Экология и безопасность жизнедеятельности / Serikov - Ekologizaciya neftyanikh operaciy v more 2009

Практика морских поисково-разведывательных работ свидетельствует о том, что результаты оценки прогнозируемых ресурсов по этим объектам могут характеризоваться высокой достоверностью.

С другой стороны, имеется ряд примеров, свидетельствующих о

низкой достоверности оценок прогнозируемых ресурсов УВ в объектах зонального уровня, что связано не только с наличием неполной информации, но и с отсутствием четкой методики оценки этих объектов,

увязанной с задачами прогнозирования нефтегазоносности на различных этапах ПРР.

Нефтегазоносность слабоизученных недр прибрежно-морских и мор- ских нефтегазоносных бассейнов (НГБ) можно обосновать с помощью их геологической аналогии с зарубежными НГБ аналогичного тектонотипа, расположенных в тех же сегментах Мирового океана.

На основе внешней аналогии намечается рациональная стратегия проведения поисковых работ в крупном районе менее изученного НГБ при сходстве в нем гидрометеорологических и ледовых условий с более изученными НГБ того же тектонотипа и возраста.

Учет внутренней аналогии между отдельными тектоническими элементами, расположенными в зонах нефтегазонакопления единого НГБ, позволяет определить тактику поисково-разведочных работ, т.е.

последовательное их проведение в направлении от разведанных месторождений к подготовленным и выявленным перспективным структурам.

Подчеркнем, что сходство в геологическом строении и

нефтегазоносности недр между однотипными нефтегазоносными бассейнами должно определяться, главным образом, на основе комплексного изучения современных тектонических, литолого- фациальных, аккумуляционных, консервационных и других критериев, имеющих поисковое значение.

Внастоящее время существует большое количество зарубежных компьютерных технологий геологического моделирования месторождений, включающих оценку подсчетных параметров по скважинам, геометризацию залежи, оценку объемов и подсчет запасов нефти, газа и конденсата. Однако их реальное применение в условиях шельфа наталкивается на ряд серьезных ограничений, связанных с тем, что

число разведочных скважин на морских месторождениях очень невелико (от одной до пяти) и вряд ли будет повышаться в связи со стоимостью бурения в условиях КСКМ.

Вто же время и при указанном количестве скважин должна быть построена геологическая модель открытого или прогнозируемого месторождения УВ. В этих условиях следует обратить особое внимание на углубленную интерпретацию сейсмических данных, из которых надо

извлечь больший объем информации не только о структурных

особенностях строения резервуара, что традиционно для сейсморазведки, но и о фильтрационно-емкостных свойствах коллекторов.

В этих целях во ВНИИгаза разработан экспресс-метод

геологического моделирования локальных объектов с разбиением площади месторождения на несколько зон с различными фильтрационно-

емкостными свойствами и с различной концентрацией ресурсов или запасов в них. При этом одновременно учитывались эффективная толщина коллектора, его пористость, проницаемость и нефте- и (или) газонасыщенность. Рассчитанный по специальной методике комплексный параметр, учитывающий все эти свойства, назван показателем качества резервуара.

Необходимо отметить, что значение комплексного параметра

является нормированным в пределах каждого из месторождений и потому сопоставление их абсолютных значений между собой некорректно. При

сравнении месторождений между собой лучше использовать не показатели качества, а средние величины плотности запасов.

Основными принципами оценки ресурсов нефти и газа континентального шельфа, учитывая его слабую изученность, являются следующие:

∙аналогия, т.е. когда изучаемый район какой-то акватории по всему

разрезу осадочных отложений или отдельным его частям сравнивается с геологически сходным с ним более изученным морским и (или) сухопутным районом, в котором установлена промышленная нефте- и (или) газоносность;

∙прогнозирование в изучаемом районе новых месторождений УВ определенного фазового состояния и качественного состава, залежей различного типа, концентрации в них ресурсов и запасов нефти, газа и конденсата, оценка добычных возможностей;

∙комплексный сравнительный анализ перспективных и локальных структур и месторождений в целях обоснованного выбора рациональных направлений и приоритетных объектов, последующих ГРР и разработки.

Для определения целесообразности продолжения ПРС на перспективных структурах и эффективности разработки выявленных месторождений следует проводить экономическую оценку потенциальных ресурсов. Проблемы экономической оценки УВ ресурсов (как прикладные) актуальны уже более трех десятилетий. Практически значимыми они

впервые стали одновременно с появлением необходимости оценки начальных потенциальных ресурсов.

Экономическая оценка ресурсов нефти и газа первоочередных районов и зон нефтегазонакопления базировалась на количественной

оценке ресурсов и запасов морских месторождений и перспективных структур.

Экономическая оценка ресурсов нефти и газа понимается как определение потенциального, в денежном выражении, эффекта от освоения объекта с учетом фактора времени.

В исследованиях ВНИГРИ, ВНИИОЭНГ, ВИЭМС, ВНИИСИ, ВНИИ-ГАЗ [36,38] заложены методические основы многокритериальных экономических оценок ресурсов нефти и газа. В настоящее время для общего пользования предназначены только «Временные методические указания по экономической оценке ресурсов нефти и газа» [39] и «Временная методика экономической оценки прогнозных и перспективных ресурсов нефти» [40].

Переход экономики Казахстана от жестко регламентированной плановой системы управления к рыночным отношениям оказывает существенное влияние на методологию практически всех экономических обоснований и расчетов.

Как показывает зарубежный опыт, применительно к геолого- экономической оценке ресурсов нефти и газа акваторий, этот процесс требует тесной увязки оценки с источниками финансирования, рынками реализации продукции и схемой налогообложения; возникает

необходимость учета возможных изменений экономической ситуации и фактора риска.

Экономическая оценка освоения месторождений, выявленных на КСКМ, выполняется по системе раздела продукции. Такая оценка учитывает соответствующие налоги и платежи. При этой оценке

применяется дифференцированный подход к выбору результирующих показателей.

Для районов с доказанной нефтегазоносностью рассчитывается удельный экономический эффект, ожидаемый от разработки ресурсов, а также определяется стоимость прироста запасов.

Для слабоизученных районов, где невозможен обоснованный прогноз геолого-эксплуатационных характеристик ожидаемых месторождений, в качестве критерия для оценки эффективности поисково-

разведочных работ используется традиционный показатель стоимости прироста 1т нефти или 1000 м3 газа.

Этот показатель рассчитывается, исходя из соотношения затрат на геологоразведочные работы, необходимые для подготовки запасов на

рассматриваемом локальном объекте к планируемому на нем приросту запасов. Планируемый прирост запасов определяется на основе величины неразведанных ресурсов локальных объектов.

На основании данного критерия все рассматриваемые неразведанные ресурсы распределяются по ожидаемым уровням стоимости прироста единицы запасов.

По шельфам морей, в которых уже выявлены углеводородные месторождения, в качестве основного критерия экономической ценности

ресурсов и запасов месторождения газа или нефти используется показатель дисконтированного экономического эффекта за период подготовки и отработки запасов.

Расчет экономического эффекта производится по формуле [41]:

T	Z	t	− S	pt	− S	dt	− S		ml	− S	int
R = å
					(1+ Eнп )			t
t×0

где: Zt - ценность добываемой в t-ом году продукции (нефти, газа, кон- денсата и попутных компонентов); Spt - сумма затрат в t-ом году на поисково-разведочные работы; Sdt - сумма затрат в t-ом году на добычу нефти, газа, извлечение попутных компонентов; Sml - сумма затрат в t-ом году на магистральный и межпромысловый транспорт; Sint - сумма затрат в t-ом году на создание региональной инфраструктуры; T – расчетный срок освоения ресурсов, лет; Eнп – норматив приведения разновременных затрат

– норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норма дохода на капитал.

Всвою очередь, каждая из составляющих включает группу затрат, необходимых для организации определенного этапа работ. Так, под затратами на поисково-разведочные работы подразумеваются затраты на выявление локальных объектов, их подготовку к глубокому бурению и собственно бурение поисковых, разведочных и оценочных скважин, платежи за право проведения этих работ.

Затраты на подготовку объектов рассчитываются исходя из числа объектов, которые необходимо подготовить для открытия месторождения

изатрат на подготовку 1 объекта.

Вних учитывается весь комплекс расходов на нефтегазопоисковые геофизические работы, связанные с выявлением и подготовкой объектов. Этот комплекс включает региональные, поисковые и детальные геофизические работы.

Затраты на подготовку 1 объекта рассчитываются, исходя из

соотношения суммарной стоимости данных видов геофизических работ на нефть и газ к общему числу объектов, подготовленных в рассматриваемом периоде.

Затраты на поисковое бурение рассчитываются исходя из количества объектов, которые, в соответствии с прогнозируемой успешностью, необходимо опоисковать для открытия месторождения, числа поисковых скважин, затрачиваемых на оценку объектов, и стоимости 1 скважины.

Стоимость поисковых скважин определяется в соответствии с глубинами моря в рассматриваемом районе акватории и прогнозируемыми глубинами скважин. Глубина моря определяет выбор одного из

следующих типов буровых оснований: до 10 м – насыпные острова; 10-70

м– самоподъемные буровые установки (с выдвижными опорами); более 70

м– полупогружные буровые установки и буровые суда.

Влияние глубин скважин учитывается с помощью специальных коэффициентов, характеризующих удорожание 1м проходки с ростом глубин.

Затраты на разведку морского месторождения складываются из затрат на разведочное бурение и детализационные геофизические работы на месторождении.

Затраты на разведочное бурение рассчитываются в соответствии с количеством скважин для оценки запасов месторождения и стоимости 1 скважины.

Затраты на детализационные геофизические исследования принимаются на основании фактических данных о стоимости объектов геофизических работ, по которым получены и подтверждены разведочным

бурением положительные результаты работ по оконтуриванию залежей геофизическими методами.

Взатраты на добычу нефти или газа включены капитальные и текущие затраты, связанные со строительством и обслуживанием эксплуатационных скважин, природоохранными мероприятиями, осуществлением необходимых разовых и регулярных платежей.

Капиталовложения в эксплуатационное бурение определяются по количеству эксплуатационных скважин, необходимых для разработки месторождения и стоимости 1 скважины.

Число скважин рассчитывается в соответствии с прогнозируемой площадью месторождения и рациональной для выработки его запасов эксплуатационной сеткой скважин, включая нагнетательные.

Капиталовложения в строительство морских промысловых гидротехнических сооружений определяются в соответствии с количеством эксплуатационных систем, необходимых для разработки прогнозируемого месторождения и стоимостью 1 системы. Необходимое

количество эксплуатационных систем находится из соотношения количества эксплуатационных скважин на месторождении и числа скважин в одной системе, обеспечивающих оптимальный режим отбора запасов.

Стоимость эксплуатационной системы зависит от ледовой обстановки, глубин моря и количества скважин. По установленным

зависимостям стоимости эксплуатационных платформ от глубин моря и числа скважин рассчитывается весь диапазон значений данного показателя.

Встоимости строительства гидротехнических сооружений, наряду с платформами, учитываются затраты на сооружение размещаемых на них

верхних строений, обеспечивающих бурение куста скважин и их эксплуатацию.

В общей сумме затрат учитываются также капитальные вложения и эксплуатационные издержки, связанные со строительством и содержанием объектов производственной и социальной инфраструктуры.

Капитальные вложения в создание инфраструктуры включают затраты на создание баз строительства стационара оснований и обслуживания бурения, приобретение и эксплуатацию транспортно- вспомогательных судов, формирование промышленного, жилищно- бытового и культурного строительства.

Капитальные вложения на приобретение транспортно-

вспомогательных судов определяются исходя из качественной и количественной структуры флота, необходимого для обеспечения бесперебойной и безопасной работы эксплуатационных комплексов. Как правило, в состав флота входят транспортно-буксирные, аварийно- спасательные, пассажирские, водолазные суда и нефтемусоросборщики.

Годовые эксплуатационные расходы на добычу на морских месторождениях рассчитываются как доля от накопленных капитальных вложений.

Под затратами на магистральный и межпромысловый транспорт нефти (газа) понимаются капитальные вложения на строительство и эксплуатационные расходы, связанные с обслуживанием трубопроводов с рассматриваемого месторождения до потребителя.

Затраты на транспортировку углеводородов с месторождений рассчитываются исходя из их производительности (суммарной добычи) и «пропускной способности» выбранного способа подачи продукции на берег - при среднем расстоянии до берега от индивидуальной системы сбора и подготовки ее на месторождении.

Для месторождений нефти в свободной ото льда части акваторий расчет затрат ориентирован на танкерную доставку нефти, как наиболее дешевого вида транспорта. Капитальные вложения и эксплуатационные расходы определяются в этом случае технико-экономическими характеристиками выбранного типа танкера, который зависит от природно-климатических условий акватории (обычный, ледовый, усиленный ледовый класс), и объемом транспортируемой нефти. Здесь же учитываются расходы, связанные с функционированием системы налива танкеров.

Транспортировка нефти с месторождений в замерзающей части акваторий (в зимнее время) будет осуществляться по трубопроводам.

Капитальные вложения в этом случае определяются расстоянием транспортировки и прогнозируемой производительностью месторождений,

от которой зависит необходимый диаметр трубопровода или количество прокладываемых ниток.

Расчет капитальных вложений на газовых месторождениях ориентирован на стоимость строительства трубопроводов, при

определении которой учитывается необходимая производительность трубопровода и среднее расстояние до берега.

Годовые эксплуатационные расходы на трубопроводный транспорт рассчитываются как доля от накопленных капитальных вложений.

Особенности разработки морских месторождений отражаются и на продолжительности периода экономической оценки ресурсов прогнозируемых месторождений, но; в целом, период разработки одного месторождения должен определяться, исходя из оптимального темпа отбора (выработки) запасов в 5%-20 лет.

При этом период равномерного наращивания добычи, в соответствии со средними темпами разбуривания месторождений, составляет 5-6 лет. Этап «стабильной» добычи – от окончания эксплуатационного бурения до завершения срока службы первых пробуренных скважин – может составлять около 10 лет, а период равномерного падения добычи 5-6 лет.

Подготовка к разработке - в среднем около 4 лет - включает этапы подготовки запасов и строительства гидротехнических сооружений; эксплуатационное бурение и обустройство платформ, в целом, - 5-6 лет.

Как показывает мировой опыт освоения акваторий, для повышения

эффективности разработки месторождений возможно значительное совмещение этих этапов во времени. В зависимости от крупности выявленного месторождения, может оказаться целесообразным опережающее эксплуатационное бурение и даже начало обустройства. В

результате весь период подготовки к разработке месторождения может быть сокращён до 4-6 лет.

Ценность добытой продукции может исчисляться по внутренним или мировым ценам - в соответствии с рассматриваемыми вариантами проекта.

Расчет затрат и ожидаемого эффекта производится по каждому прогнозируемому месторождению в соответствии с условиями освоения его ресурсов.

По потоку наличности определяется величина внутренней нормы прибыли. Указанный критерий дает представление об экономической ценности ресурсов и запасов для определенных, фиксированных на момент оценки, условий состояния промышленности.

Достоверность экономической оценки сопряжена с рисками в части геологической оценки ресурсов и запасов; степени извлечения нефти, конденсата и газа; прогнозных цен на добываемую продукцию и используемые ресурсы.

Также учитываются возможные потери инвестиций. При этом выделяются две основные группы показателей. Первая – характеризует потери в случае получения отрицательного результата работ, вторая –

потери, которые связаны с неполным подтверждением прогнозируемых ресурсов.

Показатели первой группы позволяют прогнозировать убытки инвестора на поисковом и разведочном этапах подготовки запасов.

В качестве отрицательного результата для поискового этапа принимается отсутствие месторождения на перспективной структуре, для разведочного – отнесение разведанного объекта к категории непромышленных. В основе определения этих убытков лежат расчет

затрат на проведение работ данной стадии и вероятность получения отрицательного результата.

Определение показателей второй группы основывается на расчете потерь чистого дохода при неполном подтверждении первоначальной оценки ресурсов.

Изложенная методика экономической оценки морских углеводородных ресурсов подходит для применения в условиях казахстанского сектора Каспийского моря.

Целью экономической оценки ресурсов является, прежде всего,

определение потенциального эффекта в денежном выражении с учетом фактора времени от эксплуатации выявленных и прогнозируемых месторождений.

С ее помощью могут быть решены многие задачи, среди которых наиболее важные:

∙денежная оценка ресурсов, позволяющая определить их экономическую значимость и ценность выделенных участков недр;

∙экономическая классификация ресурсов, суть которой - разделение

на группы потенциальных месторождений различной экономической значимости, что позволяет в дальнейшем ранжировать их по степени эффективности освоения во времени, принимая во внимание изменение внешних экономических условий;

∙геолого-экономическое районирование, предполагающее, по существу, дифференциацию акваторий по ценности их недр.

Вданном параграфе работы приведены результаты изучения программы освоения углеводородных ресурсов казахстанского сектора Каспийского моря и описаны принципы экономической оценки запасов нефти и газа континентального шельфа в условиях Северного Каспия.

Изложена методика оценки морских углеводородных ресурсов применительно к условиям Казахстанского сектора Каспийского моря.

2.2 Экономико-экологические критерии оценки эффективности освоения оффшорных нефтегазовых месторождений

Основными критериями оценки эффективности освоения оффшорных месторождений углеводородного сырья, экологического состояния месторождений нефти и газа являются качество воды и воздуха, биоресурсы морской среды, растительный покров и животный мир и, следовательно, состояние здоровья производственного персонала. Например, качество воды и растительный покров можно рассматривать в качестве индикатора происходящих процессов. По его характеру, составу,

структуре можно сделать выводы о степени воздействия на природные экосистемы и прогнозировать их состояние на перспективу [42,43].

В основу оценки эффективности освоения нефтегазовых месторождений и, соответственно, экологического состояния региона могут быть положены такие критерии (показатели) как:

∙тип популяции, биоразнообразия;

∙проективное покрытие и обилие;

∙жизненность, животный мир;

∙экобиоморфы и их соотношение;

∙степень освоения биогоризонтов;

∙продуктивность;

∙наличие или потеря основных функций растительности;

∙флора и фауна;

∙состояние здоровья человека.

Рекомендуется оценку экологического состояния проводить на картографической основе. Мелкомасштабные картографические модели существуют, но тем не менее наиболее ценными являются крупномасштабные экологические карты (М 1:25000 или 1:50000), которые

детально и подробно могут характеризовать состояние растительного покрова или других компонентов экосистем вокруг отдельных скважин, технологических установок и других объектов нефтегазовой отрасли.

Следует особо подчеркнуть, что благодаря молодости суши, цикличности регрессий Каспийского моря, растительный покров

Прикаспийской низменности отличается крайней неустойчивостью и динамичностью. Однако этот факт не учитывается при разработке нефтегазовых месторождений.

Критериями экологического состояния почвенной территории промышленной зоны (вокруг технологических объектов добычи, подготовки, транспортировки углеводородного сырья) являются следующие параметры:

∙площади деградированных территорий (неудобей), в % общей площади промышленной зоны;

∙площади выведенных из сельхозоборота земель, в % от общей площади промысла;

∙увеличение площади подвижных песков, в % от общей площади территории, занятой производством;

∙снижение почвенного потенциала (суммарный балл деградации) земель в % от общей площади промышленной зоны;

∙тренд развития на вариант нагрузок.

В целом, критерии оценки экологического состояния природной

среды и эффективности работы объектов нефтегазового производства должны включать реестр нагрузок: параметры, отражающие устойчивость

иструктурно-функциональную организацию экосистем различного ранга; показатели тренда их развития (направление трансформации в экосистемах при различных формах воздействия); индикаторные деструкции экосистем (по автотрофному, гетеротрофному и абиотическому блоку); экологический индекс (соотношение фоновых и измененных экосистем) в выделе: промысел – промышленная зона.

Задачу о рациональном взаимодействии производства с природой путем замкнутой «безотходной технологии» полностью не решить, так как в этом случае один из компонентов системы (природа) исключается из рассмотрения. Изучение процесса общественного производства с окружающей средой требовало применения, как инженерных методов, так

иэкологических, что привело к развитию нового научного направления на стыке технических, естественных и социальных наук, называемого инженерной экологией.

Общим экологическим нормативом, критерием экологической

безопасности для всех производственных систем является сохранение их динамических качеств, прежде всего надежности и устойчивости.

Одним из перспективных направлений решения задач эколого-

экономического характера является разработка и внедрение безотходной технологии в нефтегазовой и других отраслях промышленности. Внедрение безотходных технологий взамен традиционных, вызывает необходимость проведения их количественной и эколого-экономической оценки. В качестве количественного критерия можно предложить

коэффициент (уровень) безотходности (КБ) технологических процессов и объектов добычи, подготовки, транспортировки нефти и других производств.

Предлагается следующий интегральный коэффициент безотходности процесса (производства) и формула для его расчета:

КБ = КМ * КЭ.

где КМ - коэффициент полноты использования материально сырьевых ресурсов, который рассчитывается по формуле: