Стоимостной инжиниринг в бурении: создание прототипа программного комплекса по оценке стоимости скважины и его возможности

И.Ф. Рустамов, А.О. Соболев, Г.В. Созоненко, (ПАО «Газпром нефть»), Ю.В. Максимов, С.В. Третьяков, С.И. Семенов, А.А. Карачев, А.Н. Хомицкий, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») 

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

В 2014 г. в ООО «Газпромнефть НТЦ» стартовал проект по разработке инструментов для прогнозирования стоимости скважин [1]. В связи с этим была создана концепция реализации данных инструментов, формирования методических документов и базы данных. Работа проводилась мультифункциональной рабочей группой, состоящей из специалистов разных дочерних обществ компании, научно-технического центра и корпоративного центра компании.

Блок-схема прототипа

Согласно концепции разработки инструмента были выделены два основных направления оценки стоимости скважины: техническое и экономическое (рис. 1). На основании этого была составлена блок-схема прототипа программного комплекса [1]. Его ядром является стоимостная модель, позволяющая вносить данные, опираясь на техническую и стоимостную базы данных путем сопоставления функциональных зависимостей физических и стоимостных параметров, проводить вычисления по единому алгоритму расчета стоимости скважины.

Рис 1. Основные направления оценки стоимости скважины (средняя скважина — параметры скважины приняты по средним показателям в регионе; ННС, ГС, МЗС — скважина соответственно наклонно направленная, горизонтальная и многозабойная; скважина-представитель — детализировано рассчитанная скважина на основе геологических параметров, опыта бурения, необходимых сервисов, норм и регламентов строительства)

Модель расчета физических показателей скважины

В техническую часть прототипа включены:

— модель расчета физических показателей бурения;

— базы данных типовых технических решений ;

— база данных опыта строительства скважин по регионам присутствия компании, сформированная на основе базы данных «Системы мониторинга бурения».

Весь процесс строительства скважины был разделен на основные модули, при этом самый большой модуль «Технологии бурения» разделен на основные блоки (рис. 2). Для каждого модуля и блока разработано техническое задание на программирование прототипа программного комплекса, включающее:

— описание возможных вариантов расчета;

— определение необходимых исходных данных ввода;

— определение предпосылок для упрощения расчета;

— применение РД и регламентов к алгоритму выбора/расчета;

— описание проведения расчетов/выбора;

— создание блок-схемы по выбору/расчету;

— создание базы данных типовых технических решений и алгоритма выбора исходя из опыта бурения;

— определение необходимых выходных данных для следующих модулей и блоков.

Рис. 2. Структура модулей прототипа программного комплекса по оценке стоимости скважины (ГРП — гидроразрыв пласта; МТО — материально-технической обеспечение; КРС — капитальный ремонт скважин)

Так как программный комплекс должен предусматривать возможность его использования на различных стадиях проекта, которые отличаются объемом исходной информации, программный комплекс должен предусматривать различные варианты расчета в зависимости от объема и достоверности исходных данных.

Первый вариант — поиск по базе данных месторожденияаналога. Этот вариант используется при недостатке исходных данных и подтверждении от геологической службы месторождения-аналога. Необходимыми данными для расчета стоимости являются глубина спуска колонн по вертикали, толщины стенок и марки стали, глубины скважины, отходы от вертикали, типы КНБК и долот, набор комплексов геофизических исследований скважин (ГИС) и др. Они применяются на основе опыта бурения на месторождении-аналоге в компании.

Второй вариант — расчет по геолого-физическим характеристикам. Для этого необходимо наличие корректной геолого-технической информации, на основании которой выполняется расчет необходимых технологий и их выбор согласно РД и методикам (расчет конструкции по выбросу газа, определение глубин спуска колонн, подбор промывочной жидкости, комплексов ГИС и др.).

Третий вариант — ручной ввод. При этом необходимы наличие полной исходной информации и проведение технических расчетов в специализированном инженерном программном комплексе для расчета физических параметров (Compass, WellPlan, «Бурсфотпроект»). В данном варианте программа позволяет пользователю в ручном режиме вводить параметры конструкции скважины, КНБК, долота и др.

Прототип программного комплекса разработан на базе моделирования в программе Excel с техническим заданием на программирование. Правильно сформулированное техническое задание является основой алгоритма работы модуля.

В разработке модуля прототипа можно выделить следующие этапы.

1. Составление алгоритма решения задачи.

2. Написание текста программы.

3. Отладка программы и тестирование модуля.

При тесном взаимодействии программиста и технических специалистов были разработаны и запрограммированы модули, позволяющие спрогнозировать физические объемы строительства скважины:

— конструкцию скважины на основе распределения градиентов давлений горных пород или выбора по аналогам;

— типовую траекторию скважины с выходом на геологическую цель;

— средние сроки бурения интервалов под каждые секции скважины исходя из фактических данных о пробуренных скважинах на месторождениях ПАО «Газпром нефть».

Кроме того, можно оценить тип буровой установки, тип и требуемые объемы бурового раствора, тип и объемы цементирования, необходимость проведения комплексов ГИС и др. Следующим шагом было подключение стоимостной базы и алгоритма определения сервисных ставок. В итоге программа формирует расчет по форме «заказ-наряд» с прогнозом стоимости скважины на основе выбранных и определенных в предыдущих модулях параметров.

Первая версия прототипа была разработана в течение года. В настоящее время проводятся работы по расширению функционала и улучшению интерфейса прототипа. Результаты тестирования (табл. 1) на объектах дочерних обществ компании показали хорошую сходимость при использовании метода расчета по месторождениям-аналогам, точность расчета составила +11/7%. Наибольшее отклонение зафиксировано по статье затрат «Вышкомонтажные работы», наибольшая сходимость — по статье затрат «Бурение».

Таблица 1

ДО Месторождение Тип скважины Разница между расчетом и фактом, %, по статье затрат
«ВМР» «Бурение» «Освоение» «Стоимость скважины»
ООО «Газпромнефть-Оренбург» Царичанское ГС (длина ствола 900 м) + МГРП (8 стадий) -37 +7 —13 —7
АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» Вынгапуровское ГС (800 м) + МГРП (7) —4 —4 +51 +6
Вынгапуровское ННС + ГРП —4 +14 +4 +11
Филиал «Газпромнефть-Муравленко» Крайнее ГС (700 м) + МГРП (5) +111 —7 +36 +4
Крайнее ННС + ГРП +111 0 +14 +9
ООО «Газпромнефть-Хантос» Приобское ННС + ГРП +173 +11 —17 +9
Приобское ГС (800 м) + МГРП (6) +173 —4 —14 —5

Примечание. МГРП — многостадийный гидроразрыв пласта, ВМР — вышкомонтажные работы.

Возможности использования программного комплекса

При создании программного комплекса по оценке стоимости скважин основная цель состояла в расчете стоимости активов, находящихся на раннем этапе развития (этапы «Поиск», «Оценка» и «Выбор»). В настоящее время прослеживаются тенденции для возможности его использования в текущих активах для бизнес-планирования текущей деятельности на 1–5 лет. При этом следует отметить, что в текущих активах актуальными являются вопрос точности расчета (на уровне ±10 %) и больший уровень декомпозиции по техническим решениям, привязка к текущим договорам ДО, а также возможность управления стоимостью для ее последующего снижения.

С помощью разработанного инструмента были проведены расчеты по определению «Технического предела в стоимости скважины». На основе проекта «Технический предел в бурении» [2–4] было проведено моделирование расчета «Лучшей композитной скважины» (ЛКС) с точки зрения ее стоимости (рис. 3). Если расчет инструмента базируется на принципе: необходимые технологии определяют стоимость, то для расчета технического предела по стоимости для условий одного месторождения были выпонены расчеты исходя из принципа: стоимость определяет технологию. Таким образом, для получения композитной скважины по стоимости необходимо из базы данных удельных стоимостных показателей найти технологические решения, имеющие минимальные цены, и включить в скважину только те объемы, которые необходимы для ее безопасного строительства и достижения геологических целей.

Рис. 3. Определение минимально возможной стоимости скважины при аналогичности входных параметров по ней (ННБ — наклонно направленное бурение; ГТИ — геолого-технические исследования)

Входными данными для данного моделирования являлись: региональное расположение — Ханты-Мансийский автономный округ; месторождение-аналог компании; ННС; отсутствие автономности по дороге и электроэнергии; неучет затрат на мобилизацию станка и ВМР (включение только передвижки); глубина скважины по стволу 3200 м, как средняя глубина ННС для данного месторождения; освоение с ГРП (одна стадия, 50 т проппанта).

Моделирование ЛКС по стоимости включало следующие этапы.

1. Определение минимально необходимой конструкции скважины (глубины, диаметры, марки стали, толщины стенок) по данному месторождению (табл. 2).

Таблица 2

Параметры База данных по месторождению-аналогу Модель
Направление
Диаметр, мм 324,0-324,0 324,0 324,0
Глубина спуска, м 123,6-118,0 156,0 118,0
Толщина стенки, мм 9,5-9,5 9,5 9,5
Марка стали Д Д Д Д
Кондуктор
Диаметр, мм 244,5-244,5 244,5 244,5
Глубина спуска, м 1 171,1-1 101,6 1 204,9 1 101,6
Толщина стенки, мм 10,0-7,9 11,1
7,9
Марка стали Д Д Д Д
Эксплуатационная колонна
Диаметр, мм 168,3-168,3 168,3 168,3
Глубина спуска, м 2 773,4-2 735,8 2 794,2 2 735,8
Толщина стенки, мм 8,9-7,3 10,6 7,3
Марка стали Д Д Е Д

Примечание. В числителе приведен диапазон параметров, в знаменателе — среднее значение.

2. Определение профиля скважины — подбор отхода от вертикали для достижения глубины по стволу 3200 м. Параметры профиля скважины приведены ниже.

Глубина начала набора угла, м...............................1 000

Отход от вертикали, м ..............................................1123

Угол установки глубиннонасосного

оборудования (зенитный угол), градус......................39

Интенсивность набора угла, градус/10 м ....................1

Длина горизонтального участка (для ГС), м...........800

Длина зумпфа (для ННС), м........................................50

Угол входа в пласт (для ННС), градус..........................0

Интенсивность второго участка

набора угла, градус/10....................................................1

Интенсивность падения угла, градус/10......................1

3. На основе профиля скважины рассчитываются глубины спуска обсадных колонн по стволу.

4. Время строительства скважины определено минимальными затратами времени на постоянные операции (ВМР, пуско-наладочные работы (ПНР), геофизические работы, непроизводительное время) и максимальными значениями механических скоростей за интервал. По креплению скважины приняты средние значения параметров для соответствия регламентам по цементированию (табл. 3).

Таблица 3

Параметр База данных по месторождению-аналогу Модель
Направление
Время бурения, ч 6,3
Скорость бурения за интервал, м/ч 2,0-19,7 7,8 19,7
Время, ч, на:
ВМР и ПНР 3,0-9,5 5,8 3
геофизические работы 0,1-33,2 9,6 0,1
крепление скважины 1,5-80,7 9,3 9,3
НПВ 0-141,0 8,6 0
Кондуктор
Время бурения, ч 19,1
Скорость бурения за интервал, м/ч 6,6-55,1 12,0 55,1
Время, ч, на:
ВМР и ПНР 0,8-4,0 2,4 0,8
геофизические работы 0,4-42,5 6,1 0,4
крепление скважины 0,3-109,0 19,3 19,3
НПВ 0-280,3 15,9 0
Эксплуатационная колонна
Время бурения, ч 18,6
Скорость бурения за интервал, м/ч 0,3-109,0 8,0 109,0
Время, ч, на:
ВМР и ПНР 1,0-12,0 4,6 1,0
геофизические работы 1,7-128,0 11,8 1,7
крепление скважины 0,5-179,3 32,2 32,2
НПВ 0-834,5 37,6 0

Примечание. В числителе приведен диапазон параметров, в знаменателе — среднее значение.

5. На основе базы данных удельных стоимостных показателей выбирается тип бурового станка с минимальной суточной ставкой, соответствующий по грузоподъемности правилам безопасности (грузоподъемность составляет 200 т для данной глубины скважины по стволу). Минимальная ставка в регионе с учетом отсутствия автономности равна 703 тыс. руб. без учета применения системы верхнего привода и триплексных насосов.

6. Аналогично были определены минимальные ставки и технологии для других сервисов: долотный, ННБ, буровые растворы, цементирование, ГТИ, стандартный комплекс ГИС, супервайзерские услуги, освоение скважин.

7. Затраты на обсадную колонну рассчитаны исходя из требуемых характеристик и минимальной стоимости обсадных труб.

В итоге стоимость скважины составила 24,8 млн руб., в том числе затраты на: ВМР (передвижка буровой установки со скважины на скважину) — 0,2 тыс. руб.; бурение — 19,4 млн руб.; освоение — 5,2 млн руб.

Фактическая минимальная стоимость ННС глубиной 3160 м, и бробуренной за 10 сут, по данным 2015 г. месторождения-аналога с учетом идентичности входных данных, принятых для моделирования, составляет 29,5 млн руб. и включает затраты на: ВМР (передвижка буровой установки со скважины на скважину) — 0,1 млн руб.; бурение — 24,4 млн руб.; освоение — 5,0 млн руб.

Результаты моделирования показывают, что фактически пробуренная скважина с минимальной стоимостью на 17 % дороже «лучшей композитной скважины по стоимости». Данное отклонение обусловлено разницей в сроках бурения между техническим пределом в стоимости и фактическим временем, составляющей 5 сут. При моделировании лучшей композитной скважины по стоимости при установлении сроков бурения 10 сут (как по фактической минимальной стоимости скважины) модель показывает сходимость результатов — соответственно 29,2 млн и 29,7 млн руб.

Таким образом, основным фактором, влияющим на стоимость бурения, является срок строительства скважины. Следовательно, можно выделить следующие направления задач «Бизнеса» для снижения стоимости скважины.

1. Сокращение сроков бурения скважины (проект «Технический предел», внедряемый в компании [2]).

2. Снижение стоимости сервисных услуг за счет улучшения системы заключения контрактов, развития рынка сервисных услуг, масштабирования высокотехнологичных услуг.

3. Подборе технологических решений, которые обеспечат оптимальное соотношение между скоростью и безопасностью бурения, достижением геологических целей скважины, с одной стороны, и ее стоимостью (технический предел в стоимости), с другой.

Выводы

1. Разработка и внедрение рассмотренного программного комплекса позволит унифицировать, синхронизировать и обеспечить единство методологии оценки стоимости скважины по всем дочерним обществам компании. Для этого также необходимо формирование единой и эффективной модели ценообразования в области строительства скважины с выделением единых подходов к составлению контрактов и закупке нефтесервисных услуг.

2. Применение вариативного моделирования в инструменте позволит определить набор минимально необходимых технологических решений (технический предел в стоимости скважины) для безопасного бурения скважины с необходимым качеством по минимальной стоимости.

3. Формирование баз данных как физических, так и стоимостных параметров повысит точность оценки стоимости строительства скважин в регионах, не охваченных деятельностью компании.

4. Возможное наполнение баз данных показателями от других добывающих компаний позволит программному комплексу выйти на общероссийский уровень для оценки стоимости строительства скважин по любому региону России.

Список литературы

1. Стоимостной инжиниринг в ПАО «Газпром нефть»: текущая ситуация и перспективы развития/М.М. Хасанов, Ю.В. Максимов, Д.А. Сугаипов(и др.)//Нефтяное хозяйство. — 2015. — № 12. — С. 30–33.

2. «Технический предел» — проект повышения эффективности бурения/С.В. Погадаев, А.О. Соболев, В.А. Карсаков (и др.)//Нефтяное хозяйство. — 2015. — № 12. — С. 28–29.

3. Applying Technical Limit Methodology for Step Change in Understanding and Performance//D.F. Bond [et al.]//SPE 51181. — 1998.

4. Shreuder J.C., Sharpe P.J. Drilling The Limit* — A Key To Reduce Well Costs//SPE 57258. — 1999.

Возврат к списку