Журнал KAZENERGY 2013. №2 (57)

Основной трудностью является корректный подсчет остаточных запасовдля обоснования затрат по «опекс» и «капекс». Ниже приведенысредние показатели по увеличению КИН и добавленной стоимостидобычи.Отношение доп.стоимости к коэф.нефтеотдачив зависимости от применяемых технологий60Дополнительная стоимость добычи, $/баррель5040302010ТепловыеCO2ЗаводнениеПАВПолимерное00102030405060 70 80Коэф. нефтеотдачи, %Как видно из графика возможно увеличение себестоимости до 50 у.е.и это стоимость работ в США, где сервисные компании более доступныи имеется конкурентная среда по доступным технологиям.Для проектов, которые уже на последней стадии разработки помимопадения дебита по нефти сопутствует ряд дополнительных затрат. Кпримеру, увеличение добычи попутной воды, которую необходимодобывать, сепарировать, транспортировать и утилизировать. У насв стране, лично я не видел недропользователя, который считал быданные расходы. При увеличении дебита по воде, возникают проблемымеханических примесей и солеотложения, что увеличивает числоостановок скважины для ремонта. Остановленная скважина-потеряпо дебиту, соответственно потерянная прибыль, у нас не учитываютданную графу, что впоследствии приводит к низкой эффективностикомпании-оператора.Как решить проблему?Возможными основными стратегическими задачами являются:• Снижение себестоимости добычи - оптимизация механизированнойдобычи, используя методы узлового анализа – подбор технологиидобычи;• Увеличение коэффициента нефтеотдачи экономически рентабельнымпутем;• Увеличение коэффициента вытеснения нефти – применяя новыетехнологии;• Внедрение понятия NPV, IRR для утверждения любых затрат по«опекс» и «капекс».Ниже приведены три возможных решения или улучшения состояния«зрелых» месторождений.Kazenergy 103