижениям себестоимости) от проведения различных мероприятий с учетом затрат последних, будут объективно определяться первоочередные скважины для ремонта и оптимальный комплекс геолого-технических мероприятий (КРС, ПРС, ремонт с помощью канатной техники, ограничение водопритока безподходным методом и пр.).

При этом также необходимо учитывать ограничения, обусловленные рациональной разработкой месторождения существующей системой сбора и подготовки добываемой продукции и организацией производства.

С другой стороны, на основе комплексной модели (SGTSoft) системы "скважины (SGTWell) - трубопроводы (SGTPipe) - технологические объекты (прежде всего наземные насосы SGTPump)" можно спрогнозировать как изменится себестоимость добычи нефти при реконструкции системы сбора нефти, газа и воды [3].   

Наиболее научно  обоснованный подход к процессу оптимизации нефтедобычи по себестоимости добычи нефти с учетом ограниченных ресурсов предложен в работе [4,5,6]