Обоснование выбора рационального варианта разработки нефтяного (газового) месторождения с учетом всех факторов

Стоимость горизонтальных и наклонно-направленных скважин приведены в таблицах 1 и 2.

Таблица 1. Объём капитальных вложений для бурения ГС

Таблица 2. Объём капитальных вложений для бурения ННС

Таким образом, на 15 ГС необходимо 296 493 тыс. руб.:

• затраты на бурение - 270 238 тыс. руб.;
• затраты на отвод земли - 812 тыс. руб.;
• затраты на обустройство кустов и скважин - 6 214 тыс. руб.;
• затраты на оборудование - 19 230 тыс. руб.

Капитальные вложения для  бурения 15 ННС составили 87 043 тыс. руб.:

• затраты на бурение - 74 091 тыс. руб.;
• затраты на отвод земли - 283 тыс. руб.;
• затраты на обустройство кустов и скважин - 3 759 тыс. руб.;
• затраты на оборудование - 8 910 тыс. руб.

Оценим предлагаемые проекты бурения ГС и ННС по ключевым показателям эффективности: NPV, PI, IRR и сроку окупаемости (DPP).

При расчете экономической  эффективности использовались следующие  параметры:

• ставка дисконта - Е_н=10% (при учёте, что ставка рефинансирования 10,5%);
• налог на имущество - 2,2%;
• налог на прибыль - 20%.

Представим расчет экономической  эффективности проектов разработки месторождения эксплуатацией ГС и ННС.

Таблица 3. Расчет экономической эффективности бурения 15 горизонтальных скважин

Ключевые показатели эффективности по проектам бурения 15 ГС и ННС следующие.

Таблица 4.Ключевые показатели эффективности.

В технико-экономическом  предложении рассмотрено 2 варианта разработки объекта. Анализируя ключевые финансовые показатели можно сделать  вывод, что экономически проект бурения по первому варианту более привлекателен.

Эффективность рекомендуемого варианта достигается за счет следующего:

1. Традиционная технология закачивания скважин во втором варианте -с обеспечением сплошного отбора продукции из всей продуктивной зоны -приводит к неравномерной и неполной выработке запасов и, при близком расположении водоносных горизонтов, преждевременному подтягиванию воды.
2. Новый подход к системе закачивания и крепления горизонтального участка скважины в первом варианте приводит к созданию необходимой депрессии для удаленных участков горизонтальной продуктивной зоны с ограничением содержания воды и газа в добываемой продукции.

3. Разуплотнение сетки  скважин в первом варианте  не приводит к потерям нефти  и снижению темпов отбора, а  наоборот за счет применения горизонтальных стволов до 250 м позволяет повысить технико-экономические показатели.

Применение технологических  решений значительно улучшает технико-экономические  показатели предлагаемые в первом варианте, но при сегодняшних экономических условиях не позволяет ввести объект в рентабельную разработку. Вариант №1 требует доработки в следующих направлениях: увеличение начального дебита скважин, отказ от бурения неперспективных скважин, бурение ГС с малым радиусом искривления, использование специальных буровых растворов для обеспечения устойчивости стенок скважин в породах, где отмечены обвалы и осыпи.

3. Оценка влияния  рисков на экономическую эффективность  разработки нефтяного (газового) месторождения

Значение раздела состоит  в оценке опасности того, что цели, поставленные в плане, могут быть полностью или частично не достигнуты [7].

В рамках доходного подхода, являющегося  основным в стоимостной оценке участков недр, предполагаются известными вполне конкретные величины запасов, параметров их отработки, отпускных цен на конечную продукцию, ставок налогов и платежей. Однако в реальности, запасы оцениваются с большими погрешностями, составленные проекты разработки на практике значительно корректируются, а ценовые и налоговые параметры подвержены значительным непредсказуемым изменениям. В то же время в расчетах они предполагаются неизменными на десятки лет. Понятно, что эта модель, не может адекватно описать реальный процесс, который может иметь место в будущем. Полученный результат будет субъективным, и на его основе может быть принято ошибочное решение.

К основным рискам, которые нельзя исключить при  рассмотрении данного проекта относятся в первую очередь, риски недостижения в заданных расчетах коэффициентов нефтеотдачи и соответственно уровня добычи в ходе освоения месторождения, риски природного происхождения – стихийные бедствия. [11]

3.1. Влияние природных рисков на эффективность разработки месторождения

Природные чрезвычайные ситуации, связанные с землетрясениями, наводнениями и пожарами. Данные риски убираются из рассмотрения благодаря применению механизмов обязательного и добровольного страхования подобных рисков для нефтяных компаний.

Геологический риск, который связан с неподтверждением запасов полезного ископаемого, планируемого к добыче или низким качеством сырья (или свойств резервуара углеводородов) по сравнению с тем, какое ожидалось в расчетах.