Гтм в нефтянке что это
Все о нефти
Геолого-технические мероприятия (ГТМ)
Что это такое и зачем они нужны?
Ежегодно на каждом нефтяном месторождении осуществляются десятки геолого-технических мероприятий. Геолого-технические мероприятия (ГТМ) – это работы, проводимые на скважинах с целью регулирования разработки месторождений и поддержания целевых уровней добычи нефти. С помощью геолого-технических мероприятий нефтедобывающие предприятия обеспечивают выполнение проектных показателей разработки месторождений.
Геолого-технические мероприятия отличаются от прочих мероприятий на нефтяных скважинах тем, что в результате реализации этих мероприятий предприятия, как правило, получают прирост добычи нефти. Какие именно мероприятия относить к ГТМ, а какие – к прочим ремонтам каждая нефтедобывающая компания определяет самостоятельно.
Вообще говоря, все работы в скважине подразделяется на капитальный и подземный (текущий) ремонты, при этом
к капитальному ремонту относятся работы, связанные с изменением объекта эксплуатации скважин, креплением рыхлых коллекторов, восстановлением герметичности обсадной колонны и ликвидацией ее деформации, зарезкой второго ствола, ограничением притоков пластовых, закачиваемых вод и вод из пластов-обводнителей, с ловильными и другими аналогичными работами с подземным оборудованием;
к подземному (текущему) ремонту относятся работы, связанные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой, с обеспечением заданного технологического режима работы подземного эксплуатационного оборудования, изменением режимов работы и сменой этого оборудования, очисткой ствола скважины и подъемных труб от песка, парафина и солей.
В большинстве случаев ГТМ относятся к капитальному ремонту скважин. Хотя в некоторых компаниях определенные виды текущего ремонта также могут учитываться как ГТМ (например, смена скважинного насоса с меньшей производительностью на насос с большей производительностью).
Подбор эффективных геолого-технических мероприятий на каждом нефтяном месторождении – одна из основных задач геологической службы предприятия. Как правило, мероприятия ГТМ планируются ежегодно при подготовке бизнес-плана нефтедобывающего предприятия. А впоследствии ежемесячно уточняются и корректируются.
Какие мероприятия нефтедобывающие предприятия обычно относят к ГТМ?
Хотя каждая нефтедобывающая компания имеет собственные стандарты по отнесению к ГТМ тех или иных мероприятий, проводимых на скважине, тем не менее, обычно к ГТМ относятся следующие виды:
Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
Обработки призабойной зоны (ОПЗ)
Перевод на вышележащий горизонт (ПВЛГ)
Как правило, разработку месторождения начинают с нижних продуктивных пластов. По мере их истощения скважины переводят на вышележащие продуктивные пласты, не охваченные разработкой.
Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ)
По Правилам охраны недр следует вести раздельный учет продукции по каждому объекту разработки. Это необходимо для того, чтобы можно было отследить выработку запасов по каждому объекту и оценить достигнутый КИН. Если нижележащий продуктивный горизонт далек от истощения, а выше него существует еще один нефтенасыщенный пласт, выделенный в отдельный объект разработки, то применяют специальное оборудование, позволяющее в одной скважине одновременно эксплуатировать разные объекты разработки с раздельным учетом продукции по каждому объекту. Внедрение системы ОРЭ часто выделяют в отдельный вид ГТМ.
Бурение боковых стволов (зарезка боковых стволов)
Бурение боковых стволов из существующих скважин – эффективный способ капитального ремонта и реконструкции скважин. Технология особенно эффективна для месторождений на поздней стадии разработки.
Ремонтно-изоляционные работы (РИР)
Ремонтно-изоляционные работы осуществляются с целью ликвидации негерметичностей эксплуатационной колонны и ограничения водопритока в скважину. РИР могут осуществляться различными тампонирующими материалами (цементом, жидким стеклом), установкой пластыря или пакерами (двухпакерными компоновками, например). Особенность этого вида ГТМ в том, что эффективность проведенных работ заключается скорее не в получении дополнительной добычи нефти, а в снижении содержания воды в продукции скважины.
Помимо перечисленных, существуют и другие виды ГТМ. Например, вывод из бездействия, вывод из консервации, реперфорация, дострел, оптимизация ГНО.
ГТМ проводятся также и на нагнетательном фонде скважин. На нагнетательных скважинах проводят работы по очистке забоя скважины, обработке призабойной зоны с целью увеличения приемистости и/или выравнивания профиля приемистости, работы по ликвидации непроизводительной закачки (негерметичности эксплуатационных колонн, заколонных перетоков) и т.п.
Оценка эффективности ГТМ
Все ГТМ, проведенные на месторождении подлежат учету. По каждому ГТМ прослеживается прирост дебита нефти, дополнительная добыча нефти и продолжительность эффекта (форма для расчета доп. добычи от ГТМ).
Кроме того, все ГТМ, проводимые на скважинах, оцениваются с точки зрения их экономической эффективности. Как правило, каждый вид ГТМ выделяют в отдельный инвестиционный проект. Это позволяет оценить экономическую эффективность каждого вида ГТМ в отдельности и сравнить ее затем с другими видами. Менее эффективные инвестпроекты при этом можно отложить и перераспределить средства в пользу более эффективных. Экономическая оценка инвестпроектов производится с использованием следующих основных показателей эффективности:
Формирование программ геолого-технических мероприятий с помощью цифровой информационной системы «Подбор ГТМ»
А.Н. Ситников, Р.Н. Асмандияров, А.А. Пустовских, к.ф.-м.н., А.Ю. Шеремеев, Р.З. Зулькарниев
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»),
Д.Ю. Колупаев, Н.В. Чебыкин, А.А. Кириллов
(ООО «Газпромнефть-Хантос»)
Ключевые слова: цифровое месторождение, геолого-технические мероприятия (ГТМ), информационные системы, алгоритмы подбора ГТМ, повторный ГРП, зарезка боковых стволов (ЗБС)
Preparation of well intervention programs using the Podbor GTM digital information system
PRONEFT». Professional’no o nefti, 2017, no. 2(4), pp. 39-46
A.N. Sitnikov, R.N. Asmandiyarov, A.A. Pustovskikh, A.Yu. Sheremeev, R.Z. Zulkarniev
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg
D.Yu. Kolupaev, N.V. Chebykin, A.A. Kirillov
Gazpromneft-Khantos LLC, RF, Khanty-Mansijsk
Keywords: Digital oilfield, well interventions, information systems, well intervention selection algorithms, re-fracing, sidetracking
The use of IT technologies to prepare well intervention programs allowed us to automate the initial well selection processes and make the overall work flow efficient and informative with all the work being done in real time through a web resource. The novelty of this project is that the well intervention algorithms and criteria are integrated in the Podbor GTM digital information system as they are developed. The Podbor GTM system designed on a web resource basis allows users to work online. Thanks to this, the well intervention development process is arranged at a much higher quality level: all calculations are made, information is exchanged and the well intervention history is stored in a single IT system. The new level of digital asset development capabilities reached through the implementation of the Podbor GTM system increases the efficiency of well intervention operations at the pilot project which is Priobskoye field (South License Area). In 2016, 100 hydrofracs were performed in excess of the business plan which ensured 131 mt of additional production (+54% to the plan). A new historical record was set, which is the involvement of 11% of the existing wells in hydrofrac operations. It is one of the important factors ensuring the effective production of hydrocarbon reserves and allowing us to operate our wells in view of potential geological conditions and technological capabilities. The estimated economic effect from these additional well interventions is: NPV RUB 1,415,158,000; PI — 27.
введение
Эксплуатация скважин с учетом потенциальных геологических и технологических возможностей – один из важных факторов, влияющих на эффективную выработку запасов углеводородов. На сегодняшний день самыми эффективными способами интенсификации добычи нефти на базовом фонде являются следующие геолого-технические мероприятия (ГТМ):
Оперативная оценка потенциала роста добычи нефти с помощью интенсификации скважин позволяет формировать эффективные программы ГТМ, способствующие достижению целевых показателей добычи нефти на активах компании.
В настоящее время добиться высокой результативности в выборе скважин для проведения ГТМ можно с использованием цифровых информационных систем.
В 2014 г. с целью увеличения эффективности ГТМ начались работы по созданию цифровой информационной системы (ИС) «Подбор ГТМ». Была разработана проектная документация, на основе которой создана ИС «Подбор ГТМ». В 2015 г. данная ИС запущена в промышленную эксплуатацию на пилотномпроекте – Приобском месторождении, расположенном на южной лицензионной территории (ЮЛТ). Месторождение является уникальным по величине запасов. В 2016 г. получен бизнес-эффект от внедрения: выявлен существенный потенциал для увеличения числа ГТМ, защищен инвестиционный проект на проведение дополнительных 100 ГРП при плане 160 ГРП. За счет выполнения дополнительных ГРП добыча сверх плана составила 131 тыс. т нефти (54 % к бизнес-плану). Это позволило достичь целевых показателей уровня добычи по месторождению за 2016 г.
Создание нормативно-методологической документации
При создании нормативно-методологической документации (НМД) был учтен лучший опыт компании «Газпром нефть». Проведены интервью со всеми специалистами, задействованными в процессе подбора ГТМ, бенчмаркинг процесса подбора ГТМ в других нефтяных компаниях. По результатам выполненной работы созданы два проектных документа компании:
В рамках внедрения действующих НМД, распространения знаний и повышения компетенции специалистов в компании организован и систематически проводится внутренний курс обучения по указанным документам и навыкам работы в ИС «Подбор ГТМ». За 1 квартал 2017 г. было обучено шесть групп – более 60 специалистов различных дочерних обществ компании.
Создание цифровой ИС «Подбор ГТМ»
Метод решения задач представляет собой основанную на разработанных базовых алгоритмах и задаваемых критериях обработку массива цифровых данных, подбор и расчет ГТМ, включая экономическую эффективность, ранжирование кандидатов и выдачу ориентированного результата – потенциальное число ГТМ и их рейтинг. Были определены следующие цели и задачи:
Цифровые базы данных по скважинам, месторождениям
В настоящее время можно отметить тенденцию к улучшению качества цифровых баз данных, практически не осталось бумажных носителей информации. Созданы службы, контролирующие актуализацию цифровых баз данных в режиме реального времени.
Для подбора ГТМ в ИС «Подбор ГТМ» используются следующие цифровые базы данных.
Карты по геологии и разработке:
Данные по скважинам:
Данные о техническом состоянии скважин:
Вся цифровая информация по мере актуализации интегрируется в ИС «Подбор ГТМ» ответственным пользователем, процесс загрузки информации происходит практически мгновенно на единый сервер, после чего она становится доступной для всех пользователей компании.
Алгоритмы и критерии подбора скважин-кандидатов для проведения ГРП
Подбор и расчет скважин-кандидатов для проведения ГРП включает пять основных действий:
Алгоритм выбора скважин для проведения повторного ГРП (выявления скважин со снижением продуктивности) включает следующие операции [1, 2].
Пример выбора скважин со снижением продуктивности для проведения ГРП представлен на рис. 1.
Рис. 1. Выявление скважин со снижением продуктивности (ВНС – ввод новых скажин)
Алгоритм выявления скважин с неоптимальной геометрией трещины ГРП следующий.
Рис. 2. Выбор скважин для оптимизации существующей трещины ГРП (условные обозначения те же, что и на рис. 1)
Выбор скважин для интенсификации, где требуется провести первый ГРП или приобщить пласт с ГРП (рис. 3), осуществляется по следующему алгоритму.
Рис. 3. Выбор скважин для интенсификации и приобщения пластов с ГРП (условные обозначения те же, что и на рис. 1)
После того, как определены скважины со снижением продуктивности, скважины, в которых требуется проведение оптимизации геометрии трещины, и скважины, где есть возможность провести интенсификацию (первый ГРП), осуществляется тестирование на критерии применимости ГРП.
По каждой скважине оцениваются критерии применимости ГТМ с присвоением системы рисков. Это позволяет ранжировать скважины-кандидаты для проведения ГТМ.
Завершающим этапом подбора скважин с помощью ИС «Подбор ГТМ» является оценка эффективности ГТМ, которая включает:
Алгоритмы и критерии подбора скважин для ЗБС, ЗБГС с МГРП
ЗБС, в том числе ЗБГС с МГРП, направлены на выработку остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ). Очевидно, что основной задачей является поиск участков (содержащих ОИЗ) с низкой выработкой, в которых проницаемость, прогнозная обводненность, текущее пластовое давление позволят получить рентабельные притоки нефти. Для решения данной задачи выполняются следующие мероприятия [1, 2]:
Рис. 4. Расчет и выбор оптимальной проектной цели для ЗБГС (ОННТ – остаточные нефтенасыщенные толщины)
Структура подбора и расчета включает пять основных операций:
ИС «Подбор ГТМ» позволяет осуществлять выбор потенциального фонда для проведения ЗБС, ЗБГС.
Проводятся выбор и размещение потенциальных проектных целей/ячеек для ЗБС вокруг «материнского» ствола рассматриваемых скважин:
Затем проводятся тестирование каждой проектной цели на критерии применимости ЗБС и расчет потенциальных дебитов. Для этого ИС «Подбор ГТМ» считывает значения анализируемых параметров с карт геологии и разработки для каждой проектной цели и осуществляет тестирование, далее выбираются цели для проведения ЗБС (см. рис. 4). Оптимальной считается зеленая ячейка, синие ячейки – риск отсутствует, дебит нефти рентабелен, красные ячейки – имеются риски по ФНВ, сиреневые – нерентабельные. По результатам расчетов выбирается оптимальная цель для проведения ЗБС, ЗБГС.
Модуль согласования скважин-кандидатов для проведения ГТМ в ИС «Подбор ГТМ»
Создан модуль «Согласование ГТМ» в ИС «Подбор ГТМ», в котором на основе процессов актуализированного стандарта проводится процесс согласования рассчитанных ГТМ между ответственными специалистами компании ведутся базы данных, согласованных ГТМ. Результаты работ (авторство, расчеты) остаются в банке данных по скважинам, накапливается преемственность информации для последующих решений.
По результатам согласования формируется программа ГТМ на последующий период с учетом проведенных расчетов и ранжирования по эффективности. Пример выполнения ЗБГС для выработки остаточных запасов приведен на рис. 5.
Рис. 5. Пример реализации программы ГТМ по ЗБГС для выработки остаточных запасов
Заключение
Применение информационных технологий в процессе формирования программ ГТМ позволяет повысить культуру инженерного подхода, автоматизировать процессы по первичному подбору скважин для проведения ГТМ, оперативно получать данные по месторождениям с болшим фондом скважин, повысить качество подбора скважин для проведения ГТМ, сделать процесс информативным в режиме реального времени.
Новизна проекта заключается в разработке алгоритмов и критериев подбора ГТМ, интегрированных в цифровую информационную систему «Подбор ГТМ». Созданная ИС «Подбор ГТМ» на Web интерфейсе позволяет пользователям работать в режиме online, за счет чего процесс формирования ГТМ проходит на более качественном уровне, расчеты, обмен информацией и сохранение истории принятия решений по ГТМ осуществляются в единой системе.
Новые качественные возможности электронной разработки активов (ЭРА) в проекте ИС «Подбор ГТМ» создают основу для эффективного планирования комплексного развития актива: оцениваются потенциал и рейтинг мероприятий. На пилотном проекте – Приобском месторождении (ЮЛТ) – по результатам, полученным в 2015 г., добыча нефти от проведения ГРП увеличилась на 33 %, в 2016 г. – на 54 % по сравнению с плановыми показателями. Достигнут исторический максимум по вовлечению 11 % действующего (базового) фонда для проведения ГРП (260 скважин), это является одним из важных факторов, влияющих на эффективную выработку запасов углеводородов и снижение темпов падения добычи нефти.
Реализованная цифровая информационная система является уникальной, аналогов ей не существует.
В 2017 г. начата промышленная эксплуатация и тиражирование ИС «Подбор ГТМ» на основных месторождениях текущих активов компании «Газпром нефть».
Список литературы
Reference
Ссылка на статью в русскоязычных источниках:
The reference to this article in English is:
Гтм в нефтянке что это
На любом нефтяном месторождении в период эксплуатации проводятся работы на скважинах с целью регулирования его разработки и поддержания целевых уровней добычи нефти. Этот комплекс работ называется геолого-технические мероприятия (далее ГТМ), за счет проведения которых нефтедобывающие компании обеспечивают выполнение проектных показателей разработки месторождений [4].
ГТМ качественно отличаются от прочих мероприятий на нефтяных скважинах тем, что в результате их реализации может наблюдаться прирост добычи нефти. Вопрос о том, какие мероприятия относятся к ГТМ, а какие нет, решается в каждой нефтяной компании индивидуально. Если рассматривать весь перечень работ производимых на скважине, то они делятся на капитальный и текущий ремонт.
По сути, к капитальному ремонту относятся работы, связанные с изменением объекта эксплуатации скважин. Например, восстановление герметичности обсадной колонны и ликвидация ее деформации, ограничение притоков пластовых вод. А к подземному (текущему) ремонту относятся работы, связанные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой, к примеру обеспечение заданного технологического режима работы оборудования, изменением режимов работы и сменой этого оборудования.
Таким образом, в 70–80 % случаев ГТМ относятся к капитальному ремонту скважин, но бывают и ситуации когда определенные виды текущего ремонта также могут учитываться как ГТМ, например увеличение производительности насоса, путем замены на более мощный. ГТМ проводятся на всех этапах разработки, но наиболее часто они применяются на зрелых месторождениях с падающей добычей и растущей обводненностью, что делает их применение наиболее актуальным.
Очевидно, что при подборе вида ГТМ вопрос их эффективности выносится на первый план и является одной из основ целесообразности всего проекта по добыче нефти. С этой целью перечень ГТМ планируется и уточняется при разработке бизнес-планов любого нефтедобывающего предприятия и в процессе их реализации подвергается планомерной коррекции и уточнению по мере поступления актуальной информации по объемам добычи с месторождения. Именно этот процесс во многом оказывает влияние на успешность реализации проектов нефтедобычи и эффективности экономической деятельности предприятия в целом.
Помимо положительного эффекта от ГТМ, зачастую связанного с повышением нефтеотдачи, необходимо оценивать и ущерб окружающей среде. Наиболее эффективными, но и наиболее вредными с позиции экологии являются гидравлический разрыв пласта (ГРП), целью которого является увеличение проницаемости призабойной зоны путем создания искусственных или расширения естественных трещин в породе пласта и обработки призабойной зоны (ОПЗ), который применяется наиболее часто и заключается в воздействии на призабойную зону различными кислотными составами.
Физико-химические методы, использующие закачку загустителей, а также некоторые гидродинамические методы, такие как заливка обводненных интервалов, отключение высокообводненных скважин и др., как правило, характеризуются положительным эффектом за счет увеличения нефтеотдачи пласта и отрицательным эффектом за счет интенсификации отборов жидкости. Гидравлический разрыв пласта, наоборот, очень часто характеризуется отрицательным эффектом по нефтеотдаче и положительным эффектом по интенсификации. [1]
Логично предположить, что существует производственная необходимость в оценке методов и критериев эффективности ГТМ. Несмотря на публикацию нескольких руководящих документов, регламентирующих подходы к оценке эффективности ГТМ, не существует однозначного мнения о том, какие методы считать эффективными: те, которые имеют положительный общий эффект, или те, которые позволяют достичь эффекта за счет увеличения нефтеотдачи, либо за счет интенсификации добычи нефти [3].
Учитывая значительные объемы проведения ГТМ на месторождениях России, следует признать, что даже небольшие закономерные ошибки в построении базового уровня добычи нефти могут привести к неадекватной интерпретации эффективности, искаженному подбору и планированию оптимальных ГТМ и, как следствие, сопровождаться большим материальным ущербом для нефтяной компании.
Среди всего разнообразия методов оценки технологической эффективности различных ГТМ, а также методов повышения нефтеотдачи пластов, как в России, так и за рубежом выделялись экстраполяционные методы, или методы характеристик вытеснения нефти водой. В основу этих методов заложено построение базового уровня добычи нефти, при условии, если бы ГТМ не проводились, путем экстраполяции предыстории и сравнения этого уровня с фактической добычей нефти при проведении ГТМ.
На данный момент как отечественные, так и зарубежные авторы представляли множество различных видов характеристик вытеснения или аппроксимаций кривой добычи нефти от добычи жидкости или времени, дающих существенно различные оценки эффекта от ГТМ не только в количественном, но, что очень важно в современных экономических условиях, и в качественном плане.
Наиболее общим можно считать гиперболический метод Арпса, поскольку из него с помощью математических преобразований можно вывести многие другие зависимости. При анализе результатов зарубежных исследований и научных публикаций можно сделать вывод о том, что практическая реализация метода Арпса не всегда успешна, поскольку базируется на построении бидифференциальных весьма немонотонных зависимостей обводненности продукции или дебита нефти или требует использования трудоемких численных методов, не всегда дающих однозначные решения [8].
В связи с этим в методиках нефтяных компаний используются различные комбинации наиболее известных и наиболее простых двухпараметрических зависимостей. Многопараметрические зависимости, как правило, широко не используются, так как они более сложны в реализации, но, с другой стороны и более надежны, поскольку позволяют адаптироваться к условиям конкретных скважин.
Если рассматривать практическую деятельность нефтяных компаний по оценке производительности, то можно отметить, что даже применительно к одной скважине в различные периоды времени наиболее точными могут быть различные аппроксимационные зависимости. Необоснованное применение только одной зависимости на месторождениях с различными геолого-физическими свойствами и особенностями разработки связано с определенным риском. Именно поэтому в методиках нефтяных компаний расчет ведется по нескольким аппроксимационным зависимостям и из них, как правило, по величине коэффициента корреляции, выбирается наиболее точная оценка [2, 8].
Анализ этих методик позволяет выделить ряд принципиальных вопросов, неоднозначность решения которых на практике приводит к получению не только количественно, но и качественно противоположных оценок эффективности ГТМ, а следовательно, к разной трактовке целесообразности их применения.
В публикациях и существующих программных продуктах по оценке эффективности ГТМ, как правило, смешиваются понятия точность прогноза (базового варианта) с точностью аппроксимации, оцениваемой, в частности, коэффициентом корреляции. То есть высокие значения коэффициента корреляции, получаемые на информации предыстории работы скважины, далеко не всегда гарантируют точность прогнозных оценок базового варианта.
С целью оценки эффективности ГТМ скважины делят по степени реакции на проведенные работы. Отреагировавшей считается скважина, по которой получен положительный эффект или дополнительная добыча нефти, скважина, по которой получен отрицательный эффект, считается не отреагировавшей на ГТМ. На практике используют подход, при котором оценивают только положительно отреагировавшие скважины.
Для оценки эффективности ГТМ используется следующий принцип: если по отдельной добывающей скважине участка воздействия имеет место положительный эффект, то его продолжительность рассчитывается до тех пор, пока фактическая добыча нефти не снизится ниже базового уровня; если по скважине имеет место отрицательный эффект, либо сразу после проведения ГТМ, или после кратковременного положительного эффекта, то расчет эффекта прекращается, то есть рассчитывается только положительная составляющая эффекта.
С точки зрения оценки окончания эффекта от ГТМ необходимо учесть, что при построении базового уровня добычи нефти по отдельным скважинам предполагается, что если с момента проведения ГТМ до момента проведения расчетов ничего не будет проводиться, то фактическая добыча нефти должна быть равна базовой добыче. Все, что выше базовой добычи нефти – есть дополнительная добыча нефти за счет проведения ГТМ, но также (о чем, как правило, забывается) – все, что ниже базовой добычи – есть потери текущей добычи нефти, также обусловленные проведением ГТМ [2].
Абсолютная дополнительная добыча нефти, полученная после применения ГТМ, оценивается общим эффектом, представляющим сумму эффекта за счет проведения ГТМ и эффекта за счет изменения коэффициента эксплуатации скважин. Эффект ГТМ есть сумма эффекта за счет снижения обводненности или увеличения нефтеотдачи и эффекта за счет интенсификации добычи жидкости. Эффективными считаются ГТМ, имеющие положительный эффект от их проведения. При этом эффективными могут быть ГТМ, обеспечивающие не только прирост добычи нефти, но и снижение темпа ее падения. Более приоритетными считаются ГТМ, имеющие положительный эффект от их проведения и положительный эффект за счет снижения обводненности продукции. Помимо указанных показателей эффективности рассчитываются объем дополнительно добытой попутной воды, дебиты нефти и жидкости, обводненность продукции, темп снижения дебита нефти до и после проведения ГТМ.
Для расчета остаточных извлекаемых запасов нефти, то есть долгосрочного прогнозирования, надежные оценки, как правило, имеют место при обводненности продукции скважины участка или залежи в целом более чем на 70–80 %. Для оценки эффективности ГТМ, проводимых на более ранней стадии эксплуатации, предполагается, что рассчитанный базовый уровень добычи нефти за период оценки эффекта, как правило, не превышающий 1–2 лет, не претерпит значительных изменений. Определению областей надежного применения методов характеристик вытеснения посвящены и другие многочисленные публикации и методические руководства [7].
ГТМ проводятся также и на нагнетательном фонде скважин, здесь можно отметить такие виды работ, как очистка забоя скважины, обработка призабойной зоны с целью увеличения приемистости и/или выравнивания профиля приемистости, работы по ликвидации непроизводительной закачки (негерметичности эксплуатационных колонн, заколонных перетоков) и т.п. Эффект от ГТМ, проводимых на нагнетательных скважинах, как правило, рассчитывается не в целом по участку воздействия, а суммированием эффектов, рассчитанных по каждой реагирующей скважине. Независимо от вида все ГТМ, проведенные на месторождении, подлежат учету и оценке. По каждому ГТМ оценивается дополнительная добыча нефти и продолжительность достигнутого эффекта.
Основным критерием эффективности ГТМ являются достигнутый в ходе их проведения экономический эффект. Для повышения точности оценки каждый ГТМ целесообразно выделять в отдельный инвестиционный проект, это позволяет оценить экономическую эффективность каждого вида ГТМ в отдельности и позволяет провести сравнение с другими его видами. По результатам оценки возможно перераспределение средств между проектами с разной экономической эффективностью, то есть приостановка менее эффективных в пользу более эффективных. Экономическая оценка инвестиционных проектов производится с использованием следующих основных показателей эффективности инвестиций: дисконтированный поток наличности, индекс доходности, период окупаемости капитальных вложений, внутренняя норма возврата капитальных вложений [6].
На начало отчетного периода, в зависимости от состояния скважин по фонду (на которых планируется ГТМ), все проекты делятся на три группы.
Первая группа – это инвестиционные проекты, направленные на поддержание базовой добычи нефти. Базовый уровень добычи нефти обеспечивается следующими геолого-техническими мероприятиями на действующем фонде скважин и скважин текущего бездействия:
– ликвидация текущих аварий;
– ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн скважин;
– текущие ремонты, связанные с ремонтом скважин различного способа эксплуатации;
Вторая группа – это инвестиционные проекты, направленные на прирост добычи нефти. К данным проектам относятся все остальные виды ГТМ, включая мероприятия на действующем фонде.
Третья группа – безальтернативные инвестиционные проекты, к которым можно отнести:
– обследование технического состояния эксплуатационных колонн;
– капитальные и текущие ремонты нагнетательных скважин;
– капитальные ремонты, связанные с консервацией и ликвидацией скважин;
– инфраструктурные проекты, не включенные в «Методику оценки и мониторинга инвестиций в производственную инфраструктуру Блока по добыче нефти и газа».
По данным проектам расчет доходной части (дополнительная добыча нефти и NPV) не производится [5].
В заключение хотелось бы отметить, что при оценке целесообразности ГТМ необходимо использовать следующий принцип: сначала, необходимо определить базовую добычу, т.е. добычу, которая была бы без применения метода, далее целесообразно сравнить базовую добычу исследуемого месторождения с уже известными данными по похожему месторождению. Такой подход поможет исключить низкоэффективные методы ГТМ, что будет способствовать повышению общего экономического эффекта нефтедобычи.
Особенно важен выбор и реализация наиболее эффективных проектов применения ГТМ в каждом конкретном случае, как в экономическом, так и экологическом плане. Проводя ГТМ в любом виде необходимо сопоставлять эффект от их применения с ущербом, наносимым экологии, и заложить в проект необходимые средства на его устранение.
Рецензенты:
Гагаринская Г.П., д.э.н., профессор, зав. кафедрой «Экономика и управление организацией», ФГБОУ ВПО «Самарский государственный технический университет» Минобрнауки России, г. Самара,
Косякова И.В., д.э.н., профессор, зав. кафедрой «Национальная и мировая экономика», ФГБОУ ВПО «Самарский государственный технический университет» Минобрнауки России, г. Самара.