Выпускная квалификационная работа (стр. 4 )

Расширяется применение циклической закачки с целью колебания пластового давления и усиления проявления гравитационной сегрегации фаз. Для повышения интенсивности отборов и нагнетания в отдельных скважинах намечается использование гидроразрывов и кислотных обработок под давлением с последовательной закачкой глинокислотного раствора и жидкости с низким содержанием проппанта. Все это позволит продлить безводный период эксплуатации залежи нефти фундамента и улучшить экономические показатели разработки месторождения.

Анализ экономической эффективности разработки месторождения Белый Тигр

Разработка месторождения Белый Тигр началась в 1986 году. На месторождении Белый Тигр находятся в эксплуатации 3 объекта разработки: залежи нефти нижнего миоцена, олигоцена и фундамента. По состоянию на 01.01.2007 г. добыто 4 тыс. тонн нефти. Основные экономические показатели разработки месторождения Белый Тигр за период г. г. и за 9 месяцев 2007 г. представлены в Таблице 5.

Общие затраты на обустройство и разработку м/р составили к концу 2006 года 6224,9 млн. USD, а выручка — 31933,2 млн-USD. Доля затрат составила 19,5% от выручки, удельные затраты на 1 тонну добываемой нефти - 40,1 USD. На один затраченный доллар приходится 5,13 USD полученной выручки.

За почти 21 лет эксплуатации м/р Белый Тигр выручка от реализации нефти на одну тонну добываемой нефти составила 205,6 USD. Чистая прибыль СП «Вьетсовпетро», полученная после реинвестиции части прибыли на один затраченный доллар составила 1,9 USD и 75,5 USD на одну тонну добываемой нефти (после вычета из выручки от реализации накопленного объема товарной нефти затрат на геолого-разведочные работы, на бурение скважин, затрат в обустройство месторождения, эксплуатационных затрат в добычу, подготовку, транспортировку нефти и газа, выплаты всех установленных для СП «Вьетсовпетро» в СРВ налогов).

За 9 месяцев 2007 года по месторождению Белый Тигр добыто 5896 тыс. тонн нефти. За этот период, суммарные фактические капитальные вложения и эксплуатационные затраты составили 265,1 млн. USD, а выручка - 2973,0 млн. USD. Доля затрат составила 8,9% от выручки, удельные затраты на 1 тонну добываемой нефти - 45,3 USD. Чистая прибыль после вычета всех платежей налогов, затрат на разработку и обустройство составила 1291,5 млн. USD или 220,5 USD на одну тонну добываемой нефти.

Таблица 5.[33]

Экономический анализ мероприятий, направленных на повышение эффективности разработки месторождений «Белый Тигр» и «Дракон»

Разработка месторождений СП "Вьетсовпетро" с 2003 года ведется в условиях естественной падающей добычи нефти. Это обусловлено выработкой основных запасов нефти из высокопродуктивных зон, обводнением залежи фундамента и, как следствие, с сокращением фонтанного фонда скважин. Увеличивается количество скважин, требующих капитального ремонта и перевода их на механизированные способы добычи. В этих условиях все большее внимание уделяется осуществлению геолого-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности разработки месторождений "Белый Тигр" и "Дракон". Усовершенствуется система закачки воды с целью поддержания пластового давления, внедряются мероприятия по максимальному использованию потенциальных возможностей добывающих скважин. К последним относятся оптимизация технологических режимов работы скважин, повышение эффективности газлифта (периодический и импульсный газлифт), усовершенствование старых и разработка новых технологий обработки призабойных зон скважин с целью интенсификации добычи нефти.

Интенсификация добычи нефти различными методами воздействия на призабойную зону скважин является наиболее распространенным методом повышения эффективности разработки нефтяных пластов. В СП "Вьетсовпетро" применяются и дают эффект традиционные методы ОПЗ, такие, как нефте - и глинокислотные обработки, ГРП. Кроме этого, разрабатываются и готовятся к применению новые технологии интенсификации добычи нефти. В частности, в 2007 году проведены опытно экспериментальные испытания метода "репрессионно-депрессионного воздействия" на пласт, ведется оценка и подготовка документации для заключения контрактов на разработку и внедрение технологии физико-химического воздействия на газожидкостный поток в скважинах, на проведение опытно-промышленных работ по кислотной обработке призабойной зоны залежи нижнего олигоцена месторождения "Белый Тигр" новыми углеводородными составами, разработанными компанией "ДМС".

В табл. 6 приведена технико-экономическая эффективность от мероприятий ОПЗ, проведенных на месторождениях "Белый Тигр" и "Дракон" за 2006 год, а в табл. 7 приведена технологическая эффективность ОПЗ, проведенных за 2006 г. по объектам разработки.

Таблица 6.[34]

Таблица 7.[35]

Как видно из таблиц в 2006 году обработка призабойных зон выполнена на 53 скважинах, из них:

-  ОПЗ скважин глинокислотным раствором (ГКРскв. - операции;

-  ОПЗ скважин нефте-кислотной эмульсией на основе глинокислотного раствора (НКЭ-ГКРскв. - операций;

- ОПЗ с применением малогабаритного комплексного аппарата
воздействия (МКАВ 42-170/100м) - 1 скв. - операция.

-  гидравлический разрыв пласта (ГРП) - 4 скв. - операции;

-  акустическое воздействие на пласт - 4 скв. - операции.

По фонду нефтедобывающих скважин из обработанных ГКР 28 скважин - 19 дали прирост добычи 82,5 тыс. т, более половины объема (56 %) дополнительно добытой нефти получено из фундамента (5 скв - опер., в т. ч., эффективных Накопленная добыча на 1 скв. - операцию при обработке ГКР составила 2427 т, по фундаменту этот показатель значительно выше -9224 т.

Обработка призабойной зоны скважин нефтекислотной эмульсией с применением ГКР на нефтяных скважинах более эффективна (из 10 обработок 9 - успешны), прирост добычи равен 28,3 тыс. т, что на 1 скв.-операцию составило 2831 т. Это на 404 т больше, чем - обработка без применения НКЭ.

По фонду нагнетательных скважин проведено 6 обработок ГКР, на нижнем олигоцене - 5 (из них одна оказалась неудачной), на фундаменте -1 обработок. В результате дополнительно закачано 36,5 тыс. м воды. Прирост добычи нефти за счет увеличения приемистости нагнетательных скважин не рассчитывался.

Обработки призабойной зоны скважин с применением МКАВ применяются на месторождениях СП "Вьетсовпетро" с 1997 года, работы носят опытный характер и направлены на расширение возможностей методов термогазохимического воздействия на пласт в сложных геолого-технических условиях. В 2006 году обработка с применением МКАВ проведена на скв. № 000-10 нижнего олигоцена. Обработка эффекта не дала, дебит снизился на 23 т, потеря добычи составила 4,1 тыс. т.

Воздействие на призабойную зону скважин с применением гидравлического разрыва пласта в 2004 и 2005 году не проводилось. В 2006 году ГРП было проведено с привлечением фирмы "Шлюмберже" на 4 нефтяных скважинах со 100 % положительным результатом. Дополнительно добыто 34,4 тыс. т нефти, что на 1 скв.- операцию ГРП приходится 8,6 т.

Акустическое воздействие на пласт (АВ) в течение 2006 года произведено на 4-х нефтяных скважинах верхнего и нижнего олигоцена. Эффект не получен.

Расчеты технико-экономической эффективности работ по интенсификации добычи нефти (ИДИ) с ОПЗ скважин проведены согласно"Временной методике оценки эффективности работ по интенсификации добычи нефти из скважин месторождений "Белый Тигр" и "Дракон" шельфа юга Вьетнама", 2006г., (РД № СП 56/2006) на основании сравнительного анализа прироста прибыли от дополнительно добытой нефти за счет проведения ОПЗ и затрат на их проведение. При оценке экономической эффективности проведения работ учитывается вероятность неудачных операций по воздействию на призабойную зону скважин и затраты на их проведение включены в общую сумму расходов по интенсификации. В расчетах использованы фактические данные результатов проведенных ОПЗ, выполненных на месторождениях "Белый Тигр" и "Дракон" в 2006 году, нормативы и цены, действующие по состоянию на 01.01.06 г. и среднее, фактически сложившиеся за рассматриваемый период.

Из 53 проведенных в 2006 году работ по воздействию на призабойную зону скважин с целью интенсификации добычи нефти%) дали эффект, суммарная дополнительная добыча составила 141,1 тыс. т нефти, выручка от реализации дополнительно добытой нефти равна 71442,7 тыс. USD, из них 56139,8 тыс-USD (79 %) - от НКЭ(ГКР) и ГКР, и 17400,9 тыс. USD (24 %) от ГРП. Чистая прибыль от проведенных мероприятий равна 30534,8 тыс. USD. Мероприятия с применением МКАВ и АВ оказались убыточны соответственно на 1495,5 и 498,5 тыс. USD в связи с отрицательными результатами.

Как показывает практика, обработка призабойных зон скважин глино-кислотными растворами и применение нефте-кислотных эмульсий - наиболее распространенный и наименее затратный метод интенсификации добычи нефти. Их эффективность напрямую зависит от правильности выбора геолого-технических характеристик призабойной зоны скважин и кислотного раствора. Прирост добычи нефти на 1 проведенную скв. - операцию ГКР составил 2427 т и 3438 т на 1 скв. - операцию эффективных обработок, НКЭ (ГКР) - соответственно 2831 т и 3146 т на скв. - операцию. Эффект от применения ГРП равен 8589 т на 1 обработку. При этом затраты ча проведение одной операции ГКР составили 37,1 тыс. USD, НКЭ (ГКР) -45,9 тыс. USD, ГРП - 1021,7 тыс. USD, МКАВ - 401,8 тыс. USD, АВ -124,6 тыс. USD. Основная доля затрат при проведении ОПЗ нефтехимическими растворами, порядка 60% - это стоимость используемых химреагентов.

В табл. 8 приведены сравнительные показатели технико-экономической эффективности ОПЗ на месторождениях "Белый Тигр" и "Дракон" за 2005 и 2006 год.

Таблица 8.[36]

Сравнительные показатели технико-экономической эффективности ОПЗ на месторождениях "Белый Тигр" и "Дракон" за 2год.

Наименование показателей	Ед. измер.	2005 г.	2006 г.	Откл. <+г)	%
1	2	3	4	5	6
Количество мероприятий ОПЗ - всего/нефт. скв. В т. ч. эффективных Из общего объема ОПЗ/эффективных ГКР НКЭ(ГКР) ГРП АВ МКАВ	скв.-опер. скв.-опер. скв.-опер.	40/33 26 24/14 13/11 3/1	53/47 37 \ 34/24 10/9 4/4 4/0 1/0	+13/+14 +11 +10/+10 -3/-2 -2/-1	133/142 142 142/171 77/82
Прирост добычи нефти - на 1 скв-опер.	т т/скв-опер.	126	141	+14	111 84
Выручка от реализации допол. добытой нефти*	тыс. USD	50662,5	70548,0	19885,5	140
Затраты СП, всего	тыс. USD	1518,95	6707,3	+5184,1	в 4,4 р. б.

в том числе:

- затраты на дополнительную добычу нефти	тыс. USD	647,31	1142,51	+495,20	177
- затраты на ОПЗ из них: стоимость химреагентов Чистая прибыль	тыс. USD Tbic. USD	871,64 485,4 24800/7	5564,82 498,9 30068,4	+4693,1 8 +13,5 +5177,7	В 6,4 р. б. 103 123
Средние затраты проведения ОПЗ на одну скважину	USD/скв.	37970	12655	-25315	В 3,3 р. м.
Экономический эффект ОПЗ	USD/US D	16,39	4,48	-11,9	28

Применения: * при средней цене нефти в СП 402,7 USD/m в 2005 г. и 504,6 USD/m в 2006 г.;

В период 2гг. обработка скважин глино - кислотными растворами и применение нефте - кислотных эмульсий являлась основным видом интенсификации добычи нефти и эти методы ОПЗ дают наибольший технологический и экономический эффект. Продолжаются опытные работы по применению МКАВ, но пока без эффекта.

Прирост добычи в 2006 году возрос на 11 % по сравнению с 2005 годом, сумма чистой прибыли увеличилась на 23%, при этом цена на нефть возросла на 108,3 доллара за тонну. В целом мероприятия по ОПЗ за рассматриваемый период были эффективны, доходы превышали понесенные затраты. В 2006 году на каждый затраченный доллар было получено 4,55 доллара чистой прибыли. Это на 11,84 единиц меньше прошлого года т. к. в 2006 году были проведены дорогостоящие операции ГРП и АВ, что и снизило суммарный экономический эффект от мероприятий по интенсификации.

В 2007 году с фирмой "Шлюмберже" был подписан контракт на выполнение ГРП на 6 скважинах нижнего и верхнего олигоцена на сумму 2495,3 тыс. USD. Впервые для очистки призабойной зоны пласта опробован метод репрессионно- депрессионного воздействия, который предполагает использование дизельного топлива взамен дорогостоящих химических реагентов. Сущность метода заключается в создании перепада давления путем последовательного чередования репрессии и депрессии на пласт, что приводит к активизации притока жидкости к скважине и выносу примесей из призабойной зоны.

Таким образом, на сегодняшней стадии разработки месторождений "Белый Тигр" и "Дракон" активизация и усовершенствование работ по интенсификации добычи нефти методами воздействия на призабойную зону скважин являются актуальными с учетом приобретаемого опыта, дают технологический и экономический эффект и имеют экономическую целесообразность вложения средств в их развитие.

В табл. 9 приведена технологическая эффективность ОПЗ, проведенных за 6 месяцев 2007 г. по объектам разработки.

Таблица 9.[37]

По результатам экономического анализа можно сделать следующие заключения:

1.  По СП «Вьетсовпетро» основные эксплуатационные объекты месторождений Белый Тигр находятся в стадии естественного падения добычи нефти. Для поддержания уровня добычи и повышения эффективности разработки месторождений, необходимо внедрять новые технологии увеличения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти, и расширять зоны своей деятельности СП "Вьетсовпетро".

2. Анализ показывает, что происходит постоянный рост текущих затрат
по годам рассматриваемого периода, в основном связанных с увеличением
стоимости ремонтов гидротехнических сооружений и скважин. Это
объясняется тем, что к настоящему времени практически все промысловые
системы отработали достаточно длительные сроки со времени их ввода в
эксплуатацию и состояние основных фондов характеризуется высокой
степенью изношенности. Кроме того, за последние годы увеличивается цена
на нефть, это приводит к повышению затрат на закупку оборудования и
материалов для производственных нужд.

3. Бурение скважин является одной из основных составляющих
деятельности СП «Вьетсовпетро» и осуществляется специализированным
предприятием по бурению и капитальному ремонту скважин (ПБиКРС).
Буровые работы обеспечивают воспроизводство нефтегазодобывающих
мощностей (эксплуатационное бурение) и прирост необходимых запасов
углеводородного сырья (поисково-разведочное бурение).

- технико-экономические и стоимостные показатели напрямую зависят
от глубины скважин и от возникновения осложнений в процессе бурения,
ухудшая показатели и удорожая их стоимость;

- затраты на строительство скважин собственными силами со
стационарных платформ наиболее минимизированы и возрастают при
бурении скважин с помощью СПБУ. В подрядном бурении аренда СПБУ и
ППБУ еще более удорожает стоимость бурения;

- средние затраты на строительство скважин имеют тенденцию увеличения в времени в связи с удорожанием затрат на материалы, ГСМ, услуги других предприятий, аренды.

4.В связи со «старением» фонда скважин увеличивается количество, и усложняются виды работ по капитальному ремонту скважин. Затраты на услуги структурных предприятий и содержание бурового оборудования занимают большую часть в общей сумме затрат на проведение капитальных ремонтов скважин. Необходимо проводить работу по сокращению непроизводительных затрат и простоев бригад при капремонте скважин с целью сокращения затрат на их содержание.

5.  Интенсификация добычи нефти различными методами воздействия на призабойную зону скважин является одним из наиболее распространенных методом повышения эффективности разработки нефтяных пластов. При этом наибольшие дополнительные прибыли дают традиционные методы ОПЗ, такие, как нефте - и глинокислотные обработки, и ГРП.

6. СП «Вьетсовпетро» остается высокорентабельным предприятием,
имеющим в результате своей производственно-хозяйственной деятельности
значительную положительную сумму денежного потока за период до
01.10.2007 года. Выручка от реализации нефти за этот период составила
36626,2 млн. USD. При этом, фактические затраты на обустройство и
разработку месторождений Белый Тигр и Дракон составили 7211,1 млн. USD, что составляет в среднем 19,7%.[38]

Развитие отношений между и компанией «Петровьетнам»

В июле 1991 года Правительства двух стран подписали Соглашение о дальнейшем сотрудничестве в рамках СП "Вьетсовпетро". Деятельность предприятия была переведена на принципы полного хозяйственного расчета, самофинансирования и самоокупаемости. Уставный фонд предприятия по состоянию на 1 января 1991 года был оценен в сумме 1,5 миллиардов долларов США, при этом доля каждой из сторон составляет 750 миллионов долларов США. Срок деятельности СП в январе 1991 года был продлен на 20 лет. Совместными усилиями вьетнамских и российских специалистов добывается свыше 50% нефти и практически весь газ Вьетнама. В настоящее время СП "Вьетсовпетро" работает на условиях полного самофинансирования, являясь одним из главных источников валютных поступлений в бюджет СРВ. Сумма поступлений от деятельности Совместного предприятия в бюджет России в течение ряда последних лет составляет свыше 500 млн. долларов США ежегодно.

Официальный визит во Вьетнам в марте 2001 года Президента России стал новым мощным импульсом в развитии Российско-Вьетнамского сотрудничества. В Декларации о стратегическом партнерстве, подписанной 1 марта 2001 года в Ханое, Президенты России и Вьетнама высоко оценили эффективность СП "Вьетсовпетро" как основу для наращивания масштабов взаимодействия в нефтегазовой сфере путем расширения зоны деятельности предприятия, разработки новых месторождений углеводородного сырья в Социалистической Республике Вьетнам.
Начата работа по освоению новых перспективных блоков, в том числе при участии третьих стран. совместно с КНГ «Петровьетнам» и компанией «Идемитсу» ведет освоение Блока 09-3 шельфа юга Вьетнама, где были открыты коммерческие запасы нефти. «Зарубежнефти» принадлежит 50% доля в проекте. Освоение Блока 09-3 на сегодняшний день является одним из приоритетных участков деятельности Компании, где в первую очередь консолидируются усилия и ресурсы.

В декабре 2002 года в г. Ханое в ходе работы российско-вьетнамской межправительственной комиссии по торгово-экономическому и научно-техническому сотрудничеству был подписан Протокол между Правительством РФ и Правительством СРВ о расширении сотрудничества в области разведки и добычи нефти и газа на континентальном шельфе Вьетнама.

Важнейшим моментом Протокола является договоренность, что в течение одного года после объявления коммерческого открытия на нефтегазовых месторождениях, выявленных на новых блоках СП «Вьетсовпетро», стороны подготовят и подпишут межправительственный Протокол о пролонгации действия Соглашения о дальнейшем сотрудничестве в области разведки и добычи нефти и газа на континентальном шельфе юга СРВ в рамках СП «Вьетсовпетро» от 01.01.01 года на весь срок их рентабельной разработки, но не более 25 лет для нефтяных месторождений и 30 лет для газовых месторождений.

В 2006 году в ходе визита во Вьетнам Президента Российской Федерации была достигнута договоренность сторон о продолжении совместной работы на основе преобразованного после 2010 года СП «Вьетсовпетро», а также о создании и КНГ «Петровьетнам» нового совместного предприятия для участия в разработке нефтегазовых месторождений в России и третьих странах. Важным событием для "Зарубежнефти" стало принятое Правительством Российской Федерации в декабре 2006 года решение о передаче «Зарубежнефти» российской доли в СП «Вьетсовпетро».

В настоящее время совместное предприятие ежегодно добывает 8-9 млн. тонн нефти. Создана одна из лучших баз в Юго-Восточной Азии по строительству на берегу и монтажу в море технологических и сателлитных платформ для бурения скважин и добычи нефти и газа;

В нынешних условиях участие в СП "Вьетсовпетро" государственных предприятий от России и Вьетнама позволяет обеспечивать высокую экономическую и политическую эффективность этого проекта. Благодаря позиции учета взаимных интересов, уважению партнеров друг к другу, гибкому подходу к решению производственных вопросов "Зарубежнефть" и ГКНГ "Петровьетнам" смогли реализовать задачу неуклонного динамичного развития СП.

Расширение зоны деятельности СП «Вьетсовпетро», умножение его ресурсной базы является на сегодняшний день одной из важнейших задач. СП «Вьетсовпетро» активно работает над приращением запасов углеводородов. В район его деятельности включены Блоки 04-3 и 17, где сейчас с успехом ведется поисково-разведочное бурение.

7 мая 2008 года выиграло в конкурсе на право пользования недрами с целью геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья по четырем блокам Центрально-Хорейверского поднятия (ЦХП) в Ненецком автономном округе.

7 июля 2008 года было зарегистрировано Компания «Русвьетпетро», а 8 сентября на компанию были переоформлены лицензии на право пользования участками недр четырех блоков (№ 1, 2, 3 и 4) ЦХП.

В эти четыре блока входят 13 месторождений с запасами по категории С1 и С2 95 млн. тонн. Первую нефть планируется добыть в 2011 году, а максимальный уровень добычи - 6,4 млн. тонн, как ожидается, будет достигнут в 2020 году.

24 декабря 2008 года в офисе «Зарубежнефти» состоялось подписание договора о приобретении КНГ «Петровьетнам» 49%-ой доли в Совместной компании «Русвьетпетро».

Сотрудничество с Индией

Сотрудничество «Зарубежнефти» с Корпорацией по нефти и природному газу Индии (ONGC) осуществляется с 1967 года. Специалистами «Зарубежнефти» были подготовлены программы комплексного развития нефтяной промышленности Индии на годы с перспективой до 1983 года и на годы; программа поисково-разведочных работ в Западной Бенгалии; составлены проекты разработки месторождений Анклешвар и Калол. «Зарубежнефтью» проведен большой объем сейсморазведочных работ в штатах Трипура и Западная Бенгалия; отремонтированы 107 скважин в штате Гуджарат; осуществлены комплексные геолого-разведочные работы на двух участках в бассейнах Северный Камбей и Кавери, а также осуществлен ряд других работ.