Нефтегазовая секция ) Четыре друга (НЮПИ)ЧЕТЫРЕ_ДРУГА(НЮПИ)..pdf

Команда «4 друга» Алехин Илья Дадакин Никита Пркопьева Юлия Савченко Павел

Задачи: определение рентабельности 2х проектов и рекомендации по увеличению экономической эффективности моделей

В ходе работы:

Разработаны 4 экономические модели (по 2 на каждое месторождение)

•Рассмотрена транспортная система •В ходе анализа месторождения страны и потенциальные точки Черевента выявлено, что сбыта. рассмотренные модели являются экономически выгодными (50 000 •Тщательно исследована экономическая ситуация связанная с 000 $ и 78 200 000$) ценами на нефть в пределах ОПЕК •На основе анализа базовой и предложен прогноз изменения экономической модели Сентерстоимости нефти сортиа был сделан вывод о ее экономической рентабельности (119 •Проанализированы различные 800 000 $). риски связанные с •Вторая модель «полной выработки» •политической ситуацией в стране с учетом ППД и выполнения сроков •разбуриванием новых лицензионного соглашения месторождений и показала убыточность проекта для ценообразованием «исполнителя» и привлекательность •Разобрана сложная налоговая с точки зрения правительства структура в пределах Венесуэлы Венесуэлы.

ВЫВОД: Всесторонний анализ показал, что оба проекта имеют экономический потенциал при выполнении следующих условий:

При этом средняя внутренняя норма рентабельности для 3 экономически выгодных моделей достигает 20 (к 1 потраченному $ мы получим 20$)

•Распределения долей в бизнесе с другими компании •Соблюдение рекомендаций, описанных ниже к каждой модели. Помимо рассмотренных рекомендаций существуют ещё несколько привлекательных возможностей по увеличению прибыли компании LUKOIL Overseas:

• Разработка больших газовых залежей с последующим сбытом на внутренний рынок и нужды нефтеперерабатывающей промышленности.

• Уменьшения периода разработки, так как на поздних этапах операционные затраты перекрывают выручку ( при согласии с Венесуэльской стороной)

2

Анализ текущего состояния разработки Месторождение Черевента (1950) Извлекаемые запасы нефти, млн бар 48

Балансовые запасы нефти, млн бар

Балансовые запасы газа, млрд куб. футов

Извлекаемые запасы газа, млрд куб. футов

215

99 Фонд скважин

39

Действующие Подлежит кап. ремонту

Начальное пластовое давление, фунт/кв. дюйм

2500

Текущее пластовое давление, фунт/кв. дюйм

600-1000

Обводненность – 30 %

Балансовые запасы нефти, млн бар

Извлекаемые запасы газа, млрд куб. футов

Балансовые запасы газа, млрд куб. футов

893 2210

Черевента

99

Всего

Извлекаемые запасы нефти, млн бар 153

374

458

16

Месторождение Сентер-Сортиа (1937)

СентерСортиа 1980

500-1000

1650 Фонд скважин

Суточная добыча, тыс. баррелей 1960 г

30

2000

8

469 7 Всего

187

Действующие Подлежит кап. ремонту

Текущий коэффициент нефтеотдачи на месторождениях Черевента и Сентер-Сортиа составляет 15 и 17% соответственно. Проводимые проекты по закачке газа и воды не привели к увеличению коэффициента нефтеотдачи, на основании чего данные проекты приостановили. При текущем состоянии добыча остаточных запасов нефти и газа не представляется возможным. Рекомендуется использовать новые технологии для дальнейшей рентабельной разработки данных месторождений и систему поддержания пластового давления.

3

Предложения по оптимизации

Бурение

Методы интенсификации

- Бурение многоствольных скважин и зарезка боковых стволов - Бурение горизонтальных скважин - Бурение двухустьевых скважин - Бурение нагнетательных скважин с целью ППД

Оборудование скважин - Винтовые насосы с поверхностным приводом - Добавление к конструкции скважины термо-кейсов - Дополнительное строительство трубопроводов для отдельной циркуляции нафты (diluent) и смешиванием последней с тяжелой нефтью (DCO)

- Закачка пара для уменьшения вязкостных параметров тяжелых нефтей - Добавление нафты для транспортировки тяжелой нефти до устья скважин - Оптимальный выбор интервалов перфорации во избежание прорывов воды и газа - Закачка полимеров и био-полимеров

Сбор и подготовка продукции - Строительство дополнительных разгрузочных станций при условии превышения добывающей мощности, равная 90 тыс. баррелей/сутки - Установка газосепараторов

Финансово-экономическая модель Динамика цен на нефть

Годовой дебит

Цена на нефть с учетом налога На сверхвысокие цены

Налог на образование (2%) Налог на прибыль (50%)

Индекс дисконтирования (12%)

Операционные затраты 60% - доля PDVSA

Годовая выручка

Капитальные затраты

- Роялти (30%)

Доля LUKOIL OVERSEAS 40% - доля участия в разработке компании Лукойл. Рекомендуется поделить долю между двумя-тремя акционерами в целях диверсификации рисков.

Прогноз технологических показателей разработки и их экономическая характеристика Черевента. Стратегия I 14

Кап. ремонт вертикальных скважин

36

Млн баррелей/год

1,8 1,6 Млн баррелей

1,4

Накопленная добыча нефти

30

1,2 Млн баррелей

1

0,8 0,6 0,4 0,2 1

Время, год

15

Новые вертикальные скважины

50

Кап. ремонт горизонтальных скважин

11

Кап. ремонт вертикальных скважин

85

8

25 20 15 10 5 0

26

1

Время, год

6 4

60

M/L/C

2

20 1

Денежный поток, млн $

600 500 400 300 200 100

16

0 20

0

30 -100

Время, года

Время, год

26

Максимальная прибыль проекта достигается на 16 год работы месторождения. Рекомендуется использовать новые технологии для поддержания стадии пиковой добычи месторождения или приостанавливать разработку.

700

10

H/XH

0

Время, год

800

0

M/L/C

40

1

15

Стадия пиковой добычи – 12-13 гг проекта Стадия увеличения добычи – бурение новых скважин Стадия плато – незначительное, следовательно требуется проведение ГТМ

Накопленная добыча нефти

100

80

0

26

300

Максимальная прибыль проекта достигается на 250 15 год работы месторождения Рекомендуется использовать 200 новые технологии для поддержания стадии пиковой 150 добычи месторождения или 100 приостанавливать разработку. Операционные затраты 50 перекрывают прибыль после 0 15 года. Рассмотрены два сценария разработки месторождения (15 и 25 лет). -50

Млн баррелей/год

H/XH

Денежный поток, млн $

0

Новые горизонтальные скважины

Млн баррелей

2

Стадия пиковой добычи – достигается на 5 г работы проекта Стадия увеличения добычи – бурение новых скважин Стадия плато поддерживается за счет введения новых скважин и кап.ремонта

Млн баррелей

Новые вертикальные скважины

Сентер-Сортиа. Стратегия I

10

20 Время, год

Операционные затраты перекрывают прибыль после 16 года. Рассмотрены два 30 сценария разработки месторождения (16 и 25 лет).

Чистая прибыль проекта (15 лет)– 106,5 млн $ Суммарная добыча – 20 млн баррелей нефти

Чистая прибыль проекта (16 лет) – 290,1 млн $ Суммарная добыча – 91,2 млн баррелей нефти

Чистая прибыль (25 лет) – 50 млн $ Суммарная добыча – 26 млн баррелей нефти

Чистая прибыль (25 лет) – 119,8 млн $ Суммарная добыча – 117 млн баррелей нефти

5

Сценарии с проведением геолого-технических мероприятий и разработки системы ППД Черевента. Стратегия II

Сентер-Сортиа. Стратегия II

250

150 100 50 0 -50

3,5

0

16

10

20

25 30

Время, год

Млн баррелей/год

3 2,5

50

2

3 3 3 3 2

3 2 2

0 4 1 1 2 4 4 4 4 4 4 4

4 13 20 28 37 47 58 70 83 97 112 131 146 162

Накопленная добыча

40

1,5

1

Млн баррелей

Млн баррелей

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

200

30

0,5

20

0 1

Время, год

10

За счет ввода новых скважин в эксплуатацию с 12 года разработки месторождения суммарная0 Время, год 1 добыча в год резко увеличивается и также увеличивается ЧДД.

Чистая прибыль проекта (16 лет) – 121,1 млн $ Суммарная добыча – 30 млн баррелей нефти Чистая прибыль проекта (25 лет) – 78,2 млн $ Суммарная добыча –38,4 млн баррелей нефти

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

150

100

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 2

0 6 6 6 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 8

4 10 10 10 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 3 2

9 31 54 78 105 133 162 192 223 255 288 322 357 393 430 452 473

Накопленная добыча

350 300 Денежный поток, млн $

Денежный поток, млн $

300

График ввода скважин на месторождении Сентер-Сортиа Гориз. Верт. Нагнет Год доб. доб. КРС . скв Итого

250 200 150 100 50

12

0 -50 0 -100 12

Млн баррелей

График ввода скважин на месторождении Черевента Новые Год КРС Итого скв

350

Целью данной стратегии было поддержание пластового давления путем ввода в эксплуатацию новых нагнетательных скважин, изменения плана ввода скважин в существующем ранее сценарии и увеличения суммарной добычи за тот же промежуток времени.

Млн баррелей

Целью данной стратегии было бурение новых многоствольных скважин и увеличение суммарной добычи за тот же промежуток времени. Новые скважины были введены в эксплуатацию с 12 года с начала добычи.

5

10 15 Время, года

20

Млн баррелей/год

10 8

6 4 2 0 1

25

Время, год

За счет равномерного ввода скважин в эксплуатацию данная модель достигается максимальное количество добытых 0 Время, год 25 углеводородов. 20-летний период разработки 1 дает небольшую прибыль за вычетов всех затрат и налогов, но Чистая прибыль проекта (12 лет) – 135 млн $ дает рабочие места и Суммарная добыча – 68 млн баррелей нефти поддержание экономической Чистая прибыль проекта (20 лет) – 13 млн $ стабильности стран 50

Суммарная добыча – 136 млн баррелей нефти

6

Направления реализации (сбыт)

Риски реализации проекта

Поставки нефти из Венесуэлы Остальные 20 %

Китай 30 %

США 50 %

Политическая ситуация в стране – массовые беспорядки в некоторых штатах Венесуэлы. Нападение ультраправых группировок, массовые акции протеста. Месторождение расположено вблизи густонаселенного города Драго. Ухудшение экологической и других ситуаций может привести к массовым протестам и к огромным штрафам.

Поставки осуществляются через морские терминалы Венесуэлы ввиду отсутствия экспортных трубопроводов. Глубоководные порты способны принимать супертанкеры (Пуэрто-ла-Крус).

70 % газа – для нужд нефтяной промышленности Венесуэлы 30 % газа – внутренний рынок

(открытие новых месторождений, снижение спроса)

Выводы:

120

Разработка двух месторождений Черевента и Сентер-Сортиа является экономически выгодной. В случае месторождения Черевента представленные обе стратегии являются эффективными. Дополнительными рекомендациями являются бурение многоствольных скважин в середине периода разработки. Стратегия, представленная компанией, для месторождения Сентер-Сортиа оказалась менее эффективной. Рекомендуется снизить время разработки для увеличения прибыли. Черевента IRR 18,2806

ЧДД после 15 лет 106,45 млн

ЧДД после 25 лет 49,95 млн

Сентер-сортиа IRR 29,9557

ЧДД после 15 лет 290,09 млн

ЧДД после 25 лет 119,8 млн

Прогноз динамики изменения Средняя ошибка 100 аппроксимации: цены на 1 баррель нефти 80 25,88 % (корзина ОПЕК) 60 Год 2014

Цена 1 бар. нефти 104,6709

2015

110,004

40 20 0

1990 1995 158,0019

-20

2016

115,3371

2024

2017

120,6702

2025

163,335

2018

126,0033

2026

168,6681

2019

131,3364

2027

174,0012

2020

136,6695

2028

179,3343

2021

142,0026

2029

184,6674

2022

147,3357

2030

190,0005

2023

152,6688

2031

195,3336

2000

2005

2010

2015

Цена 1 барреля нефти была посчитана по данным предыдущих годов (восходящий тренд). В данном прогнозе существует неопределенность в размере 26%..

7

Слушатели магистерской программы «Reservoir Evaluation and Management» («Геология нефти и газа») университета Heriot-Watt, Petroleum Learning Centre, г. Томск

Алехин Илья Игоревич

Дадакин Никита Михайлович

Томский государственный университет Математические методы в экономике ООО «СИАМ», г. Томск

Иркутский государственный университет Геология и геохимия горючих ископаемых ООО «Сервисная буровая компания», г. Ноябрьск

Прокопьева Юлия Георгиевна

Савченко Павел Дмитриевич

Башкирский государственный университет Геофизика ООО НПЦ «ГеоТЭК», г. Уфа

Тюменский государственный нефтегазовый университет Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений ООО «ТННЦ», г. Тюмень 8