Issuu on Google+

Кейс «Лукойл Оверсиз» технико-экономическая оценка месторождения В рамках кейса перед участниками стоит задача выполнить заново технико-экономическую оценку активов в Венесуэле, работа с которыми велась некоторое время назад. Фактически предлагается оценить целесообразность доразработки двух месторождений на стадии реабилитации (Черевента и СентерСортиа) с учетом появления новых технологий и методов добычи углеводородов. Участникам необходимо произвести расчеты, оценить риски и принять окончательное решение о целесообразности разработки.


Оглавление

Введение «ЛУКОЙЛ Оверсиз»: о компании История «ЛУКОЙЛ Оверсиз» сегодня Спрос Предложение Влияние на мировую экономическую систему Разработка нефти в Венесуэле Месторождения Месторождение Черевента Месторождение Сентер-Сортиа Приложения

2

3 4 4 6 7 7 8 11 13 13 16

Команда Changellenge >> подготовила данный кейс исключительно для использования в образовательных целях. Авторы не намереваются иллюстрировать как эффективное, так и неэффективное решение управленческой проблемы. Некоторые имена в данном кейсе, а также другая информация могли быть изменены с целью соблюдения конфиденциальности. Данные, представленные в кейсе, не обязательно являются верными или актуальными и также могли быть изменены с целью соблюдения коммерческой тайны. Changellenge >> ограничивает любую неправомерную форму воспроизведения, хранения или передачи кейса без письменного разрешения. Для того чтобы заказать копию или получить разрешение на распространение, пожалуйста, свяжитесь с нами по адресу info@changellenge.com.


Введение 1

Далее по тексту — PDVSA, http://www.pdvsa.com/

Вадим Гришин, руководитель отдела технико-экономической оценки новых проектов Группы «ЛУКОЙЛ Оверсиз», остановил такси у дверей большого нарядного отеля, в котором остановился в Москве. Время было уже позднее, и в фойе практически не было гостей. Вадим приветливо кивнул портье, неторопливо прошел в лобби, где играла тихая музыка, и расположился в удобном кресле. День в Москве выдался очень насыщенным — в переговорах и встречах, между которыми буквально некогда было выпить чашечку кофе или чая. Вадим решил восполнить этот пробел сейчас, а заодно еще раз проанализировать все, что волновало его весь день. Несколько месяцев назад венесуэльская компания Petroleos de Venezuela S. A.1, государственная компания-монополист венесуэльской нефтегазовой отрасли, объявила конкурс на приобретение 40 % доли участия в доразработке двух месторождений на стадии реабилитации, Черевента и Сентер-Сортиа, сроком на 25 лет со дня вступления в проект. Группа «ЛУКОЙЛ Оверсиз» не могла не заинтересоваться приобретением подобных активов, и Вадиму было поручено провести 3

предварительную оценку месторождений для принятия решения об участии компании в конкурсе. Перед Вадимом стояла большая задача. Прежде всего, было необходимо определить технико-экономическую эффективность разработки каждого из месторождений. На основе этого требовалось принять решение о целесообразности их приобретения. Вадим понимал, что сложности, связанные с месторождениями, требовали особенно взвешенных решений, в частности относительно цены приобретения актива, обеспечивающей его коммерческую привлекательность. Вскоре после подачи первичной заявки на конкурс PDVSA организовала проведение Data Room, в ходе которого Группа «ЛУКОЙЛ Оверсиз» получила геолого-техническую информацию по месторождениям. Задача Вадима усложнялась тем, что предоставленная информация была весьма ограниченна. После получения отчетов от PDVSA Вадим решил проконсультироваться с экспертами из «ЛУКОЙЛ» в Москве. Он знал, что у компании уже был некото-

рый опыт операционной деятельности в Венесуэле, и поэтому, назначив встречи с коллегами, прилетел из Дубая, где теперь располагался главный офис ­«ЛУКОЙЛ Оверсиз», в Москву. Официант принес прозрачный чайник с янтарным душистым чаем и чашку. Вадим достал из кармана пиджака небольшой блокнот, который всегда носил с собой, и ручку. Следующие семь дней будут для него очень напряженными. К концу недели необходимо выполнить технико-экономическую оценку предлагаемых активов. «Так, детальной информации у нас нет, — размышлял Вадим, — времени тоже немного. Что же нам нужно сделать для того, чтобы определить основные перспективы реализации проекта?» Отвечая себе на этот вопрос, он зафиксировал следующий список действий:

• Выполнить анализ текущего состояние разработки. Обосновать принятые для расчетов исходные параметры и сценарии разработки. • Составить прогноз основных технологических показателей разработки. • Выработать предложения по оптимизации существующих технологий бурения, добычи, сбора и подготовки продукции, что позволит повысить экономическую эффективность. • Сделать выбор и обосновать набор возможных направлений реализации и ограничений по сбыту. • Сформировать финансово-экономическую модель разработки месторождений и рассчитать параметры экономической эффективности. • Определить риски ­реализации проекта и предложения по управлению ими. • Дать окончательные рекомендации по стоимости приобретения долей в указанных месторождениях.


«ЛУКОЙЛ Оверсиз»: история

2

2 3

Подробнее на сайте компании http://lukoil-overseas.ru/about/history Апстрим (от англ. upstream) — вид деятельности, связанный с разведкой и добычей углеводородов

История международной деятельности ОАО «ЛУКОЙЛ» началась в 1994 году, когда была приобретена 10%-ная доля участия в разработке крупнейшего месторождения Азери-Чираг-Гюнешли в Азербайджане. В течение нескольких следующих лет «ЛУКОЙЛ» вошел в ряд крупных проектов в Казахстане, Египте, Азербайджане, Ираке и т. п. Для управления зарубежными апстрим3-проектами 4 декабря 1997 года была учреждена компания «ЛУКОЙЛ Оверсиз». В 1998 году уже в новом качестве компания начала ряд разведочных оф­ фшорных проектов в азербайджанском секторе Каспия, активно сотрудничая с другими организациями отрасли. В результате этих работ в 2000 году было открыто гигантское месторождение Шах-Дениз с запасами 1,2 трлн кубометров газа и 240 млн тонн газового конденсата. 2002 год был ознаменован расширением географии деятельности компании в страны Южной Америки. Был заключен договор с колумбийской национальной нефтегазовой компанией «Экопетроль» по совместной геологоразведке и добыче 4

нефти на блоке «Кондор» (бассейн Льянос, Колумбия). В 2003 году компания подписала во многом судьбоносный договор с норвежской Norsk Hydro по совместной геологоразведке перспективного блока «Анаран» на западе Ирана. Через два года по итогам бурения разведочной скважины на блоке было открыто крупное нефтяное месторождение Азар, что стало одним из значительных нефтяных открытий в мире за последние 10 лет. В 2004 году ОАО «ЛУКОЙЛ» и Министерство нефти Ирака подписали Меморандум о взаимопонимании и сотрудничестве. Теперь компания участвовала в подготовке и переподготовке кадров для нефтегазовой промышленности Ирака, а также оказывала гуманитарную помощь по восстановлению материально-технической базы Министерства нефти Ирака. 2005 год, помимо открытия месторождения Азар, принес компании еще ряд успехов. В том числе приобретение ряда активов в Казахстане, создание консорциума инвесторов по геологоразведке

и разработке нефтегазовых месторождений в узбекской части Аральского моря. В этом же году было подписано соглашение о проведении исследовательских работ на блоке «Хунин-3» в бассейне реки Ориноко в Венесуэле — одном из крупнейших нефтегазовых регионов мира по величине запасов нефти. В последующие годы компания постепенно расширяла свое присутствие, начиная новые проекты, выходя в новые регионы, такие как Саудовская Аравия, Египет, Румыния, шельфы Гвинейского залива и Аральское море, активно развивая и диверсифицируя свою деятельность, осваивая новые технологии и новые месторождения нефти и газа. В 2008 году в присутствии руководителей России и Венесуэлы президент «ЛУКОЙЛа» Вагит Алекперов и президент Национальной нефтяной компании Венесуэлы PDVSA Рафаэль Рамирес Карреньо подписали Соглашение о совместном исследовании блока «Хунин-3». В конце 2008 и начале 2009 года «ЛУКОЙЛ Оверсиз», исполняя взятые на себя обязательства по заботе об уровне жизни людей, проживающих на территориях

деятельности компании, подарила Министерству здравоохранения Республики Узбекистан 14 передвижных рентгенофлюорографических кабинетов на базе «КамАЗ» для работы во всех регионах страны. Этот проект стал крупнейшим социальным проектом компании по объему инвестиций, составивших 2,7 млн долларов. Одновременно с этим проект по поддержке сельского предпринимательства «Арай» в Казахстане получил награду республиканского конкурса социально ответственного бизнеса «Парыз» в номинации «Лучший социальный проект крупного бизнеса». В 2009 году компания «ЛУКОЙЛ» в составе Национального нефтяного консорциума (ННК) заключила соглашение о создании совместного предприятия с венесуэльской PDVSA по добыче тяжелой нефти на блоке «Хунин-6». В Казахстане был запущен инновационный завод по переработке попутного нефтя��ого газа мощностью 105 млн кубометров товарного сухого газа и 68 тыс. тонн сжиженного газа в год. В Ираке в условиях жесткой конкуренции «ЛУКОЙЛ Оверсиз» стал победителем тендера на право оказания услуг по добыче


«ЛУКОЙЛ Оверсиз»: история

2

на крупном месторождении Западная Курна-2. В течение всех этих лет «ЛУКОЙЛ Оверсиз» активно росла и развивалась. Были открыты офисы в Лондоне, Никосии, Амстердаме, Боготе, Каире, Ташкенте, Астане, Дубае, Тегеране, Актау и Осло. Компания приобретала активы и участвовала во множестве совместных проектов, осваивая новые регионы и технологии. Компания вела важную внутреннюю деятельность по стандартизации и повышению качества своей работы, целью которой было соответствие высочайшим международным требованиям в сфере эффективности, охраны труда и окружающей среды. Прошедший 2013 год компания провела, также активно увеличивая добычу в различных регионах мира. В частности, в Египте компанией было открыто месторождение высококачественной легкой нефти, стартовали два проекта с участием «ЛУКОЙЛ Оверсиз» в норвежском секторе Баренцева моря, начато разведочное бурение на шельфе Сьерра-Леоне. В сфере социальной поддержки «ЛУКОЙЛ Оверсиз» начала 5

поставки компьютеров и другой оргтехники в школы, а также медицинского оборудования в центральную больницу муниципалитета Мадейна в Ираке. В Казахстане компания приступила к реализации программы социального партнерства «Акниет», направленной на улучшение социально-культурно-бытовой инфраструктуры села и рост занятости сельского населения. В Кот-д‘Ивуаре «ЛУКОЙЛ Оверсиз» стала соинвестором строительства клиники «Мать и дитя». В дальнейшем компания планирует принимать активное участие в оснащении госпиталя современным медицинским оборудованием.


«ЛУКОЙЛ Оверсиз» сегодня 4

Из отчета компании, по данным на 2012 год International Standard Organization (ISO) — международная организация по стандартизации, www.iso.org 6 At Occupational Health & Safety Advisory Services (OHSAS) — серия стандартов, www.ohsas.org 5

Будучи частью вертикально-интегрированной нефтяной компании ­ОАО ­«ЛУКОЙЛ», «ЛУКОЙЛ Оверсиз» осуществляет поиск, приобретение и последующую эффективную разработку нефтегазовых месторождений за пределами России и способствует преобразованию ОАО «ЛУКОЙЛ» в транснациональную энергетическую компанию. Сегодня портфель «ЛУКОЙЛ Оверсиз» насчитывает десятки проектов в разных уголках мира. Добыча и разработка Добыча и разработка нефти и газа — основное направление деятельности компании. Проекты в рамках этого бизнес-сегмента ведутся в пяти странах: Казахстане, Узбекистане, Азербайджане, Египте, Ираке — в общей сложности 12 международных проектов. Важный элемент стратегии «ЛУКОЙЛ Оверсиз» — осуществление функций оператора по реализации проектов. «ЛУКОЙЛ Оверсиз» является оператором и сооператором в 10 из 13 проектов, на которых ведется разработка и добыча.

6

Геологоразведочные работы Геологоразведка — важнейшее направление деятельности «ЛУКОЙЛ Оверсиз», основной задачей которого является подготовка сырьевой базы для скорейшей организации добычи и восполнения уровня запасов компании. Сегодня геологоразведочные работы ведутся в Норвегии, Казахстане, Саудовской Аравии, Египте, Узбекистане, Ираке, Кот-д’Иву­аре, Гане, Сьерра-Леоне, Румынии и Вьетнаме4. Стратегия компании и ключевые факторы успеха В будущем «ЛУКОЙЛ Оверсиз» стремится расширить портфель нефтегазовых проектов и одновременно обеспечить максимальную эффективность управления текущими проектами, диверсифицировать бизнес «ЛУКОЙЛ» за счет выхода в новые регионы и освоения новых технологий. Стратегические цели компании также включают наращивание знаний и опыта по новым технологиям, использование возможностей, связанных с освоением новых высокотехнологичных

областей деятельности, обеспечение социальной ответственности в регионах своей деятельности и условия для эффективного развития и использования человеческого капитала компании. Ключевыми факторами успеха для компании являются сильные позиции в Казахстане, высокий потенциал крупных газовых месторождений в Узбекистане, участие в качестве оператора в разработке гигантского месторождения Западная Курна-2 в Ираке, перспективные геолого-разведочные проекты в Западной Африке, наличие в портфеле проектов на стадии разработки, позволяющих реализовать стратегию быстрого наращивания объемов добычи, продуктовая диверсификация за счет значительных запасов газа, партнерство с ведущими нефтегазовыми компаниями. Социальная ответственность и корпоративная политика компании Важными задачами, стоящими перед компанией, являются забота о здоровье и благополучии персонала и населения,

сохранение благоприятной окружающей среды, рациональное использование ресурсов. Для решения этих задач в «ЛУКОЙЛ Оверсиз» функционирует система управления промышленной безопасностью, охраной труда и окружающей среды. Она построена на соответствии требованиям международных стандартов ISO5 и OHSAS6. В качестве ориентиров технологического развития компания ставит перед собой цели по увеличению коэффициента использования нефтяного газа, применению принципа нулевого сброса при разработке шельфовых месторождений, реализации положений Киотского протокола по сокращению выбросов парниковых газов, сокращению количества разливов нефти и утечек газа и т. п. Для достижения этих целей «ЛУКОЙЛ Оверсиз» осуществляет весь доступный и практически реализуемый комплекс мер по предупреждению аварий, последовательно и непрерывно улучшает характеристики и показатели воздействия осуществляемой деятельности на окружающую среду, персонал и население, внедряет передовые научные разработки и технологии с целью


«ЛУКОЙЛ Оверсиз» сегодня

поэтапного сокращения удельного потребления природных ресурсов, требует от подрядчиков, выполняющих работы в интересах Группы «ЛУКОЙЛ Оверсиз», применения тех же стандартов и норм в области промышленной и экологической безопасности, охраны труда и здоровья, которые приняты в «ЛУКОЙЛ Оверсиз» и т. п.

сителей от Атлантического бассейна в Азиатский регион. Высокие цены на нефть, стабильно большая разница между региональными ценами на газ и электроэнергию, а также растущая стоимость импорта энергоносителей заставят задуматься о тесной взаимосвязи между энергетикой и экономикой в целом.

Спрос на энергоресурсы в мире

Спрос на газ будет расти быстрее, чем на нефть. Ключевыми факторами роста спроса на газ, который изначально рассматривался в качестве побочного продукта нефтедобычи, стали экологичность и низкая стоимость по отношению к другим ископаемым видам топлива. Угроза глобального потепления требует сокращения выбросов углерода в атмосферу. Природный газ при сжигании выделяет в атмосферу меньше не только углерода, чем уголь и мазут, но и других вредных веществ (соединений серы и азота). В Азии и на Ближнем Востоке газовая генерация будет заменять угольную и нефтяную соответственно. Потребление газа также будет расти в Северной Америке.

Центр тяжести в потреблении энергии решительно перемещается в развивающиеся страны, в частности в Китай, Индию и страны Ближнего Востока, которые на треть повышают мировой спрос на энергию. По прогнозам экспертов, Китай сохранит лидерство в Азии до 2020 года — до момента, когда на смену ему придет Индия. Юго-Восточная Азия также становится одним из основных центров роста мирового спроса. Ожидается, что Китай к 2020 году станет крупнейшим импортером нефти, а Индия — крупнейшим импортером угля. В это же время США уверенно движутся к энергетической самодостаточности. Все эти изменения вместе переориентируют основные торговые потоки энергоно7

Еще один драйвер роста генерирующих

газовых мощностей — опасения многих стран по поводу безопасности и надежности атомной электроэнергетики. Помимо электроэнергетики, в связи с ростом населения будут расти объемы потребления газа в секторе ЖКХ и промышленности. Ключевым регионом роста потребления газа будет Китай, который к 2020 году станет одним из крупнейших в мире потребителей и импортеров газа. По оценкам экспертов, потребление газа в мире до 2025 года будет расти на 2,2 % ежегодно. Таким образом, потребление газа будет расти наиболее высокими темпами среди ископаемых видов топлива. Предложение энергоресурсов в мире В целом необходимо признать, что ближайшие 10–15 лет ископаемые виды топлива по-прежнему будут покрывать большую часть мирового спроса на энергию со всеми вытекающими последствиями для экологии и климата. Удастся или нет сдерживать всемирное потепление климата, — будет также зависеть от развития энергетического сектора, который является источником двух третей объема

выбросов парниковых газов в мире. Сегодня существуют программы с хорошим потенциалом для сдерживания роста выбросов СО2, производимых энергетическим сектором. В частности, это президентская программа в США (Climate Action Plan), планы Китая по ограничению доли угля во внутреннем энергетическом балансе, европейские дебаты по энергетическим и природоохранным целям до 2030 года и обсуждение новой энергетической стратегии в Японии. При сохранении текущих тенденций в этой сфере ожидается, что энергетический сектор мировой экономики к 2035 году произведет на 20 % больше выбросов СО2 даже с учетом всех официально объявленных правительственных программ повышения энергоэффективности, поддержки возобновляемых источников энергии, сокращения субсидий на ископаемые виды топлива, а также развития рынка углеродных эмиссий. По всей видимости, сланцевая нефть сыграет очень важную роль в течение последующих 10 лет, но в долгосрочной перспективе ее значение будет минимальным. Технологии добычи новых видов энергоресурсов, таких как нефть


«ЛУКОЙЛ Оверсиз» сегодня

из труднопроницаемых пород, эксплуатация сверхглубоководных месторождений, а также повышение коэффициента отдачи месторождений, ведут к увеличению потенциальных объемов конечной добычи нефтяных ресурсов. Тем не менее мир не на пороге новой эры нефтяного изобилия. Растущая цена нефти обеспе8

чит разработку этих новых ресурсов. Увеличение уровня добычи нефти и конденсата из труднодоступных пластов восполнит растущий разрыв между мировым спросом на нефть, который увеличится на 14 млн баррелей в сутки и достигнет 101 млн баррелей в сутки к 2035 году, и добычей традиционной нефти, кото-

рая упадет до 65 млн баррелей в сутки. Ближний Восток, единственный крупный производитель недорогой нефти, в долгосрочной перспективе останется центром мировой нефтедобычи.

тывающая промышленность сталкивается с серьезными изменениями в структуре спроса и предложения на нефть, и не все игроки этого сектора смогут успешно адаптироваться к новым условиям.

Необходимость возместить падающую добычу нефти на существующих месторождениях будет основным стимулом увеличения инвестиций в разведку и добычу в период до 2035 года. Транспортный сектор и нефтехимия поддержат рост спроса на нефть, хотя и замедляющимися темпами. Потребление в транспортном секторе увеличится на 25 % и достигнет 59 млн баррелей в сутки, из чего одна треть придется на грузовые перевозки в Азии. Потребности нефтехимической промышленности на Ближнем Востоке, в Китае и Северной Америке приведут к росту потребления нефтяного сырья, которое составит 14 млн баррелей в сутки. Высокие цены на нефть будут способствовать повышению энергоэффективности производства, что ослабит позиции нефти в тех секторах, где есть доступные альтернативные источники энергии. Ожидается, что биотопливо и природный газ будут все больше применяться в качестве транспортного топлива. Нефтеперераба-

Влияние на мировую экономическую систему Во многих секторах экономики энергетика не играет особо важной роли при определении конкурентоспособности. Но в энергоемких отраслях затраты на энергию имеют решающее значение для жизнеспособности, например, в химической, металлургической, целлюлозно-бумажной, цементной, стекольной, алюминиевой и нефтеперерабатывающей промышленности, особенно когда производимые товары являются предметом международной торговли. На энергоемкие отрасли приходится около одной пятой добавочной стоимости в промышленном секторе, одна четвертая занятого населения и 70 % энергии, потребляемой в промышленности. Региональные различия между ценами на энергоносители определят уровень конкурентоспособно


«ЛУКОЙЛ Оверсиз» сегодня

сти промышленности и будут влиять нстратегию развития компаний и принятие инвестиционных решений. Страны могут уменьшить негативное влияние высоких цен на энергоносители с помощью создания более эффективных, конкурентных и взаимосвязанных энергетических рынков. Новая география спроса и предложения приведет к перемещению основных торговых потоков нефти в Азиатский регион, что повлияет на геополитику нефти, повысив необходимость в коллективных мерах по обеспечению надежности поставок нефти. Потребность Северной Америки в импорте сырой нефти практически исчезнет к 2035 году, и этот регион станет ключевым экспортером нефтепродуктов. Азия окажется центром мирового рынка нефти: большие объемы нефти будут поставляться в этот регион через небольшое количество стратегически важных транспортных маршрутов. Поставки в Азию будут осуществляться не только из стран Ближнего Востока (чей суммарный экспорт сырой нефти начинает отставать от растущего азиатского спроса на импорт), но и из России, Каспийского региона, Африки, Латинской Америки 9

и Канады. Новые экспортоориентированные нефтеперерабатывающие заводы Ближнего Востока позволят увеличить долю экспорта нефтепродуктов за счет сырой нефти, но в итоге большая часть этих новых мощностей будет служить удовлетворению растущего внутреннего спроса в этом же регионе.


Разработка нефти в Венесуэле 7

По данным ВНИИ «ЗАРУБЕЖГЕОЛОГИЯ»

Венесуэла — одна из старейших нефтедобывающих стран мира. Первые нефтяные месторождения были открыты в 1878 году7, промышленная добыча нефти ведется с 1917 года. Венесуэла является одним из учредителей ОПЕК (организации стран — экспортеров нефти), крупнейшим поставщиком нефти для США. В энергетическом балансе страны нефть составляет 38 %, газ — 41 %, остальные 21 % — гидроэнергетика. На территории и в акватории Венесуэлы целиком или частично располагаются шесть нефтегазоносных и, предположительно, нефтегазоносных бассейнов. В пяти из них выявлено более 450 месторождений нефти и природного газа. Общая площадь бассейнов составляет около 50 % территории страны. Современная экономика Венесуэлы сфокусирована вокруг нефтедобывающей промышленности. Нефть в Венесуэле нашли в начале XX века, и до национализации нефтяного бизнеса в 1976 году месторождения разрабатывались зарубежными компаниями, в основном США и Великобритании, на основе концессий. Условия разработки были заведомо 10

невыгодными для государства, которое получало низкую концессионную пошлину, роялти и налог на прибыль. Для сравнения, за период с 1917 по 1975 год общий размер доходов иностранных нефтяных корпораций в Венесуэле превысил 200 млрд долларов, в то время как государство получило лишь около 45 млрд долларов. С 1920-х по 1960-е годы нефтяная индустрия страны росла необычайно быстрыми темпами. Нефть обеспечивала более 90 % доходов Венесуэлы от экспорта, составляя почти 25 % ВВП. Налоги и различные отчисления, выплачиваемые предприятиями нефтяной промышленности, позволили развернуть обширную программу общественных работ и предоставить кредиты многим частным предпринимателям. Валютные поступления от экспорта нефти сделали возможной закупку за рубежом не только потребительских товаров, но и товаров производственного назначения, что способствовало быстрому росту производства. После смены политического курса страны в конце 1950-х годов был взят курс на

более сбалансированное экономическое развитие. Увеличились затраты на образование, поощрялись капиталовложения в обрабатывающую промышленность, часть средств была направлена на развитие внутренних областей страны. В период с 1958 по 1970 год темп экономического роста составлял 6,1 % в год. С 1961 по 1971 год количество людей, занятых в обрабатывающей промышленности и торговле, удвоилось. В 1959 году правительство Венесуэлы повысило налог на прибыль нефтяных компаний с 26 до 45 %, а к началу 1970-х — до 50 % и выше. Стал меняться и порядок определения цен на нефть, после того как в 1960 году была образована ОПЕК, одним из создателей которой стала Венесуэла. В 1976 году нефтяная промышленность Венесуэлы была национализирована, однако страна не смогла эффективно использовать создавшиеся возможности и возросшие поступления от экспорта нефти для увеличения собственного нефтедобывающего потенциала, развития обрабатывающей промышленности, создания многоотраслевого хозяйства,

снижения зависимости экономики Венесуэлы от нефти. Государственная нефтяная компания PDVSA работала крайне неэффективно, расходуя значительные средства на дорогостоящие и амбициозные проекты, жалование высокопоставленным работникам. Несмотря на высокие цены на нефть, вырос внешний долг. Недостаток собственных ресурсов для развития нефтяной промышленности вынудил президента Рафаэля Кальдера вновь открыть эту отрасль для иностранных консорциумов, которые занялись разведкой и разработкой месторождений легкой и средней нефти на условиях раздела продукции. С приходом к власти Уго Чавеса в 1999 году был принят закон, предполагающий усиление роли государства и увеличение налогообложения в нефтяной сфере к 2002 году. Доля государства в нефтеразведке и нефтедобыче была установлена на уровне не ниже 51 %. Значительно увеличена и плата за недра. Недовольный реформами, персонал PDVSA начал бастовать, но в длившейся почти два года борьбе с забастовщиками


Разработка нефти в Венесуэле 8 9

По окончании лицензирования разведанных на текущий момент запасов Национальный нефтяной консорциум

Чавесу удалось одержать победу: в начале 2003 года около 18 тыс. работников компании (то есть почти половина персонала) были уволены. Чавесу удалось полностью поставить деятельность компании под свой контроль. В 2011 году на очередном заседании ОПЕК Венесуэла была признана обладательницей самых больших запасов нефти в мире. Этот момент стал во многом поворотным в истории страны. Признание ОПЕК доказанными запасов крупного нефтегазового бассейна в долине реки Ориноко площадью 55 тыс. кв. км подняло Венесуэлу в рейтинге стран по величине нефтегазовых ресурсов с пятой строчки на первую. Фактически Венесуэла обладает 18 % всех разведанных запасов нефти на планете. В абсолютном выражении этот показатель оценивается в 314 млрд баррелей8. Ключевым нефтеносным регионом в стране является бассейн реки Ориноко. Тяжелая нефть здесь была открыта еще в 1936 году, но до последнего времени не признавалась мировым сообществом в силу того, что технологии добычи тяжелой и сверхтяжелой нефти не были 11

развиты на достаточном уровне. Однако сегодня, в условиях истощения запасов традиционной нефти, добыча углеводородов из нетрадиционных месторождений вполне рентабельна. Залежи сверхтяжелой нефти пояса реки Ориноко, доступ к освоению которых может быть предоставлен российским компаниям, простираются с запада на восток Венесуэлы на 475 км. Общая площадь района — около 55 тыс. км. Глубина залегания нефти — от 150 до 600 м от поверхности. Для добычи нефти здесь используются обычные нефтяные насосные установки, однако сложность для производства товарной нефти в бассейне реки Ориноко представляет ее транспортировка: при вязкости в 8–9 градусов API транспортировать сверхтяжелую местную нефть по трубопроводам не представляется возможным. Одним из решений является добавление в добываемую нефть разбавителя — нафты, получаемой из легкой нефти с месторождения Бакерон, производящего чистейшую легкую нефть. Одна из важнейших ступеней переработки тяжелой и сверхтяжелой нефти —

выделение из нее парафинов. Для этого нефть перегоняют через апгрейдер, где она проходит процесс атмосферной дистилляции и гидрокрекинга. Сейчас в стране работают четыре апгрейдера, входящих в единый комплекс недалеко от города Порт Ла Крус. Мощности этих предприятий не слишком высоки, каждое из них способно перегонять порядка 160 тыс. баррелей в сутки. Таким образом, очевидной задачей для PDVSA и компаний-партнеров является развитие именно перерабатывающих мощностей. В ближайшие годы благодаря значительным инвестициям PDVA планирует добывать до 4 млн баррелей в сутки, что вдвое превышает сегодняшние объемы добычи. Важно для страны также развитие транспортной инфраструктуры. В планах сегодня значится строительство порта на полуострове Араи и трубопровода к нему от крупных добывающих мощностей в поясе Ориноко. Национальная нефтедобывающая компания PDVSA изначально не имела достаточных средств и технологий для разработки нефтяного пояса Ориноко, поэтому в 1989 году здесь началось открытие месторождений для иностран-

ных инвесторов. Пояс был разделен на четыре производственные площади: Бойака, Хунин, Айакучо и Карабобо, по которым было подписано четыре так называемых соглашения о стратегической ассоциации сроком на 35 лет. В 2007 году на основе соглашений были созданы совместные предприятия с долей PDVSA не менее 60 %. Первая нефть, добытая российскими компаниями в Венесуэле, была получена в 2012 году на совместном предприятии российского ННК9 и венесуэльской PDVSA на месторождении Хунин-6, в поясе тяжелой нефти реки Ориноко. Ресурсная база месторождения оценивается в 8,5 млрд тонн нефти. Участие российских компаний в добыче на венесуэльских месторождениях открывает широкие возможности для экспорта технологий, распространения влияния на рынки Южной и Северной Америки, а также накопления технологий для разработки своих собственных месторождений в ближайшем будущем.


Условия совместной разработки месторождений 10

West Texas Intermediate (известная также как Texas light sweet) — марка нефти, которая добывается в штате Техас (США), являющаяся стандартом измерения цен на нефть

Совместная разработка месторождений с национальным монополистом, компанией PDVSA, подразумевает создание совместного предприятия с 60%-ной долей участия венесуэльской компании. PDVSA, со своей стороны, предоставляет доступ к управлению активами в обмен на инвестиции и привлечение новых технологий в отрасль. Лицензионный период для совместных проектов составляет 25 лет со дня вступления в проект. Сложным моментом для нефтедобытчиков является достаточно строгая налоговая система страны. Налоговая нагрузка на добычу нефти в Венесуэле включает несколько пунктов. Во-первых, это налог на сверхвысокие цены. Он исчисляется относительно цен на WTI10: если цена нефти WTI выше 70 долларов за баррель, то ставка составляет 50 % на разницу между ценой WTI и 70 долларами США, при цене WTI выше 100 долларов ставка принимается равной 60 % на разницу между WTI и 100 долларами. Помимо налога на сверхвысокие цены, добывающая компания обязана платить роялти в размере 30 % от стоимости добытых ресурсов. Налог на образование 12

уплачивается в размере 2 % от чистой прибыли за предыдущий год. Помимо этого, компании выплачивают налог на прибыль в размере 50 %. Перенос убытков возможен в течение трех лет. Также в налоговой системе Венесуэлы существует теневой налог, обеспечивающий минимальный доход государства. Если сумма всех уплаченных налогов ниже 50 % от валовой выручки, то налог равен этой разнице. То есть сумма налогов в любом случае составит 50 % от выручки. Если сумма уплаченных налогов выше 50 %, то налог не взимается. Амортизация в апстрим-цикле проводится по методу начисления на единицу продукции, а в даунстриме — по линейному методу, принимая за средний срок службы большей части оборудования семь лет.


Месторождения 11

То есть куб. футов природного газа при температуре 60 °F (15 °С) и давлении 14,73 фута на кв. дюйм абсолютных или 101,325 кПа

Месторождение Черевента

Углеводороды

Месторождение Черевента, открытое в 1950 году, расположено в центре западной части района Большая Сортиа, к западу от месторождения Черевента Сентраль. Площадь месторождения Черевента составляет около 48 кв. км. Большую часть территории рассматриваемого участка покрывают речные протоки, отмели и болота.

На месторождении Черевента был взят только один образец глубинной пробы. Имеющийся образец был получен в июле 1960 года с плотностью легкой нефти в градусах API, составляющей 36 градусов, и с давлением в пласте, равным 1815 фунтов на кв. дюйм.

Геология Месторождение Черевента представляет собой моноклиналь, плавно опускающуюся к северу — северо-востоку. Сообщают о 96 коллекторах на месторождении Черевента. Балансовые запасы товарной нефти на месторождении первоначально распределялись по 92 нефтенасыщенным коллекторам. Балансовые запасы товарной нефти сконцентрированы в 14 коллекторах, которые содержат 60 % всех первоначальных запасов нефти. Из этих 14 коллекторов явно выделяются четыре крупнейших.

13

ми газовыми потоками, изменяющимися со временем в объеме и составе. Следовательно, для оптимизации потоков необходимо проведение регулярного хроматографического анализа. Начальные запасы

Производственный опыт подтвердил, что добываемый газ не содержит загрязняющих примесей. Содержание сероводорода равно 0 частей на миллион, а содержание углекислого газа (СО2) низкое и составляет около 3 % молярного объема.

Начальные балансовые запасы товарной нефти на месторождении оценивались в 458 млн баррелей, а газа — в 374 млрд куб. футов. На данный момент остаточные запасы месторождения оцениваются в 48 млн баррелей нефти и 215 млрд куб. футов газа. Запасы распределены между двумя горизонтами: Сентер и Сортиа. Пласт Сентер имеет малую глубину — от 3 тыс. до 6 тыс. футов, в то время как пласт Сортиа — от 6 тыс. до 9 тыс. Большая часть запасов нефти и газа сосредоточена в пласте Сентер. Остаточные запасы нефти в нем составляют 44 млн баррелей, а газа — 206 куб. футов.

Тем не менее, поскольку все наземное добывающее оборудование интегрировано с соседними месторождениями, залежи представляют собой динамическую газосборную систему с нескольки-

Начальный извлекаемый запас нефти оценивается в 115 млн баррелей, что составляет 25 % в качестве установленного конечного коэффициента нефтеотдачи. Такой конечный прогнозируемый коэф-

Следует учесть, что на месторождении Черевента разрез представлен различными коллекторами всех типов, включая семь коллекторов тяжелой нефти и 65 коллекторов, содержащих фракции от легкой нефти до конденсата.

фициент нефтеотдачи рассматривается как высокий по сравнению с оценками соседних месторождений. Согласно оценкам, общее начальное содержание газа составляет около 374 млрд стандартных куб. футов11. Такой объем включает газ, растворенный в нефти, и свободный газ, содержащийся в начальной газовой шапке четырех резервуаров. Начальные извлекаемые запасы газа оценены в объеме 259 млрд стандартных куб. футов. 239 млрд стандартных куб. футов из данного объема представляет собой газ, растворенный в нефти, а 20 млрд стандартных куб. футов приходится на свободный газ из объема начальной газовой шапки. Добыча Суммарная добыча нефти по состоянию на текущий момент оценена в объеме 67 млн баррелей. Соответствующий объем добычи составляет 30 % от балансовых запасов товарной нефти месторождения. Суммарная добыча составляет 15 % от балансовых запасов товарной


Месторождения

нефти. Кроме того, из относящихся к Черевенте протяженных коллекторов L-4 и M-1 было добыто 18 млн баррелей. Хотя это количество и не включено в итоговые данные по Черевенте, оно составляет 27 % от суммарной добычи нефти на месторождении. Добыча производилась также из 11 протяженных коллекторов, распространяющихся на территории месторождений соседнего с Черевентой месторождения. Из части этих коллекторов, расположенных на месторождении Черевента, добыто 24,2 млн баррелей, что составляет 69 % от суммарной добычи из этих протяженных по площади коллекторов. Большинство коллекторов на месторождении Черевента первоначально содержали газонасыщенную или слегка недонасыщенную газом нефть при начальном среднем давлении в коллекторе около 2500 фунтов на квадратный дюйм при исходной глубине, равной 6050 футам, при плотности по API, составляющей 33 градуса, и типичной температуре коллектора, равной 190 °F.

14

Ранее в качестве стратегии добычи на месторождении Черевента применялся сначала фонтанный способ эксплуатации, а затем газлифт. При этом более 70 % скважин подвергались механизированной эксплуатации. На месторождении было испытано несколько таких альтернатив газлифту, как электроцентробежные насосы. В течение эксплуатации месторождения было осуществлено несколько проектов по вторичной добыче. По оценкам, текущий средний уровень давления в коллекторе для этого месторождения невысок и составляет от 600 до 1000 фунтов на кв. дюйм. Суммарная добыча газа на месторож­ дении Черевента, согласно оценкам, составляет 95 млрд стандартных куб. футов по состоянию на декабрь 2004 года. Данный объем составляет 25 % от всего начального содержания газа месторождения и 37 % от оцененных извлекаемых запасов. С середины 1970-х годов на месторождении Черевента было реализовано четыре проекта нагнетания газа. Ряд исследований коллекторов позволил прийти к выводу, что невозможно достичь

ожидаемого конечного коэффициента нефтеотдачи, на основании чего рекомендовалось официально приостановить нагнетание газа. К сегодняшнему моменту все проекты приостановлены. Остаточные запасы Оставшиеся запасы нефти в данном районе оцениваются в 48 млн баррелей, что составляет 10 % от начального содержания нефти. Они распределены по 16 коллекторам. Остаточные запасы для этой группы коллекторов составляют более 60 % от всех остаточных запасов. Кроме того, в каждом из 74 других коллекторов остаточные запасы составляют менее 1 млн баррелей, а в трех коллекторах извлекаемые запасы нефти были исчерпаны. Предполагаемый объем неподтвержденных запасов оценен в 47 млн баррелей, что составляет то же количество существующих подтвержденных запасов, которые еще не подвергаются эксплуатации. Сообщается, что остаточные запасы газа составляют 215 млрд стандартных куб. футов, что составляет 57 % от общих начальных запасов газа на место-

рождении и 83 % от предполагаемых начальных извлекаемых запасов газа. Более 70 % остаточных запасов газа сконцентрированы в 16 коллекторах, содержащих около 150 млрд стандартных куб. футов. Из общего количества, составляющего 96 коллекторов, включая четыре коллектора с шапками свободного газа, в восьми коллекторах остаточные запасы г аза превышают 5 млрд стандартных куб. футов, в 87 коллекторах остаточные запасы газа составляют менее 5 млрд стандартных куб. футов, а в одном коллекторе запасов газа больше не осталось. Однако сообщается, что остаточные запасы газа в одном из коллекторов составляют 66 млрд стандартных куб. футов (31 % от общего количества остаточных запасов газа) в результате нагнетания 40,5 млрд стандартных куб. футов газа в рамках проекта отвода. Объем неподтвержденных запасов газа (вероятных и возможных) оценен в размере 134 млрд стандартных куб. футов, что составляет значительный объем. На самом деле неподтвержденные запа-


Месторождения

сы составляют в абсолютных условиях объем, равный 62 % от остаточных подтвержденных запасов. Условия разработки запасов На момент продажи о месторождении Черевента сообщается как об активном, производящем приблизительно 650 баррелей нефти в сутки, 2 млн стандартных куб. футов газа в сутки при 30 % обводненности. Возможности дополнительного развития значительны, на что указывают остаточные запасы. На месторождении Черевента было построено 99 скважин, большинство из которых являются вертикальными, с обыч15

ным расстоянием между скважинами от 500 до 600 метров. По имеющимся на сегодня оценкам, сообщается о 16 действующих на месторождении Черевента скважинах. При существующей политике добыча значительной доли сообщаемых остаточных запасов нефти из имеющихся нефтяных запасов, оцениваемых в  48 млн баррелей, невозможна. Подобно соседним месторождениям, статистически более 60 % скважин, построенных на месторождении, ремонту не подлежат. При строительстве новых и ремонте существующих скважин для целей оценки начальный дебит новых скважин принимается равным 450 баррелям в сутки, а начальный дебит скважин после капитального ремонта или ввода из бездействия — на уровне 50 % от дебита новой скважины. Наземные объекты Процесс добычи углеводородов, кондиционирование природного газа и обрабатывающие процессы, осуществляемые на месторождениях в восточной Венесуэле, достаточно стандартны и могут

быть представлены следующей последовательностью действий. Флюиды из резервуаров через скважины поступают на приемную станцию, где происходит отделение газа от нефти и дальнейшее направление газа на газокомпрессорную установку. Давление, как правило, повышается с 60–80 до 800–1100 фунтов на кв. дюйм для газлифтных операций и до 1200 фунтов на кв. дюйм и более для нагнетания газа в резервуары. Нефть перекачивается на нагнетательную станцию, где происходит отделение воды от нефти, и «чистая» нефть поступает в нефтехранилище Сентер-Сортиа, где подвергается дальнейшим процессам разделения, а затем через трубопровод поступает в порты для отправки потребителю. Вода направляется на установки нагнетания воды, через которые в дальнейшем поступает обратно в резервуары для вторичной добычи, в систему утилизации или водоносный слой. Газ поступает на компрессорные установки, а затем распределяется на местном рынке, используется для газлифта и/или нагнетания. Добытый газ транспортируется из приемных и нагнетательных станций

производственной зоны, где происходит отделение сырой нефти. Газовые потоки направляются через коллекторную систему на ближайшую очистную и компрессорную установку. Влажный газ поступает в дегидрационную систему до того, как водосодержание достигнет 4 фунтов на миллион куб. футов. Затем, если газ содержит H2S и/или CO2, то он подвергается дезодорирующей серо­очистке до достижения уровня содержания H2S не более 10 частей на миллион. Из сегрегационного манифольда, расположенного в очистительных системах, поток кондиционированного газа разделяется на обогащенный и бедный газ. Обогащенный газ направляется на установки жидкостной экстракции, а бедный поступает на нагнетательные станции для дальнейшего нагнетания в резервуары. Любой избыточный газ вместе с остаточным из установок жидкостной экстракции направляется на местный рынок. Исторически сложилось, что производственные и компрессорные средства используются интегрировано на нескольких месторождениях. Месторождения не имеют ни отдельных средств, специально отведенных для добычи, ни компрессор-


Месторождения

торое эксплуатируется третьей стороной CNPC.

ных установок. Добыча нефти на месторождениях региона сконцентрирована в едином перекачивающем центре. Перекачивающая станция является крупнейшей станцией в районе, особенно в отношении мощностей нефтехранилища. Для дальнейшей переработки добыча поступает на перекачивающую станцию с приемных станций. Затем нефть поступает непосредственно в трубопровод, соединяющий нефтехранилище Сентер-Сортиа и порт в Пуэрто ла Крус. Газ направляется на компрессионные установки. Прогнозируемые дополнительные объемы нефти могут быть обеспечены при существующих производственных мощностях и действующей минимальной программе технического обслуживания. Добыча нефти может быть сконцентрирована у нагнетательной станции, которая обладает достаточными объемами хранилищ, и приемных станций с хранилищами значительного объема, а также разгрузочной станции CHED-2 — все они обладают достаточным запасом мощно16

сти. Газ, сепарированный на специальных добывающих мощностях Черевенты, направляется преимущество на завод Черевента, а также на газокомпрессорную установку. Бoльшая часть добываемого в настоящее время газа в настоящее время перерабатывается на заводе Черевента. Газовый поток выделяется по производственным установкам, нагнетательным станциям и манифольдам месторождений при двух уровнях давления (60 и 250фунтов на кв. дюйм). Приемные станции, на которых происходит выделение газа при давлении, составляющем только 60 фунтов на кв. дюйм, относят��я к месторождению, ко-

Природный газ, отделенный от нефти на приемных станциях, а также газ, выделенный при давлении 60 фунтов на кв. дюйм, направляется на компрессорную установку, которая находится приблизительно в 27 км к северо-западу от города Сан Томе. Эта станция с начальной мощностью 36 млн стандартных куб. футов в сутки при уровне давления 60 и 250 фунтов на кв. дюйм работает с 1955 года. На станции имеется семь компрессоров с встроенным электродвигателем. Газовый поток, поступающий на станцию, сжимается при давлении 800 фунтов на кв. дюйм для последующего использования газа в системах газлифта и дальнейшей транспортировки на систему месторождения Курасао. Остальная часть газа сжимается до 1200 фунтов на кв. дюйм для нагнетательных работ на месторождении. Газ, выделенный на станции, поступает на компрессорную установку Черевента-1. Начальная мощность станции

составляет 8 млн стандартных куб. футов в сутки при уровне давления 60 фунтов на кв. дюйм и 4 млн стандартных куб. футов в сутки при уровне давления 250 фунтов на кв. дюйм. На станции есть четыре компрессора с электроприводом. Поступающий на установку газ сжимается при давлении 850 фунтов на кв. дюйм для использования в системах газлифта. Для обработки дополнительных объемов газа необходимо произвести ремонт или замену некоторых компрессорных мощностей. Необходимость замены компрессионного оборудования возникает в связи с ограниченной производительностью и значительным износом соответствующего оборудования. Дополнительные объемы газа после очистки и кондиционирования могут быть направлены на внутренний рынок газа. Месторождение Сентер-Сортиа Месторождение Сентер-Сортиа было открыто в феврале 1937 года. Известная разведочная скважина Сортиа-1 послужила началом непрерывных и агрессивных разведочных работ. Данная разведочная деятельность привела к открытию


Месторождения

этого важного месторождения, расположенного в районе Большая Сортиа. Месторождение Сентер-Сортиа имеет площадь 264 кв. км. Геология Глубина перспективных горизонтов в формации Сентер колеблется от приблизительно 3000 до 6000 футов, а в формации Сортиа — от 5500 до 5700 футов в Средней Сортиа, несмотря на общую глубину, достигающую 7050 футов. Структурно месторождение Сентер-Сор­ тиа представляет собой моноклиналь, плавно опускающуюся (2–4 градуса) к северу — северо-востоку. Структурный режим — протяженный, представленный в целом в районе нормальными сбросами в восточно-западном и восточно-северо-восточном направлении и падением к северу в обоих случаях. Сообщают о 758 коллекторах на месторождении Сентер-Сортиа. Из общего количества коллекторов 587 содержат нефть, а 171 представляют собой коллекторы свободного газа. 17

В соответствии с плотностью нефти нефтяные коллекторы могут быть распределены на средние (M), легкие (L), конденсатные (C), тяжелые (H) и сверхтяжелые (XH). Эти различия в плотности уже послужили и послужат в будущем причиной различных политик добычи для коллекторов с различным типом нефти. Коллекторы M/L/C составляют 71 % от общего количества коллекторов и 64 % от всех сообщаемых балансовых запасов товарной нефти для месторождения. В основном балансовые запасы товарной нефти сконцентрированы в 55 крупных (более 50 млн баррелей), средних (10–50 млн баррелей) и мелких (1 – 10 млн баррелей) коллекторах. Однако наибольшее количество балансовых запасов товарной нефти сконцентрировано в 46 средних и крупных коллекторах против того же количества балансовых запасов товарной нефти, содержащегося в 344 коллекторах. Общие балансовые запасы товарной нефти включают значительные объемы тяжелой и сверхтяжелой нефти: два из трех коллекторов являются коллекторами тяжелой нефти, содержащими 171 млн баррелей (64 % от общего количества,

составляющего 268 млн баррелей с распределением более 50 млн баррелей), с плотностью от 16 до 19 градусов API. Углеводороды Примерно в одной трети всех коллекторов содержатся все категории углеводородов (тяжелые, средние, легкие и конденсат). Основной механизм истечения нефти в формации Сентер представляет собой режим растворенного газа. Для некоторых резервуаров в нижних и средних нефтеносных пластах Сентер характерен слабый водонапорный режим. В формации Сортиа в качестве основного механизма истечения выявлено несколько коллекторов с режимом растворенного газа. Однако в некоторых других коллекторах Сортиа выявлено проникновение воды от умеренного до активного. Механизм уплотнения мог бы способствовать добыче в некоторых коллекторах с тяжелой и сверхтяжелой нефтью. На месторождении Сентер-Сортиа имеется обогащенный газ со значительным содержанием сжижаемых углево-

дородов. Жидкая фракция составляет от 2,1 до 3,5 галлона на тыс. куб. футов. Производственный опыт подтвердил, что добываемый газ не содержит загрязняющих примесей. Содержание сероводорода (Н2S) равно 0 частей на миллион, а содержание углекислого газа (СО2) низкое и составляет в среднем порядка 4,1 % молярного объема. Тем не менее, поскольку все наземное добывающее оборудование интегрировано с соседним месторождением Трико, расположенным к северо-востоку от месторождения Сентер-Сортиа, залежи представляют собой динамическую газосборную систему с несколькими газовыми потоками, изменяющимися со временем в объеме и составе. Начальные запасы По оценкам, общее начальное содержание нефти на месторождении СентерСор­тиа составляет 2210 млн баррелей нефти. Этот объем распределяется по 587 коллекторам. Эти коллекторы содержат все типы углеводородов — от сверхтяжелой нефти до конденсата.


Месторождения

содержали газонасыщенную или слегка недонасыщенную газом нефть при начальном среднем давлении в коллекторе около 1980 фунтов на кв. дюйм при исходной глубине, равной 4500 футам, при плотности по API, составляющей 33 градуса, и при исходной глубине, равной 4500 футам.

Начальный извлекаемый запас нефти оценивается в 522 млн баррелей, что составляет 24 % в качестве установленного конечного коэффициента нефтеотдачи. Окончательная или предельная добыча представляется низкой по сравнению с оценками прилегающих месторождений, но на нее оказывает влияние предполагаемый коэффициент нефтеотдачи, равный 17 %. Однако, в свою очередь, данный коэффициент нефтеотдачи является высоким для коллекторов тяжелой нефти в восточной Венесуэле. Согласно оценкам, общее начальное содержание газа составляет около 1650 млрд стандартных куб. футов. Такой объем включает газ, растворенный в нефти, и свободный газ (187 млрд стандартных куб. футов), содержащийся в начальной газовой шапке 122 резервуаров, и газ (353 млрд стандартных куб. футов), содержащийся в 171 коллекторе свободного газа. Газ, первоначально содержавшийся в коллекторах M/L/C, составляет 82 % от общего начального содержания газа. Начальные извлекаемые запасы газа на 18

месторождении Сентер-Сортиа оценены в объеме 1307 млрд стандартных куб. футов. 883 млрд стандартных куб. футов из данного объема представляет собой газ, растворенный в нефти, а 424 млрд стандартных куб. футов приходится на свободный газ из объема начальной газовой шапки. Коллекторы L/M/C содержали 75 % начальных извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти на месторождении Сентер-Сортиа. Добыча Суммарная добыча нефти оценена в объеме 369 млн баррелей по состоянию на текущий момент. Данный объем составляет 17 % от балансовых запасов

товарной нефти. Кроме того, он указывает на то, что сообщаемая конечная нефтеотдача, равная не менее чем 24 %, может быть обеспечена путем дополнительной разработки и внедрения новых технологий добычи. Пиковая суточная добыча на месторож­ дении Сентер-Сортиа была достигнута в 1960-е годы и составила 30 тыс. баррелей сутки. После непрерывного снижения уровня добычи в течение десятилетий, в начале 2000 года программа технических работ позволила повысить суточную добычу до 8 тыс. баррелей в сутки. Большинство коллекторов на месторождении Сентер-Сортиа первоначально

Ранее в качестве стратегии добычи на месторождении Сентер-Сортиа применялся сначала естественный поток и опорожнение, а затем газлифт и откачивание станком-качалкой для тяжелой нефти. На месторождении было испытано несколько таких альтернатив газлифту, как электроцентробежные насосы. В течение периода эксплуатации месторождения было осуществлено четыре проекта по вторичной добыче: в коллекторах с тяжелой нефтью — путем нагнетания газа в трех коллекторах и в одном — путем закачки воды. По оценкам, текущий средний уровень давления в коллекторе для этого месторождения невысок и составляет от 500 до 1000 фунтов на кв. дюйм.


Месторождения

Суммарная добыча газа на месторождении Сентер-Сортиа, по оценкам, составляет 501 млрд стандартных куб. футов по состоянию на декабрь 2004 года. Данный объем составляет 30 % от всего начального содержания газа месторождения и 38 % от оцененных извлекаемых запасов. 83 % всего добытого газа (418 млрд стандартных куб. футов) было добыто из коллекторов M/L/C.

1 млн баррелей. Количество коллекторов, в которых не осталось запасов, составляет в общей сложности 28.

Остаточные запасы

В процессе вторичной добычи нефти и в рамках отвода газа в восемь коллекторов нагнетался газ. По состоянию на декабрь 2000 года сообщалось, что суммарное нагнетание газа составило 87 млрд стандартных куб. футов, распределенных по коллекторам. Как указывалось выше, в течение более чем 30 лет на месторождении Сентер-Сортиа было реализовано два проекта нагнетания газа. Ряд исследований коллекторов позволил прийти к выводу, что невозможно достичь ожидаемого конечного коэффициента нефтеотдачи, на основании чего рекомендовалось официально приостановить нагнетание газа. К декабрю 2000 года все проекты были приостановлены.

Оставшиеся запасы нефти на данном месторождении оцениваются в 153 млн баррелей, что составляет 7 % от начального содержания нефти. Коллекторы M/L/C содержат 63 % остаточных запасов. Остаточные запасы нефти для 25 крупнейших коллекторов составляют 46 млн баррелей остаточных запасов. Остальные запасы содержатся в 41 коллекторе с индивидуальным запасом не менее 1 млн баррелей, содержащем 63 млн баррелей (41 % от всех остаточных запасов). 90 млн баррелей остаточных запасов содержатся в 518 коллекторах, но они распределены по столь большому количеству коллекторов с индивидуальными запасами менее 19

Предполагаемый объем неподтвержденных запасов оценен в 14 млн баррелей, что составляет в абсолютных объемах всего 9 % от существующих подтвержденных остаточных запасов, которые еще не подвергаются эксплуатации.

Сообщается, что четыре коллектора на

месторождении содержат еще не добытые остаточные запасы в объеме 4,5 млн баррелей и 20 млрд стандартных куб. футов. При текущем состоянии коллекторов нереально предполагать, что сообщаемые остаточные запасы могут быть добыты без серьезных изменений стратегии. Остаточные запасы газа составляют 893 млрд стандартных куб. футов, что составляет 54 % от общих начальных запасов газа на месторождении и 68 % от предполагаемых начальных извлекаемых запасов газа. Запасы газа сконцентрированы в коллекторах M/L/C, содержащих 82 % от суммарных остаточных запасов газа, и распределены по большому количеству коллекторов. В 36 коллекторах остаточные запасы газа превышают 5 млрд стандартных куб. футов, но этот объем составляет лишь 39 % от суммарных остаточных запасов. В 719 коллекторах остаточные запасы газа составляют менее 5 млрд стандартных куб. футов, а в трех коллекторах остаточные запасы газа исчерпаны. Общее количество остаточных запасов включает и 171 коллектор свободного газа. Коллекторы, содержащие значительные остаточные запасы

газа, не являются теми же коллекторами, перспективными для добычи нефти. Объем неподтвержденных запасов газа (вероятных и возможных) оценен в размере 25 млрд стандартных куб. футов, что составляет очень небольшую долю (3 %) от еще не добытых остаточных запасов. В настоящее время вероятные и возможные запасы обладают низким приоритетом по сравнению с объемами, о которых сообщается как о существующих подтвержденных остаточных запасах. Перспектива для месторождения Сентер-Сортиа заключается в добыче значительной части из 893 млрд стандартных куб. футов оставшихся подтвержденных запасов газа с использованием улучшенной стратегии и технической политики. Преимуществом в разработке остаточных запасов газа является тот факт, что они не привязаны к остаточным запасам нефти. Поэтому избранной стратегией добычи будет независимая добыча нефти и газа. Это позволит повысить коэффициенты нефте- и газоотдачи. Условия разработки


Месторождения

На момент продажи о месторождении Сентер-Сортиа сообщается как об активном, производящем приблизительно 350 баррелей нефти в сутки, 0,6 млн стандартных куб. футов в сутки при 30 % обводненности. Возможности дополнительного развития значительны, на что указывают остаточные запасы. На месторождении Сентер-Сортиа было построено 469 скважин, большинство из которых являются вертикальными, с обычным расстоянием между скважинами от 300 до 500 метров.

20

По имеющимся на сегодня оценкам, сообщается лишь о семи действующих скважинах на месторождении Сентер-Сортиа с добычей только из нефтяных коллекторов M/L/C. При существующей политике добыча значительной доли сообщаемых остаточных запасов нефти из имеющихся нефтяных запасов невозможна. При существующей схеме дренирования и действующих скважинах максимальная дополнительная добыча нефти составила бы порядка 0,5 млн баррелей в сутки. Очевидно, что для разработки место-

рождения необходимо будет применять различные технологии для коллекторов M/L/C и H/XH. Для целей оценки начальный дебит для новых горизонтальных и многоствольных скважин в нефтяных коллекторах Н/ХН можно принимать равным 800 баррелей в сутки, а для новых вертикальных скважин в коллекторах M/L/C — 450 баррелей в сутки.

Исторически сложилось, что производственные и компрессорные средства используются интегрировано на месторождениях Сентер-Сортиа и Порто. Чтобы предоставить описание средств, существующих на месторождении Сентер-Сортиа, необходимо описать ряд производственных мощностей прилегающих месторождений.

Подобно соседним месторождениям, статистически 60 % скважин, построенных на месторождении, ремонту не подлежат. Это относится к нефтяным коллекторам M/L/C.

Нефть, добытая на месторождении Сентер-Сортиа, перерабатывается тремя замерными и пятью разгрузочными станциями. Крупнейшая разгрузочная станция на месторождении обладает мощностью 22 млн баррелей нефти в сутки. На одну из разгрузочных станций также поступает нефть с замерных станций соседнего месторождения.

В отношении Н/ХН статистика еще хуже. Поэтому, предположительно, лишь очень немногие из существующих скважин могут подвергнуться капитальному ремонту вместо повторного входа. Для целей оценки начальный дебит скважин после капитального ремонта и ввода из бездействия принимается на уровне 50 % от дебита новой вертикальной скважины M/L/C. Наземные объекты

Затем нефть напрямую направляется в трубопровод, который идет от резервуарной станции Сентер к нефтеперерабатывающему заводу и порту в городе Пуэрто-ла-Кас, а газ направляется на нагнетательную установку Сентер. При существующих добывающих мощностях месторождение в состоянии переработать до 90 тыс. баррелей добытой неф-


Месторождения

ти в сутки, а после выполнения программы второстепенного текущего ремонта оно способно переработать дополнительные объемы нефти, пре­дусмотренные для будущей добычи на месторождении Сентер-Сортиа. Некоторые добывающие мощности не работают по причине низкого уровня производительности. Две из пяти разгрузочных станций в настоящее время служат в качестве основного рабочего оборудования по переработке нефти, добытой на обоих месторождениях: Сентер-Сортиа и Порто. Газосборная и газокомпрессорная система включает только газокомпрессорную установку Сентер. Газ, добываемый на этом месторождении, ассоциируется с потоком сырой нефти со средней плотностью от 18 до 35 градусов API с давлением на всасывании в эксплуатационных манифольдах от 70 до 125 фунтов на кв. дюйм. Газ, отделенный от многофазного производственного потока на замерной станции промыслового распределения, используется в качестве топлива на установках, а оставшиеся объемы сжигаются в факеле. 21

На замерных станциях промыслового распределения (две на месторождении Сентер-Сортиа и две на месторождении Порто), а также разгрузочных станциях месторождения Сентер-Сортиа поток газа обрабатывается при давлении всего 60 фунтов на кв. дюйм. Затем газ направляется на центральную нагнетательную установку Сентер, которая расположена приблизительно в 15 км к юго-западу от Сан-Томе. Нагнетательная установка Сентер работает с 1948 года. Ее номинальная мощность составляет 25 млн стандартных куб. футов в сутки при давлении в 60 фунтов на кв. дюйм. На станции имеется семь компрессоров с встроенным электродвигателем. Газовый поток, поступающий на станцию, сжимается при давлении 800 фунтов на кв. дюйм для последующего использования газа в системах газлифта и дальнейшей транспортировки на систему месторождения Сентер-Сортиа и систему газлифта соседнего месторождения Аресто Сортиа, а также третьим лицам.

Для обработки дополнительных объемов газа в будущем необходимо увеличить некоторые компрессорные мощности на установке Сентер. Дополнительные объемы газа после очистки и кондиционирования могут быть направлены на внутренний рынок газа путем сотрудничества с прилегающими месторождениями. Дополнительные сложности, связанные с разработкой месторождения Существует ряд негативных факторов, которые могут повлиять на ценность бизнеса, связанного с месторождением Сентер-Сортиа. Месторождение расположено вокруг города Драго, который обладает достаточно высокой плотностью населения с множеством общин. В связи с этим в ходе полномасштабной эксплуатации месторождения возможны различные проблемы социального характера. Данный фактор в настоящее время не поддается количественному измерению, но его влияние в некоторой степени повышает риск инвестиций.


приложения


Приложения

Приложение 1. Капитальные затраты Сентер-Сортиа Бурение вертикальных добывающих скважин, скв.  стоимость бурения одной вертикальной скважины, млн долл. США / 1 скв. Бурение горизонтальных добывающих скважин, скв.  стоимость бурения одной горизонтальной скважины, млн долл. США / 1 скв. Бурение нагнетательных и утилизационных скважин, скв.  стоимость бурения одной вертикальной скважины, млн долл. США / 1 скв. Капитальный ремонт скважин, скв. стоимость КРС, млн долл. США / 1 скв. Обустр-во нов. скважин (арм-ра, отсыпка, вык. линии, НКТ, клапаны, КИПиА и т. д.), млн долл. США / 1 скв. Обустройство месторождения ДНС, млн долл. США УПН, млн долл. США ГКС Нефтепроводы магистральные Водоводы Газопроводы (в т. ч. системы газлифта) Внутрипромысловые трубопроводы + трубопроводная обвязка УПН Дороги и подъездные пути КИПиА (действ. фонд скв., назем. обор-е, объекты инфр-ры - автомат-я процессов) Объекты энергетики & Electrical lines Прочие объекты инфраструктуры Затраты на поддержание инфраструктуры (кап. ремонт, реконструкция и т. д.) Ликвидация ОФ Экологические затраты (платежи)

23

В ценах 2005 г. В ценах 2014 г.

1,800

2,340

4,700

6,110

1,050

1,365

 

 

0,330

0,429

0,996

1,295

15,837

20,588

51,108

66,441

23,310

30,303

4,086

5,311

3,200

4,160

30,966

40,255

7,983

10,378

2,981

3,875

13,890

18,057

22,520

29,276

9,685

12,591

39,542

51,405

 

1,00 %

 

2,50 %

Черевента Бурение вертикальных добывающих скважин, скв.  стоимость бурения одной вертикальной скважины, млн долл. США / 1 скв. Бурение горизонтальных добывающих скважин, скв.  стоимость бурения одной горизонтальной скважины, млн долл. США / 1 скв. Бурение нагнетательных и утилизационных скважин, скв.  стоимость бурения одной вертикальной скважины, млн долл. США / 1 скв. Капитальный ремонт скважин, скв.  стоимость КРС, млн долл. США / 1 скв. Обустр-во нов. скважин (арм-ра, отсыпка, вык. линии, НКТ, клапаны, КИПиА и т. д.) Обустройство месторождения ДНС, млн долл. США УПН, млн долл. США ГКС-1 ГКС-2 Компрессоры внешнего транспорта газа + КУУГ Нефтепроводы магистральные Водоводы Газопроводы (в т. ч. системы газлифта) Внутрипромысловые трубопроводы + трубопроводная обвязка УПН Дороги и подъездные пути КИПиА (действ. фонд скв., назем. обор-е, объекты инфр-ры - автомат-я процессов) Объекты энергетики & Electrical lines Прочие объекты инфраструктуры Затраты на поддержание инфраструктуры (кап. ремонт, реконструкция и т. д.) Ликвидация ОФ Экологические затраты (платежи)

В ценах 2005 г. В ценах 2014 г.

1,800

2,340

4,700

6,110

1,050

1,365

0,330

0,429

0,996

1,295

16,321

21,218

11,279

14,663

9,632

12,522

14,628

19,017

8,458

10,996

0,959

1,247

4,486

5,832

2,772

3,604

3,800

4,940

2,056

2,673

5,600

7,280

14,168

18,418

5,200

6,760

35,080

45,604

1,00 %

1,00 %

2,50 %

2,50 %


Приложения

Приложение 2. Операционные затраты

Приложение 3. Схема горизонтальной скважины

Постоянные, млн долл. США / 1 скв. в год

0,35

Переменные, долл. США / 1 баррель жидкости в год

2,8

Страховка, % от суммы кап. затрат в год

10 %

АХР, долл. США / 1 баррель нефти в год

2,5

Приложение 4. Схема многоствольной скважины

24


Приложения

Приложение 5. Типовая схема процесса производства товарных углеводородов в Венесуэле

LOCAL MARKET

GAS LIFT GAS INJECTION

GAS COMPRESSION PLANTS

GAS TREATMENT CONDITIONING PLANTS

PIPELINE FLOWLINES FLOW STATION TO INJECTION WELL

DISCHARGE STATION TO REFINERY AND EXPORT OFICINA TANK FARM (PTO)

WATER INJECTION PLANT RESERVOIRS 25


Приложения

Приложение 6. Черевента. Размеры коллекторов

Месторождение

Черевента

Приложение 8. Черевента. Остаточные запасы нефти и газа

Балансовые запасы товарной нефти (млн баррелей)

> 10

1–10

<1

Всего

Количество коллекторов

14

49

29

92

Балансовые запасы товарной нефти (млн баррелей)

273

170

15

458

Балансовые запасы товарной нефти. Фракция (%)

60

37

3

100

Коэффициент нефтеотдачи (%)

Извлекаемые запасы нефти (млн баррелей)

Суммарная добыча нефти (млн баррелей)

Текущий коэффициент нефтеотдачи (%)

Остаточные запасы нефти (млн баррелей)

458

25

115

67

15

48

Остаточные запасы газа

Приложение 7. Черевента. Типы флюидов

Месторождение

Остаточные запасы газа* (млрд стандартных куб. футов)

Доля от общих начальных запасов газа (%)

Оставшаяся доля от извлекаемых запасов газа (%)

Черевента

215

57

83

Приложение 9. Черевента. Существующие и новые скважины

Годы

Предполагаемые новые скважины

Суммарное количество новых скважин

1

3

3

2

3

6

3

3

9

4

3

12

5

2

14

Количество скважин

Месторождение черевента

Тип углеводорода

Диапазон (API)

Количество коллекторов

От общего количества коллекторов (%)

Тяжелый

< 22º

7

7,6

21

Средний

22–30º

20

21,7

27

Легкий

30–42º

54

58,7

34

Конденсат

≥ 42º

11

12,0

54

Всего нефтяных коллекторов

92

100

Коллекторы природного газа

4

Всего коллекторов

96

26

Балансовые запасы товарной нефти (млн баррелей)

Средний показатель (API)

Месторождение

Всего

Действующие

%

Простаивающие

Черевента

99

16

16 83

%

84


Приложения

Приложение 10. Черевента. График проведения капитального ремонта

Приложение 12. Сентер-Сортиа. Размеры коллекторов

Год

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Капитальный ремонт (действующие скважины)

0

2

0

0

0

2

2

2

2

0

0

0

Капитальный ремонт (недействующие скважины)

0

2

1

1

2

2

2

2

2

4

4

4

Суммарное количество капитальных ремонтов

0

4

5

6

8

12

16

20

24

28

32

36

Месторождение

Сентер-Сортиа

Приложение 11. Черевента. Типовая динамика дебита новой скважины и после ремонта. Профиль дебита (новая скважина)

Балансовые запасы товарной нефти (млн баррелей) > 50

10–50

1–10

<1

Всего

Количество коллекторов

3

43

344

197

587

Балансовые запасы товарной нефти (млн баррелей)

268

758

1087

97

2210

Балансовые запасы товарной нефти. Фракция (%)

12

34

49

5

100

Профиль дебита (после ремонта)

500

250

450 200

350

Бареллей в сутки

Бареллей в сутки

400 300 250 200 150

150 100 50

100 50 0

0 0

27

5

10

15 Год

20

25

30

0

5

10

15 Год

20

25

30


Приложения

Приложение 13. Сентер-Сортиа. Типы флюидов

Приложение 14. Сентер-Сортиа. Остаточные запасы нефти и газа Остаточные запасы нефти

Месторождение Сентер-Сортиа

Тип углеводорода

Диапазон (ºAPI)

Количество коллекторов

Общее количество коллекторов (%)

Среднее значение (ºAPI)

Тяжелый

< 22º

172

29,3

15

Средний

22–30º

224

38,2

Легкий

30–42º

177

30,1

Конденсат

≥ 42º

Тип углеводорода

Количество нефтяных коллекторов

Остаточные запасы нефти (млн баррелей)

Доля в общих балансовых запасах товарной нефти (%)

Оставшаяся доля извлекаемых запасов нефти (%)

26

M/L/C

415

96

6

25

35

H/XH

172

57

7

42

Всего

587

153

7

29

14

2,4

43

Всего нефтяных коллекторов

587

100

Коллекторы свободного газа

171

Всего коллекторов

758

Остаточные запасы газа

Тип углеводорода

28

Остаточные запасы газа (млрд стандартных куб. футов)

Оставшаяся доля Доля от общих начальных т извлекаемых запасов газа запасов газа (%) (%)

M/L/C/G

735

45

56

H/XH

158

10

12

Всего

893

54

68


Приложения

Приложение 15. Сентер-Сортиа. Существующие и новые скважины

Количество скважин Месторождение

Всего

Действующие

%

Простаивающие

%

Сентер-Сортиа

469

7

1,5

462

98,5

Предполагаемые новые скважины: нефть H/XH

Предполагаемые новые скважины: нефть M/L/C 

Годы

Новые скважины

Общее количество новых скважин

Годы

Общее количество Новые скважины новых скважин

1

2

2

1

3

3

2

2

4

2

3

6

3

1

5

3

4

10

4

1

6

4

4

14

5

1

7

5

4

18

6

1

8

6

4

22

4

26

7

1

9

7

8

1

10

8

4

30

9

1

11

9

4

34

10

1

12

10

4

38

11

1

13

11

4

42

12

1

14

12

4

46

13

1

15

13

4

50

29


Приложения

Приложение 16. Сентер-Сортиа. График проведения капитального ремонта

Предполагаемые капитальные ремонты: нефть H/XH

Предполагаемые капитальные ремонты: нефть M/L/C

Год

Капитальные ремонты (действующие скважины)

Капитальные ремонты (бездействующие скважины)

Повторные входы (бездействующие скважины)

Суммарное количество капитальных ремонтов и повторных входов

Год

Капитальные Капитальные ремонты ремонты (действующие скважины) (бездействующие скважины)

Суммарное количество капитальных ремонтов

1

 0

0

 0

0

1

0

 0

0

2

7

9

2

0

0

0

0

2

3

0

1

0

1

3

2

8

19

4

0

2

0

3

4

2

8

29

5

0

0

1

4

5

1

7

37

6

0

0

1

5

6

0

8

45

7

0

0

1

6

7

0

8

53

8

0

0

1

7

8

0

8

61

0

8

69

9

0

0

1

8

9

10

0

0

1

9

10

0

8

77

11

0

0

1

10

11

0

8

85

12

0

0

1

11

30


Приложения

Приложение 17. Сентер-Сортиа. Типовая динамика дебита новой скважины и после ремонта Профиль дебита для горизонтальной скважины H/XH

Профиль дебита для вертикальной скважины M/L/C

900

500

800

450 400 350

600

Бареллей в сутки

Бареллей в сутки

700

500 400 300

250 200 150

200

100

100

50

0

0 0

5

10

15 Год

31

300

20

25

30

0

5

10

15 Год

20

25

30


Приложения *

Начальный дебит скважин после капитального ремонта и ввода из бездействия принимается на уровне 50 % от дебита новой вертикальной скважины M/L/C.

Профиль дебита (после ремонта) 250

Бареллей в сутки

200 150 100 50 0 0

32

5

10

15 Год

20

25

30


Кейс написан и опубликован Changellenge >> — ведущей организацией по кейсам в России. www.changellenge.com info@changellenge.com vk.com/changellengeglobal facebook.com/changellenge Кейс создан по заказу «Лукойл Оверсиз».

© Changellenge >> © ЛУКОЙЛ Оверсиз, 2014


04 clt2014 1st round lukoiloverseas ong