Trollcase

Page 1

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СОРТИА

ОЦЕНКА

ЧЕРЕВЕНТА

И

СЕНТЕР[Troll]Case


Команда [Troll]Case

Кисурин Иван

Никонов Иван РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина -

Московская международная

машины и оборудование для добычи нефти

школа бизнеса «Мирбис»

и газа

Global Management Challenge

Курс Offshore Technology by Total

(полуфиналист)

Карьера:

Карьера:

Газпром Добыча Астрахань

СИБУР – стратегическое развитие

nikonov70793@gmail.com

ЛУКОЙЛ – аналитика, ценообразование

8 (916) 448-24-62

i.kisyrin@yandex.ru 8 (985) 428-74-70

Яковенко Никита

Гурин Михаил МГИМО – международные отношения

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина -

BCG – курс стратегического консалтинга

управление качеством, стандартизация и

SBA от Ассоциации Менеджеров России

сертификация нефтегазового оборудования

Карьера: Сочи-2014 – логистика и техническое обеспечение офисов МОК Сенат Штата Гавайи yakovenko_nikita@mail.ru 8 (905) 533-41-33

2

Карьера: OOO «ТЕХНОНЕФТЕГАЗ» mixagur@list.ru 8 (967) 017-63-60


Существующие технологические показатели разработки не могут обеспечить добычу значительной доли остаточных запасов. Необходимо сосредоточиться на строительстве новых скважин, интеллектуализации месторождения, включая мониторинг бурения и оптимизацию добычи в режиме реального времени [ T r o l l ] C a s e

Черевента

Сентер-­‐Сортиа

Запасы нефти

Запасы нефти

Неизвлекаемые

bbl

115

48

Суммарная добыча

1 688

522

Остаточные запасы

Распределение по размерам

Распределение по типу у/в

∑92 коллектора 14 >10 bbl

3

153

Суммарная добыча

Остаточные запасы

Количество и структура коллекторов Распределение по размерам

Распределение по типу у/в

∑587 коллектора 3 10-­‐50 bbl 43 >50 bbl

49

1-­‐10 bbl

344

1-­‐10 bbl

29

<1 bbl

197

<1 bbl

16 действующих скважин, добыча 650 bl/24h

367

КИНпроектный = 24%

КИНпроектный = 25% Количество и структура коллекторов

bbl

520 Извлекаемые

115

Извлекаемые

343

67

Неизвлекаемые

7 действующих скважин, добыча 350 bl/24h


Предложенный график бурения новых и капитального ремонта старых скважин позволит достичь коэффициента нефтеотдачи (КИН) ~22% на обоих месторождениях без изменения технологий. Пик добычи будет приходиться на 5й – 12й год добычи для Черевенты и на 7й – 13й год – для Сентер-Сортиа [ T r o l l ] C a s e

Черевента

Сентер-­‐Сортиа

Прогноз дебита нефти из различных коллекторов и обводненности Новая скважина Скважина после КР*

Прогноз дебита нефти, газа и обводненности Новая скважина

1.000

0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00

800 600

Гф** =2,08

400 200 0

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 Дебит нефти, bl/24h

Скважина после КР*

1.000

0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00

800 600

Гф** =2,08

400 200 0

1.000 800 600

200 0

0

20 10 0

46

50

30

4 14 3 3 3 3 3

1 1

4 4 4 4 4 4 4

2 2

4

200

КР* старых скважин

3

150

2,2

2,1

2,1

2

100

1

50

0

0

1,8

2,0

27 19

1,0

15

0,7

0,5

10

30

0,0 1

2

3

4

5

6

7

8

*КР – капитальный ремонт

200 0

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26

Дебит нефти, Н/ХН, bl/24h

Обводненность, %

31

0,8

0,4

161

15 10

66

12 35 9 11 8 8 8 8 8 8 8 5 5 5 5 5 5 5 5

5 0

КР* старых скважин

Повторный выход

В эксп.

Прогноз добычи нефти на месторождении 32

32

КИН =22%

1,2 0,5

6

2

Гф** =1,69

400

122

Новые скважины

23

1,5

4

29

25

600

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Скважин в эксплуатации

2,1

20

800

94

Прогноз добычи нефти на месторождении 2,5

15

0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00

150 156

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Новые скважины

10

1.000

График работ по скважинам (∑ для коллекторов М/L/C и Н/ХН)

50

38 22

5

Дебит нефти, М/L/C, bl/24h

Обводненность, %

График работ по скважинам 50 40 30

Гф** =1,69

400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26

Добыча газа, scf, 10^3/24h

0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00

0,3

0,2

40

10

30

8

20

6

10

0 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Добыча нефти в год, bbl Накопленная добыча, bbl

7,1

6,2

41

4

27 1,2 4

14

0 1

2

3

4

5

6

**Гф – газовый фактор

7

93

100

106

74 57

4,2

2

8,5

7,9

8

112

114

КИН =22%

5,0 3,4

109

2,5

1,7

1,2

0,9

120 100 80 60 40 20 0

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Добыча нефти в год, bbl Накопленная добыча, bbl


Существующие объекты инфраструктуры позволяют нарастить добычу без больших вложений. Волатильность внутреннего потребления в Венесуэле не позволяет строить долгосрочные прогнозы. Основное направление поставок – Китай и другие страны Азии [ T r o l l ] C a s e

Динамика внутреннего потребления Венесуэлы* нестабильна – рассчитывать на него не нужно 14%

-­‐7%

2002

2004

14% 2006

36%

При экономической оценке проекта считаем, что вся добытая нефть – на экспорт

3%

Основным драйвером потребления нефти на среднесрочном и долгосрочном горизонте будет Азия (главным образом – Китай)

-­‐17% 2008

2010

2012

Мощность разгрузочной станции Сентер-­‐Сортиа позволяет перевалить всю добытую на проекте нефть Пиковая добыча проекта, tbl/24h 29 Мощность по перевалке, tbl/24h

22 000

12.000 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 0

140

WTI, $/bl FCA Венесуэла

Прогноз BP Производство 2004

2006

2008

Потребление 2010

2014

2016

2018

Прогноз цены на газ, заложенных в модель*** 7.000 6.000 5.000

120

4.000

100

3.000

80

2.000

60

1.000

40

0

2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038

5

tbl/24h

2002

Прогноз нефтяных котировок, заложенных в модель** 160

Динамика производства и потребления нефти в Китае*

*hop://www.indexmundi.com

Природный газ, $/scf,10^6 FCA Венесуэла

2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038


Эффективность проекта доразработки месторождений Черевента и Сентер-Сортиа различна – экономика Черевенты находится на границе рентабельности (NPV ~12 млн.$, IRR ~18%), в то время как работы на месторождении Сентер-Сортиа экономически обоснованы (NPV ~126 млн.$, IRR ~30%) [ T r o l l ] C a s e

Черевента

Сентер-­‐Сортиа

CAPEX*:

CAPEX*:

•  Основное оборудование и ремонт – 136 млн. $ •  Трубопроводы – 16 млн. $ •  Объекты энергетики – 19 млн. $ •  Прочая инфраструктура – 10 млн. $ •  Скважины – 114 млн. $

*0,4 = 118 млн. $ (доля ЛУКОЙЛ)

ИТОГО на месторождение = 294 млн.$ NPV – 12 млн. $ IRR – 17,9 % PP – 6,3 года DPP – 10,3 лет

3,2

2,1

NPV – 126 млн. $ IRR – 30 % PP – 5,1 лет DPP – 6,4 года

Структура p&l для ЛУКОЙЛа на примере 11 года разработки

млн. $

6,7

•  •  •  •

Показатели эффективности проекта*

Структура p&l для ЛУКОЙЛа на примере 11 года разработки

6,0

*0,4 = 337 млн. $ (доля ЛУКОЙЛ)

ИТОГО на месторождение = 842 млн.$ •  •  •  •

Показатели эффективности проекта*

•  Основное оборудование и ремонт – 193 млн. $ •  Трубопроводы – 62 млн. $ •  Объекты энергетики – 30 млн. $ •  Прочая инфраструктура – 17 млн. $ •  Скважины – 593 млн. $

19,0 12,4

0,1

млн. $

19,0

8,2

45,6

1,9 177,5

90,0

350,0

5,1

15,1

16,5 16,7

Выручка Выручка VC FC АХР Страховка Сборы и Аморти Налог на Чистая от нефти от газа Роялти зация прибыль прибыль 6 * Модель посчитана в прогнозных ценах, wacc = 15%

67,2 67,7

Выручка Выручка от нефти от газа

VC

FC

АХР

Страховка Сборы и Аморти Налог на Чистая Роялти зация прибыль прибыль


Внесении в текущую политику бурения, добычи, сбора и подготовки нефти и газа ряда изменений может позволить достичь проектного коэффициента нефтеотдачи, что повлечет за собой увеличение рентабельности проекта. Для подтверждения данной гипотезы требуются испытания на месторождениях [ T r o l l ] C a s e

Варианты оптимизации Геонавигация -­‐ для эффективного расположения горизонтальных стволов*

•  Уменьшение сроков строительства скважин •  Оптимизация профилей скважин •  Повышение продуктивности скважин

Применение комбинированных методов (тепловых и газовых методов) для добычи тяжелой нефти

•  •  •  •  •

Интегрирование прогнозирующей модели MPC** и методов динамического моделирования

Возможные результаты 7

Выгода

*Well Placement **Model Based Predic’ve Control

•  •

Повышение коэффициент нефтеотдачи Уменьшение потерь тепла Повышение темпов отбора нефти Уменьшения вязкости нефти Увеличение дебита скважин

Увеличение дебита на 2-­‐3 % благодаря оптимизации газлифта Сведение к минимуму перемежающего потока при добыче увеличение дебита на 3-­‐5 %

Издержки •  Закупка дополнительного оборудования •  Стоимость модулей Petrel ~220 тыс. $ •  Необходимость квалифицированного персонала

•  Бурение вспомогательных горизонтальных скважин •  Трудности мониторинга

•  Стоимость MPC пакета ~350 тыс. $ •  Необходимость квалифицированного персонала

Черевента

Сентер-­‐Сортиа

•  КИН – 25% (+3%) •  NPV – 76 млн. $ (+64) •  IRR –32,8 %

•  КИН – 24% (+2%) •  NPV – 258 млн. $ (+122) •  IRR – 43,6 %


С учетом реализации потенциальных рисков – экономически обоснованным является вхождение в разработку только месторождения Сентер-Сортиа с ценой доли не более 50 млн. $ [ T r o l l ] C a s e

Анализ чувствительности к возможным рискам:

0% +5% +10% +15% +20%

12,0 9,0 6,0 3,0 0,0

Сентер-­‐Сортиа

Рост CAPEX на 1 скважину, %

Рост CAPEX на 1 скважину, %

+5%

10,2 7,2 4,2 1,2 -­‐1,8

+10%

8,4 5,4 2,4 -­‐0,6 -­‐3,6

+15%

6,5 3,5 0,5 -­‐2,5 -­‐5,5

+20%

4,6 1,6 -­‐1,4 -­‐4,4 -­‐7,4

Рост CAPEX на обустройство, %

Рост CAPEX на обустройство, %

0%

Черевента 0% +5% +10% +15% +20%

0%

125,9 120,8 115,8 110,7 105,7

20% 0% -­‐10% -­‐20% -­‐30% -­‐40%

35,3 32,4 23,5 6,4 -­‐15,2

25%

23,8 22,1 17,4 3,7 -­‐16,7

30%

12,0 11,6 8,5 -­‐1,1 -­‐18,2

35%

0,2 1,0 -­‐0,8 -­‐8,6 -­‐21,7

40%

-­‐11,8 -­‐9,7 -­‐10,1 -­‐16,5 -­‐27,9

Вероятный сценарий Основные выводы и рекомендации

8

118,8 113,7 108,7 103,6 98,6

+10%

111,4 106,4 101,3 96,3 91,2

+15%

103,8 98,8 93,7 88,7 83,6

+20%

96,0 90,9 85,9 80,8 75,8

Роялти, %

•  Эффективность вхождения в разработку в базовом сценарии минимальна – NPV ~12 млн. $ •  Снижение котировок на нефть незначительно влияют на эффективность •  При незначительном изменении CAPEX проект может «уйти в минус» Отказаться от участия в тендере на приобретение доли

Снижение котировок на нефть %

Снижение котировок на нефть %

Роялти, %

+5%

0% -­‐10% -­‐20% -­‐30% -­‐40%

196,9 190,4 174,6 140,0 78,4

161,7 158,9 146,7 118,1 73,1

125,9 127,1 118,7 94,0 54,6

89,1 94,8 90,4 69,6 34,1

51,3 61,7 61,7 45,0 13,5 Вероятный сценарий

Основные выводы и рекомендации •  Эффективность вхождения в разработку в базовом сценарии ~126 млн. $ (NPV •  Снижение котировок на нефть незначительно влияют на эффективность проекта •  Изменение CAPEX также незначительно влияет на эффективность проекта Принять участие в тендере на приобретение доли с ценой не более 50 мнл. $


Приложения [Troll]Case

9


Приложение 1 – схема заполнения скважинами площади месторождений [ T r o l l ] C a s e

Черевента

Сентер-­‐Сортиа

6,9 км.

16,2 км. ~0,4 км.*

6,9 км.

16,2 км.

~0,6 км.

Действующие скважины

Действующие скважины (одна точка – 4 скважины)

Недействующие скважины

Недействующие скважины (одна точка – 4 скважины)

Новые скважины

Новые скважины (одна точка – 4 скважины) *расстояние между каждой скважиной

10


Turn static files into dynamic content formats.

Create a flipbook
Issuu converts static files into: digital portfolios, online yearbooks, online catalogs, digital photo albums and more. Sign up and create your flipbook.