Определение предельных затрат на подготовку запасов маргинальных месторождений нефти

Professor of the Higher School of Industrial Management of the St. Petersburg

Polytechnic University

Russia, St. Petersburg

Tang Xuwei

Postgraduate student

Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University,

Russia, St. Petersburg

THE DEFINITION OF MARGINAL COST FOR PREPARATION OF RESERVES OF MARGINAL OIL FIELDS

В настоящее время структуре нефтегазового комплекса России быстро нарастает доля низко- и нерентабельных запасов нефти. В ближайшие 2-3 десятилетия развитие нефтяной промышленности будет связано с внедрением технологий извлечения низкорентабельных запасов, активным освоением малодебитных месторождений, сопровождаемое использованием экстенсивных методов их добычи и потерей «субактивных» запасов в недрах из-за нарушений в технологиях разработки. Рентабельность разработки таких месторождений во многом будет зависеть от мировых тенденций спроса на углеводородное сырье (УВС) и волатильности цен на нефть и газ [1].

Таблица 1

Характеристика маргинальных объектов нефти по промышленной значимости и экономической эффективности

Категория «Маргинальный объект освоения» на наш взгляд носит преимущественно экономический характер и включает в себя следующие группы объектов: мелкие по запасам и низкодебитные объекты освоения, трудноизвлекаемые объекты в осложненных горно-геологических условиях с никопоровыми и низкопроницаемыми коллекторами, средние и крупные геологические объекты расположенные в труднодоступных регионах и шельфе, нетрадиционные ресурсы УВС для которых отсутствуют необходимые технологии обеспечивающие их рентабельное вовлечение в народнохозяйственный оборот и др.

Для укрупненных ориентировочных расчетов может применяться графоаналитический метод определения предельных затрат на геологоразведочные работы ([2]).

Рис. Предельные затраты на подготовку запасов нефти (газа) в зависимости от крупности месторождений

Модель оценки предельных запасов, глубин и дебитов скважин ММН устанавливает функцию зависимости внутренней нормы рентабельности (ВНР) проекта от запасов углеводородов (Q), нефтяных цен (С_н), глубин залегания продуктивных горизонтов (L i ), дебита (D j ) месторождения нефти, вида:

ВНР = F (Q, C н , L i , D j )

С этой целью предварительно рассчитываются по формуле предельные затраты на ГРР для типичных нефтегазовых объектов в регионе (типичные объекты по крупности запасов, глубинам залегания продуктивных горизонтов). Например, месторождения крупностью запасов 1, 2, 3, 5, 10, 20 и т. д. млн т, глубинами продуктивных горизонтов 1, 3, 5 км.

Полученные базовые значения З пр используются для построения номограмм следующего вида (см. рис.).

При необходимости можно использовать в расчетах еще один фактор – например, начальный дебит скважин. Тогда на номограмме следует отражать совокупность линий по каждому интервалу дебитов.