WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Авторефераты по темам  >>  Разные специальности - [часть 1]  [часть 2]

Математические модели оценки проектов разработки шельфовых месторождений углеводородов

Автореферат кандидатской диссертации

 

На правах рукописи

 

 

 

 

СЕВАСТЬЯНОВА КРИСТИНА КОНСТАНТИНОВНА

Математические модели оценки проектов разработки шельфовых месторождений углеводородов

 

 

 

Специальность:

25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

 

 

 

 

 

 

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени

кандидата технических наук

 

 

 

Москва - 2012


Работа выполнена в отделе разработки Департамента технологий и шельфовых проектов Общества с Ограниченной Ответственностью «Роснефть-СахалинНИПИморнефть» (ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»).

Научный руководитель:

- доктор технических наук, профессор

Хасанов Марс Магнавиевич

Официальные оппоненты:

- Котенев Юрий Алексеевич,

доктор технических наук, профессор

Уфимский государственный нефтяной технический университет

заведующий кафедрой геологии и разведки нефтяных и газовых месторождений

- Курамшин Ринат Мунирович

кандидат технических наук

ООО «Технопром»

заместитель генерального директора

Ведущая организация:

Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа

(ООО «ВолгоУралНИПИгаз»)

Защита состоится  «30» мая 2012 г. в 1200 часов на заседании объединенного диссертационного совета ДМ 002.059.04 при Федеральном государственном бюджетном учреждении науки Институте машиноведения им. А.А. Благонравова Российской академии наук (ИМАШ РАН) по адресу: 119334, г. Москва,

ул. Бардина, д. 4.

С  диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ИМАШ РАН по адресу:  119334, г. Москва, ул. Бардина, 4.

Автореферат разослан  «28» апреля 2012 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук                                                     А.П.  Аверьянов 


ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Одной из важнейших проблем нефтяной отрасли России является падение темпов наращивания сырьевой базы, что в перспективе может привести к преждевременному падению добычи углеводородов (УВ). Для выполнения государственной программы по поддержанию и наращиванию уровней добычи УВ в России необходимо использование ресурсного потенциала и вовлечение в разработку перспективных шельфовых месторождений арктического региона.

Оценка проектов в данном регионе находится в предынвестиционной стадии, включающей формирование инвестиционного замысла, вариантов проекта и технико-экономическое обоснование (ТЭО), и осложнена недостатком информации, отсутствием аналогов и большими неопределенностями. Перспективные месторождения находятся в регионе со слабо развитой инфраструктурой, низкой геологической изученностью и суровыми природно-климатическими условиями.

Все это диктует необходимость разработки методик и алгоритмов оптимизации портфеля инвестиционных шельфовых проектов с учетом рисков на стадии геологоразведки и разработки месторождения.

Учет вероятностного характера информации является важнейшим условием принятия эффективных управленческих решений. Требуется создание шаблонов выбора технологий и методик для оценки проектов, отражающих особенности освоения перспективных месторождений арктического шельфа. Шаблоны выбора технологий необходимы как средство систематизации и использования опыта, накопленного при разработке месторождений-аналогов.

 

Целью работы является повышение точности оценки эффективности шельфовых проектов в предынвестиционной стадии с учетом геологических, технологических и финансовых неопределенностей и рисков.

Задачами исследования являются:

  • Разработка математических моделей и алгоритмов оценки геологоразведочных проектов и проектов разработки месторождений в предынвестиционной стадии с учетом неопределенностей и рисков.
  • Разработка шаблонов выбора технологий систем заканчивания добывающих скважин и выбора оптимальной плотности сетки скважин для шельфовых месторождений.
  • Разработка методики оценки капитальных затрат на строительство морских нефтегазодобывающих сооружений для условий арктического региона, обеспечивающая 4й класс точности по международной классификации  МАРСИ (Международная Ассоциация Развития Стоимостного Инжиниринга).

Научная новизна

  • Разработан научно обоснованный метод экспертно-статистического моделирования реализации шельфовых проектов в предынвестиционной стадии с учетом геологических, технологических и финансовых рисков.
  • Разработаны шаблоны выбора технологий заканчивания добывающих скважин и выбора оптимальной плотности сетки скважин для шельфовых месторождений.
  • Впервые разработана научно-обоснованная методика оценки капитальных затрат на строительство морских нефтегазодобывающих сооружений для условий арктического региона, учитывающая природно-климатические особенности Арктического региона.

На защиту выносятся следующие положения:

  • Метод экспертно-статистического моделирования, включающий в себя три метода оценки – метод дерева решений, Монте-Карло и реальных опционов для оценки шельфовых месторождений на стадии геологического изучения.
  • Шаблоны выбора технологий заканчивания добывающих скважин и выбора оптимальной плотности сетки скважин для шельфовых месторождений.
  • Методика оценки капитальных затрат на строительство морских нефтегазодобывающих сооружений для арктического региона.
  • Математическая модель оценки шельфовых проектов на стадии геологоразведки и разработки с учетом геологических, технологических и финансовых рисков.

 

Практическая ценность работы

Результаты работы используются в ОАО «НК «Роснефть» при оценке перспективных геологоразведочных проектов и проектов разработки месторождений, в том числе шельфовых. На основе результатов исследования разработаны следующие методические указания ОАО «НК «Роснефть»:

  • «Вероятностная оценка ресурсов нефти и газа перспективных и действующих участков с учетом геологических рисков»
  • «Методика оценки геологоразведочных проектов методом опционов»
  • «Методика оценки проектов разработки месторождений методом опционов»

Апробация результатов работы

Основные результаты диссертационной работы были представлены на следующих конференциях: IV научно-практическая конференция "Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений, добычи и переработки нефти" (Уфа, 26-28 апреля 2011г.); Корпоративная конференция по обмену опытом в инновационной деятельности (Самара, 5-6 июля 2011г.); Первый Российский нефтяной конгресс РНК (Москва, 14-16 марта 2011г.); Корпоративная научно-техническая конференция молодых специалистов (Уфа, апреля 2011г.); XI Научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Геленджик, 27-29 сентября 2011г.); Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE 2011 по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике (Москва, 18 – 20 октября 2011г.). Результаты работы обсуждались на научно-технических советах ОАО «НК «Роснефть» и дочерних обществ Компании (в 2009-2011 гг.).

Публикации

Основное содержание работы изложено в 9-и публикациях, в том числе 6 работ, опубликованных в ведущих рецензируемых журналах, в тезисах докладов 3-х конференций.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованных источников, включающего 112 наименований. Диссертация изложена на 117 страницах, включает 4 таблицы, 27 рисунков.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертационной работы,  научная новизна и практическая значимость, формулируются цель и задачи исследования.

Первая глава посвящена анализу методических подходов и процедур для оценки и ранжирования  геологоразведочных проектов и проектов разработки месторождений, применяемых в ведущих российских и зарубежных нефтегазовых компаниях.

В целом можно выделить четыре основных метода для оценки: детерминистический метод, метод Монте-Карло, метод дерева решений и метод опционов. При детерминистическом подходе к оценке проектов чистый дисконтированный доход (ЧДД) рассматривается в качестве базы при формировании большинства других экономических критериев и показателей (внутренняя норма доходности, индекс до доходности, периода окупаемости и т.п.), при этом не учитывается влияние рисков и неопределенностей на проект. Проблема детерминистического подхода состоит в том, что модель каждого денежного потока представляет только одну последовательность событий от начала и до конца проекта разработки, часто длящегося 30 и более лет. Невозможно включить в одну модель несколько альтернативных сценариев разработки в течение жизни месторождения. Метод Монте-Карло концентрируется на неопределенности параметров, используя статистическое распределение. Для каждого параметра выбирается одно из известных распределений – треугольное, нормальное, логнормальное или равномерное. В большинстве случаев, параметры предполагаются независимыми, что сильно облегчает расчеты. Значения случайным образом выбираются из распределения для каждого параметра и подставляются в алгоритм расчета ЧДД. Эта процедура повторяется тысячи раз, и таким образом строится распределение возможных значений ЧДД. В отличие от метода Монте-Карло, который оценивает заранее определенный сценарий реализации проекта, дерево решений учитывает различные управленческие  решения, такие как: бурить ли еще одну разведочную скважину, разрабатывать месторождение или нет. Так же в методе учитывается неопределенность основных параметров, но ее учет при этом ограничивается только вычислением вероятности того или иного события. Например, делением с какой-либо вероятностью геологических ресурсов на малые, средние и большие. Как правило, компании с помощью данного метода строят несколько вариантов деревьев решений, включающих до 50 000 узлов.

Метод оценки инвестиционных проектов, который учитывает возможности изменения условий и выбора, назван методом реальных опционов. Он становится все более актуальным для оценки проектов в связи с динамичной, быстро меняющейся внешней средой и расширением гибкости в принятии управленческих решений.

Метод опционов рекомендуется использовать, когда:

  • Результат проекта подвержен высокой степени неопределенности;
  • Менеджмент проекта способен принимать гибкие управленческие решения при появлении новых данных по проекту;
  • Результат проекта во многом зависит от принимаемых менеджментом решений;
  • При оценке проекта по методу дисконтированного денежного потока ЧДД отрицателен или чуть больше нуля.

В российских компаниях, как правило, применяется детерминистический подход для оценки проектов геологоразведки и разработки на стадии концептуального проектирования. Дополнительной характеристикой выступает величина ожидаемой стоимости проекта (ОСП), позволяющая включить в оценку вероятность геологического успеха на месторождении и сопоставить затраты на геологоразведку с потенциальной прибылью от разработки месторождения.

В зарубежных компаниях все более широкое применение находят методы деревьев решений и реальных опционов для оценки перспективных проектов. Большинство крупных международных нефтяных компаний разрабатывают сейчас процедуры оценки опционов с целью замены традиционного анализа дисконтированных денежных потоков для установления денежной стоимости объектов поиска нефти и газа, особенно долгосрочных проектов, рассчитанных на большие запасы. Использование метода опционов позволяет учесть неопределенности и риски перспективных проектов и проанализировать различные вероятные исходы событий.

Анализ используемых подходов российских и зарубежных компаний, а так же опыт индустрии при разработке шельфовых проектов, показал, что для оценки проектов шельфовых месторождений необходимо применять метод экспертно-статистического моделирования реализации проектов в предынвестиционной стадии с учетом геологических, технологических и финансовых рисков. Данный метод включается в себя все три описанных выше метода – метод дерева решений, Монте-Карло и реальных опционов. Это позволит учесть одновременно неопределенность в геологических запасах, гибкость в принятии решений в процессе жизни месторождения и стохастическое изменение цены во времени [1,4].

Вторая глава посвящена разработке математической модели и алгоритма оценки шельфовых проектов на стадии геологоразведочных работ с учетом геологических рисков.

Рассматривается задача об оценке геологических рисков обнаружения залежи и строится вероятностное распределение запасов в ловушке. Анализируется вероятность успешного бурения поисково-разведочных скважин. При этом учитывается вероятность зависимых событий при реализации геологоразведочных работ.

Особенностью геологоразведки шельфовых проектов является прежде всего высокая стоимость и сезонность работ – в некоторых частях арктического региона сезон открытой воды составляет всего пару месяцев. Эти ограничения не позволяют проводить подробное геологическое изучение перспективных залежей, что приводит к ограниченному фонду поисковых и разведочных скважин. Поэтому планирование ГРР должно обеспечить максимальную эффективность, минимизировать затраты на проведение работ. Для этого необходимо провести вероятностную оценку ресурсов и проанализировать вероятность успешного бурения поисково-разведочных скважин.

При оценке ресурсов УВ вероятностным методом, в отличие от детерминистского, берётся в расчет не одно значение подсчетного параметра, а интервал значений от возможных минимального до максимального, который определяется по данным открытых месторождений-аналогов. Исходя из частоты встречаемости значения подсчетного параметра, определяется вероятность события, при котором это значение будет таковым или больше. В результате перемножения интервалов значений подсчетных параметров получается распределение всех возможных в рассматриваемой залежи значений объемов УВ с различной вероятностью. Таким образом, вероятностное распределение ресурсов подготовленной к бурению ловушки представляет собой оценку интервала неопределенности с заданной на нем функцией распределения вероятностей возможных значений объема нефти и природного газа.

Расчет рисков бурения основывается на оценке ряда геологических факторов: наличие ловушки, покрышки, коллектора, зрелости нефтематеринской породы и путей миграции. По мере реализации программы бурения, результат анализа первых скважин сказывается на изменении вероятности успеха при бурении зависимых скважин. Очевидно, что если после бурения первой скважины выявлен нефтеносный пласт, то вероятность успешного бурения второй скважины на данный пласт существенно возрастает.

Проектный фонд поисково-разведочных скважин предлагается делить на первоочередные поисковые скважины, нацеленные на обнаружение залежи углеводородов с объемом, обеспечивающим минимальную рентабельность, и зависимые оконтуривающие скважины, задачей которых является уточнение объемов залежи в случае обнаружения УВ. При этом считать, что геологические риски одинаковы для всех участков залежи (нефтематеринская порода, покрышка и т.д.) и снимаются первой поисковой скважиной, а вероятность успешности остальных скважин определяется только величиной объема запасов [1,4].

Рис.1 (левая часть) показывает вероятностное распределение запасов для рассматриваемой перспективной структуры. Справа на структурном плане ловушки изображены предполагаемые контуры поискового и разведочного бурения. Предлагается следующий алгоритм расстановки скважин: скважина Х1 бурится на контур, соответствующий значению 90% обеспеченности величины запасов (квантиль К0,9) вероятностных запасов. В случае подтверждения наличия нефтяной залежи бурятся скважины Х2 и Х3, соответствующие значениям вероятностных запасов К0,5 (наиболее вероятное значение запасов) и К0,1 (10% обеспеченности величины запасов). Скважина Х3’ необходима для подтверждения наличия залежи в краевых зонах. В случае не успешности подтверждения нефтеносного контура бурением скважины Х2, скважина Х3’ будет пробурена с целью разведки краевых зон и обнаружения контура нефтеносности, находящегося между значениями вероятностных запасов К0,9 и К0,5.

Вероятностное распределение запасов перспективной залежи

Последовательность бурения поисково-разведочных скважин

Рис.1. Вероятностное распределение запасов.

Методика расчета шельфовых проектов на стадии геологоразведки с учетом геологических рисков состоит из следующих этапов:

  • Строится вероятностное распределение запасов в перспективной ловушке с учетом рисков. Полученная вероятностная оценка отражает распределение возможных ресурсов и запасов для залежи нефти с соответствующей вероятностью открытия;
  • Определяются потенциальные цели для поисково-разведочного бурения. Фонд поисково-разведочных скважин делится на две категории: первоочередные поисковые скважины и зависимые оконтуривающие скважины;
  • Для перспективной залежи предлагается программа геологоразведки и строится дерево возможного развития событий. Последовательность событий заканчивается либо открытием и оконтуриванием месторождения, либо отсутствием положительных результатов;
  • Для каждого рассматриваемого варианта открытия месторождения рассчитывалась ассоциированная с ним прибыль. В случае неуспешного бурения поисковых скважин, убытки составляют стоимость бурения поисковых скважин.

На Рис.2 предложено дерево решений на полное развитие проекта. Стадия геологоразведки перспективной залежи, согласно описанной выше методике бурения поисково-разведочных скважин, представлена в левой части дерева. Бурению каждой скважины соотносятся вероятности успеха и неудачи подтверждения контура нефтеносности.

В конце геологоразведочного этапа освоения залежи существует несколько вероятных исходов открытия и подтверждения запасов. В рассматриваемом примере после этапа геологоразведки мы получаем четыре возможных варианта открытия запасов нефти. Для моделирования этапа разработки необходимо из каждой точки с открытыми запасами построить дерево принятий решений в процессе освоения перспективной залежи.


Рис.2. Дерево решений


Третья глава посвящена  разработке математической модели и алгоритма оценки шельфовых проектов на стадии разработки с учетом геологических, технологических и финансовых рисков.

Рассматривается задача о выборе системы разработки шельфового месторождения и зависимости системы разработки от неопределенности оценки дебита добывающих скважин. Строится математическая модель для оценки капитальных затрат на строительство морских нефтегазодобывающих сооружений для арктического региона. Оценивается вероятность финансовых рисков в процессе разработки месторождения и их влияние на схему разработки месторождения. Рассчитывается ожидаемая стоимость проекта разработки.

Принцип построения дерева решений для этапа разработки заметно отличается от стадии геологоразведки. На стадии ГРР ключевыми рисками являются геологические – подтверждение или нет наличия геологических запасов. Именно это определяет различные исходы после бурения каждой скважины. На стадии разработки помимо геологических рисков – неопределенность в запасах и дебите, существенную роль играют технологические и экономические риски.

Основными вариантами принятия решений после геологоразведочной стадии в процессе разработки месторождения являются:

  • Отложить проект – решение о продолжении проекта откладывается на год (такое решение возможно после открытия месторождения и получения долгосрочной лицензии на разведку и добычу);
  • Продолжить проект – принять решение о проведении инженерных изысканий (геологических, экологических, гидрометеорологических), разработке проекта освоения запасов, строительстве инфраструктуры, начале добычи;
  • Расширить проект – подключить сателлитные месторождения к разработке, расширить проектные мощности, использующиеся на месторождении.

При этом, если между точками принятия решений о начале инженерных изысканий, разработке проекта освоения запасов и строительстве инфраструктуры появляется решение об откладывании проекта никаких финансовых затрат не закладывается. После точки принятия решения о строительстве инфраструктуры откладывание начала добычи приводит к ежегодным эксплуатационным затратам на содержание объектов обустройства, зарплату персонала и т.д.

  • Анализ геологического риска

Геологический риск на стадии разработки состоит в неопределенности расчетного дебита. Даже при подтверждении запасов и проведении геологоразведочных работ, недостаточно информации для построения полной геологической модели месторождения. Существует большая неопределенность по фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС), что может привести либо к переоценке дебита и краевых зон залежи, либо к недооценке. Чрезмерно оптимистичные предположения о дебитах на месторождении могут повлечь за собой неоправданные инвестиции. Чрезмерно пессимистичный прогноз может привести как к неоптимальной системе разработки, ограничениям на уровни добычи, так и к дополнительным затратам за счет расширения, модификации обустройства месторождения на поздних стадиях освоения.

В работе ход выполнения проекта представлен состоящим из стадий предварительного изучения, ГРР (бурение), дальнейшего разбуривания месторождения в ходе эксплуатации. При переходе от стадии к стадии уменьшается величина неопределенности в значениях параметров: ширина распределения или среднеквадратичное отклонение. При этом среднее значение (математическое ожидание распределения) может также уточняться.

Принципиально различаются две стадии проекта: до выполнения ГРР и после проведения ГРР, когда снят геологический риск, а значения большей части параметров известны с хорошей точностью. Для моделирования процесса принятия решений на стадии освоения нефтяных шельфовых месторождений и расчета возможно профиля добычи считается, что неопределенность существует только для следующих величин:

  • проницаемость пласта;
  • нефтенасыщенная толщина пласта;
  • в некоторых случаях - площадь залежи.

Таким образом, только данные параметры моделируются распределением плотности вероятностей. Достаточность первых двух параметров определяется тем, что выбор варианта разработки и обустройства в большой степени определяется продуктивностью пласта. При этом, неопределенность в объеме запасов задается через неопределенность в величине нефтенасыщенной толщины.

2. Обоснование системы разработки

Основной задачей рационального освоения месторождения является выбор оптимальной системы разработки. При этом система разработки, плотность сетки скважин, тип заканчивания относятся к параметрам, легко масштабируемым для данного месторождения.

Варьирование плотности сетки скважин осуществляется по мере разбуривания месторождения. Для таких параметров на каждом шаге расчета оптимальные величины (технология заканчивания и плотность сетки скважин) определяются для средних величин залежи и могут быть изменены, по необходимости, но не чаще чем  заданная определенная периодичность. В работе принят срок ?~3 года, срок уточнения проектных решений согласно опыту Компании [6,7].

Особенностью разработки шельфовых месторождений является нецелесообразность использования мелких сеток скважин. Это обусловлено ограниченным радиусом бурения скважин с одной добывающей платформы, применениям горизонтальных скважин для увеличения коэффициента охвата, лимитированными возможностями размещения устьев добывающих и нагнетательных скважин на палубе платформы. В данном разделе представлен шаблон выбора плотности сетки скважин для разработки месторождения на суше, и такого же месторождения на шельфе.

На рис.3 показан разработанный шаблон выбора плотности сетки скважин месторождения на суше для одного заданного вида заканчивания (ГРП), заданного ограничения на темп бурения и сценарных условий в зависимости от проницаемости и толщины пласта. Для каждого набора параметров толщины и проницаемости продуктивного пласта определяется плотность сетки скважин, дающая при заданных экономических показателях максимальное значение ЧДД.

Рис.3. Шаблон выбора плотности сетки скважин для месторождения на суше

На рис.4 показан разработанный шаблон выбора плотности сетки скважин для шельфового месторождения. Видно, что для морских месторождений при рассмотрении проекта разработки бурение с плотностью сетки меньше 36га/скв. не требуется рассматривать. Это объясняется экономической эффективностью, технологическими ограничениями, а так же применением горизонтальных скважин или горизонтальных скважин с ГРП.

Рис.4. Шаблон выбора плотности сетки скважин для шельфового месторождения

Пунктирными контурами на рис.5 показана неопределенность в параметрах залежи на разных стадиях разбуривания 1->2->3. Как видно, в ходе прохождения стадий разбуривания наблюдается снижение неопределенности в фильтрационно-емкостных параметрах месторождения, а также может меняться рекомендуемая плотность сетки скважин (центр соответствующего контура). На первой стадии разбуривания, когда диапазон возможных значений параметров довольно широк, возможны различные значения плотности сетки скважин. При постепенном разбуривании месторождения и получении дополнительной информации, разброс параметров сужается, что позволяет достоверно определить оптимальную плотность сетки скважин для рассматриваемого месторождения.

Специального решения для выбора системы разработки шельфовых месторождений (соотношения добывающих и нагнетательных скважин) не требуется. По многим литературным данным и анализу проектов разработки вопрос решен, и повсеместно используются либо рядные системы разработки, либо законтурное заводнение.

3. Анализ неопределенности продуктивности скважин.

В простейшем случае извлекаемые запасы определяются по имеющимся данным геологических запасов и принятому значению КИН (по модельным расчетам или аналогам). В общем случае задаются коэффициенты вертикальной и латеральной неоднородности пласта, параметры относительных фазовых проницаемостей, определяется оптимальная система разработки.

Запускной дебит нефти, рассчитывается в зависимости от типа заканчивания и параметров пласта.

Особенностью разработки шельфовых месторождений является повсеместное использование горизонтальных скважин. Это обусловлено тем, что при размещении платформы в одной точке, необходимо обеспечить максимальный охват залежи скважинами. Разработка шельфовых месторождений характеризуется высокими не только капитальными, но и эксплуатационными затратами, так же, ограничено время жизни одной добывающей платформы, особенно в суровых условиях арктического региона. Это приводит к необходимости интенсификации добычи углеводородов, сокращению сроков их извлечения, ускорению достижения проектного (пикового) уровня добычи УВ и уменьшению эксплуатационного фонда скважин. Поэтому необходимо использовать различные методы увеличения нефтеотдачи. Анализ мирового опыта разработки шельфовых месторождений показал, что в последнее время наибольшее распространение получило применение метода гидроразрыва пласта (ГРП), как на вертикальных, так и на горизонтальных скважинах. В данной работе разработан шаблон выбора различных систем заканчивания в зависимости от проницаемости и толщины продуктивного горизонта для шельфовых месторождений.

Для построения шаблона были выполнены расчеты для горизонтальных и вертикальных скважин с ГРП при различных фильтрационно-емкостных характеристиках пласта. Критерием выбора наиболее эффективного типа заканчивания являлся показатель ЧДД.

Рассматривались следующие способы заканчивания:

                                    

  • вертикальная скважина с ГРП ;
  • горизонтальная скважина с продольной трещиной ГРП ;
  • горизонтальная скважина с множественными поперечными трещинами ГРП .

Каждому набору значений геологических параметров, параметров флюида , заканчивания  и параметров эксплуатации , необходимо поставить в соответствие такой элемент вектора , чтобы выполнялось условие

                                            

Параметр

Обозначение

Ед. изм.

Область изменения

1. Параметры пласта

1. Проницаемость пласта

мД

0,1…100

2. Пористость пласта

доли ед.

0,2

3. Толщина пласта

М

2…20

4. Сжимаемость общая

1/атм

2. Параметры флюида

5. Вязкость нефти

мПа*с

0,3…6,12

6. Объемный коэфф. нефти

м?/м?

1,05…1,86

3. Параметры заканчивания

7. Полудлина трещины ГРП

м

2…150

8. Длина гор. ствола

м

20…800

9. Количество трещин

1…5

На рис.5 представлен шаблон выбора технологии заканчивания для шельфовых месторождений, позволяющий на стадии концептуального проектирования выбрать наилучший способ заканчивания скважин исходя из полученных данных по месторождениям-аналогам. По полученным результатам выбора типа скважин определяется запускной дебит, на основании которого строится прогноз добычи углеводородов.

Рис.5. Шаблон выбора различных систем заканчивания

Приведенный шаблон является динамически изменяемой системой. В зависимости от текущих экономических условий и уровня капитальных затрат границы применимости различных методов заканчивания изменяются.

4. Математическая модель для оценки капитальных затрат на строительство морских нефтегазодобывающих сооружений для арктического региона.

Актуальность разработки усовершенствованной методики оценки и прогноза объемов инвестиций в капитальное строительство вызвана необходимостью освоения новых, ранее не разрабатываемых участков, находящихся в географических условиях, не имеющих аналогов на мировой арене. К таким участкам относится зона арктического российского шельфа.

Огромные трудности возникают при оценке капитальных затрат на строительство морских нефтегазодобывающих сооружений. Для условий шельфа РФ практически отсутствуют аналоги, по которым возможно было бы оценивать затраты. Фактически существует только два действующих проекта на о. Сахалин, находящихся в субарктическом регионе. Использование опыта норвежских проектов в Северном море возможно с некоторыми поправками на условия арктического региона России, в котором в отличие от Северного моря имеются многолетние льды и айсберги.

В условиях высокой изученности региона разработки, наличия выверенных технологических решений и опыта реализации проектов на данной территории возможен детальный расчет инвестиций в капитальное строительство с разбивкой по элементам сметы и статьям калькуляции. При отсутствии полноценной информации, необходимой для составления сметы затрат, но при наличии месторождений аналогов, сходных по условиям разработки, является возможным выполнить достаточно точный прогноз капитальных затрат на основе информации полученной по аналогичному объекту. Наибольшую трудность представляет оценка капитальных затрат в условиях риска и неопределенности, когда инновационные технологические решения еще не прошли стадию апробации, а стоимости и условия поставки материалов, работ и возможные промышленные мощности являются  неизвестными величинами.

В данной работе приведена методика оценки капитальных затрат на строительство морских нефтегазодобыващих сооружений для арктического региона, обеспечивающая 4й класс точности согласно международной классификации МАРСИ (Международная Ассоциация Развития Стоимостного Инжиниринга). Данный подход позволяет качественно и эффективно проводить оценку капитальных затрат для инвестиционного анализа рентабельности разработки месторождений [2,3,5].

Стоимость/масса опорного блока добывающей платформы оценивается по корреляционным зависимостям от глубины воды и массы верхнего строения платформы. В работе проведен кластерный анализ, с целью выявления устойчивых групп месторождений, для которых возможно построить единую модель и выявить нетипичные месторождения, которые необходимо описывать с учетом их особенностей.

На основе кластерного анализа построена регрессионная модель стоимости верхних строений от добычи нефти на плато и газового фактора. Полученные зависимости для оценки капитальных затрат на строительство морских нефтегазодобывающих сооружений позволяют получать довольно точные оценки стоимости. Погрешность методики расчета основания гравитационного типа составляет порядка 25%. Погрешность методики расчета верхних строений платформы составляет порядка 15%. Полученная точность является приемлемой, согласно мировому опыту, на концептуальной стадии проектирования разработки месторождений.

Предложенная методика может использоваться в качестве стартовой оценки при проектировании разработки шельфовых месторождений. Созданная модель представляет собой хороший инструмент для оценки капитальных затрат на строительство морских нефтегазодобывающих сооружений гравитационного типа в субарктических и арктических условиях [1,4].

  • Методика расчета

Методика расчета на стадии разработки шельфовых месторождений методом опционов состоит из следующих этапов:

  •  Строится вероятностное распределение дебита добывающих скважин с учетом геологических неопределенностей характеристик пласта в рамках одной перспективной ловушки;
  •  Определяется система разработки и обустройство в зависимости от ожидаемых дебитов добывающих скважин;
  •  Для различных вариантов обустройства оцениваются капитальные и эксплуатационные затраты;
  •  Определяется ЧДД проекта в текущей точке, при этом изменение цены во времени вычисляется по модели геометрического броуновского движения;
  •  Основными вариантами принятия решений после геологоразведочной стадии в процессе разработки месторождения являются: отложить проект (ЧДД<0) – решение о продолжении проекта откладывается на год; продолжить проект (ЧДД>0) – принять решение о проведении инженерных изысканий (геологических, экологических), разработке проекта освоения запасов, строительстве инфраструктуры, начале добычи;
  •  Методом Монте-Карло построение веток повторяется с пункта 1 множество раз с целью перебрать все возможные варианты развития событий.

В работе для моделирования динамики цены на нефть использовалась модель геометрического броуновского движения. Геометрическое броуновское движение является простейшей моделью динамики цены рискового актива, описывая ее при помощи двух параметров – доходности и волатильности. Модель близка к реальности в том, что допускает изменение цены в любой момент времени. Для задачи расчета ЧДД долгосрочных проектов модель является наиболее простым и удобным инструментом для задания сценарных условий расчета проекта.

Так как выпадение цены каждый раз случайный процесс, то за один цикл образуется отличная от предыдущей ветка дерева решений. Повторяя расчет не менее 10^5 раз, происходит перебор всех возможных вариантов развития событий в процессе разработки шельфового месторождения. В результате, получается распределение возможных значений ЧДД проекта. В данной работе геолого-экономическая оценка проекта рассматривается, как задача построения и анализа выбранных функций качества. В предложенной методике оценка проекта базируется на использовании двух наиболее распространенных функций качества, вычисляемых из данного распределения ЧДД:

  • По полученному распределению определяется наиболее вероятное значение ЧДД проекта (К0,5), соответствующее данным извлекаемым запасам в каждой конечной точке “геологической” части дерева Рис.1. Зная наиболее вероятное значение ЧДД на каждой ветке геологического дерева, производится сворачивание геологического дерева от концов к началу, таким образом, определяя ожидаемую стоимость всего проекта ОСП.
  • Помимо наиболее вероятной величины ОСП характеристикой проекта является оценка риска этой величины, а именно, стоимостная мера риска, которая в отличие от обычного измерения риска как волатильности, позволяет определить отклонение величины ОСП в худшую сторону, т.е. оценить потерю стоимости актива.

Четвёртая глава посвящена апробации разработанных математических моделей в главах 2 и 3 на примере оценки перспективного месторождения в Карском море. Рассматриваются основные риски при разработке месторождения. Делается вывод о наиболее выгодном варианте разработки.

Для оценки ОСП проекта были использованы следующие предположения:

  • начальная цена нефти 75 долл./барр.;
  • безрисковая процентная ставка 5% (актуальная ставка доходности по долгосрочным государственным ценным бумагам);
  • волатильность 22% (фактические данные Нью-Йоркская товарная биржа, NYMEX);
  • ставка дисконтирования 12% (оценена для среднестатистической компании);
  • удельные капитальные затраты 20 долл./барр.;
  • удельные эксплуатационные затраты 13 долл./барр.;
  • стоимость ПИР на один морской гидротехнический объект 400 млн.долл.;
  • налоговый режим: НДПИ 419 руб/тн, отмена экспортной пошлины, ставка налога на прибыль 35% (предложения по изменению налогового режима для шельфовых месторождений, обсуждаемые в правительстве РФ).

Были построены распределения ЧДД для всех ветвей “геологической” части дерева решений. Для примера на рис.6 приведено распределение для ветви с запасами в 80 млн.т. Математическое ожидание ЧДД проекта составляет М(ЧДД) = 387 млн.долл., дисперсия D(ЧДД) = 317390 млн.долл., стандартное отклонение ? = 563 млн.долл. Очевидно, что в большинстве случаев проект рентабелен, при этом необходимо оценить, какова вероятность получения отрицательных экономических результатов.

М (ЧДД)= 387 млн.$

D (ЧДД)= 317390 млн.$

 

Рис.6. Плотность распределения ЧДД (для проекта 80 млн.т.)

С целью оценки риска проекта были получены 1% и 5% квантили распределений, К0,01 и К0,05 – соответственно. Как следует из рис.7, при открытии запасов в 80 млн.т вероятность того, что проект принесет убыток в -923 млн.долл. или более (К0,01), составляет 1%, вероятность того, что стоимость проекта составит -539 млн.долл. или менее (К0,05), равна 5%, при том, что наиболее ожидаемое значение (К0,5) приведенной стоимости проекта равно 387 млн.долл.

K0.05 = -539 млн.$

K0.01 = -923 млн.$

 

Рис.7. Функция распределения ЧДД (для проекта 80 млн.т.)

При оценке проекта детерминистическим методом значение приведенной стоимости составляет 157 млн.долл. Полученное значение ниже, чем при использовании экспертно-статистического моделирования, поскольку не учитывались возможность гибкости в принятии управленческих решений в течении жизни проекта и различные сценарии изменения стоимости нефти. Полученное значение стоимости проекта по рис.5 соответствует вероятности всего лишь 30%, а не наиболее вероятному значению стоимости проекта.

Приведенный пример показывает, что при положительном наиболее вероятном значении ЧДД проекта, существует вероятность 25% получения убытков. Приведенный подход позволяет получить комплексную картину доходности проекта и оценить устойчивость результата к изменению входных параметров. Модель, предложенная в данной работе, представляет собой первый шаг к обеспечению принятия решений в комплексной модели для разработки проектов шельфовых месторождений. Подход предложен в качестве прототипа, как вариант учета неопределенности в проектах.

При оценке шельфовых месторождений игнорирование неопределенностей и использование классического подхода детерминированной оценки приводит к получению заниженной ожидаемой прибыли проекта. При разработке стратегии освоения шельфовых месторождений и формирования портфеля перспективных проектов особенно важно использование подходов, подобно приведенному в данной работе. Это позволит получить максимально объективные оценки проектов и качественно провести ранжирование проектов без субъективных детерминистических оценок и искусственного занижения или завышения стоимости проектов.

Основные результаты и выводы диссертации

  • Сравнительным анализом применяемых методов оценки проектов разработки месторождений доказано, что наиболее приемлемым для оценки шельфовых месторождений на стадии геологического изучения является метод экспертно-статистического моделирования.
  • Для шельфовых месторождений разработаны шаблоны выбора технологий заканчивания добывающих скважин и выбора оптимальной плотности сетки скважин.
  • Разработана методика оценки капитальных затрат на строительство морских нефтегазодобывающих сооружений для арктического региона.
  • Разработана математическая модель оценки шельфовых проектов на стадии геологоразведки и разработки с учетом геологических, технологических и финансовых рисков.

Список публикаций по теме диссертации

  • Sevastyanova K., Kuznetsov M., Nekhaev S., Tarasov P., Zilber V.S., Capital Costs Estimation Method for Arctic Offshore Projects, 2011, SPE 149916, SPE Arctic and Extreme Environments Technical Conference and Exhibition
  • Sevastianova K., Kuznetsov M., Nekhaev S. and Tarasov P., Stochastic Methods for Assessing Efficiency of Projects for Exploration and Development of Fields in the Arctic Shelf, 2011, SPE-149920, SPE Arctic and Extreme Environments Technical Conference and Exhibition
  • Севастьянова К.К., Павлов В.А. Применение метода материального баланса для прогнозирования темпов добычи пластовых флюидов и падения пластового давления для карбонатных трещиноватых коллекторов. // НТЖ «Нефтяное хозяйство». – М.: 2007. – №11 – с. 14-17.
  • Кузнецов М.А., Тарасов П.А., Севастьянова К.К., Дупленский С.В., Методика оценки стоимостей строительства и аренды морских буровых установок // Территория нефтегаз, 2011, т.9, стр. 82-85
  • Кузнецов М.А., Севастьянова К.К., Нехаев С.А. Стохастические методы оценки эффективности стратегии освоения месторождений арктического шельфа // Нефтяное хозяйство, 2011, т.6, стр. 69-73
  • Кузнецов М.А., Тарасов П.А., Севастьянова К.К., Нехаев С.А. Методика расчета капитальных затрат на строительство морских нефтегазодобывающих сооружений гравитационного типа // Территория нефтегаз, 2011, т. 4, стр. 78-82
  • Севастьянова К.К., Павлов В.А., Антоненко Д.А., Суртаев В.Н. Анализ пропускной способности наземных трубопроводов и НКТ с использованием интегрированной модели месторождения // НТЖ «Нефтяное хозяйство». – М.: 2008. – №11 – с. 76-80.
  • Кузнецов М.А., Севастьянова К.К., Нехаев С.А., Беляев П.В., Тарасов П.А. Проблемы обустройства морских месторождений российской Арктики // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть», 2011, т.3, стр. 18-24
  • Нехаев С.А., Тихомирова Т.М., Ушмаев О.С., Гук В.Ю., Севастьянова К.К., Обоснование оптимального профиля добычи при разработке нефтяного месторождения, Инновации на основе информационных и коммуникационных технологий: Материалы международной научно-практической  конференции, Инфо 2011, М.:МИЭМ, 2011, стр. 556

Соискатель                                                   К.К. Севастьянова

Подписано в печать: 25.04.2012

Заказ № 6673             Тираж – 100 экз.

Печать трафаретная.

Типография «11-й ФОРМАТ»

ИНН 7726330900

115230, Москва, Варшавское ш., 36

(499) 788-78-56

www.autoreferat.ru

 
Авторефераты по темам  >>  Разные специальности - [часть 1]  [часть 2]



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.