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