25 июня 2020
В РФ рентабельны только 22% фонда скважин
Нужны новые подходы к планированию
Автор:
«Нефтегазовая вертикаль»
Очевидно, что в России основным источником снижения добычи в рамках сделки ОПЕК+ в 2020 году будет остановка скважин базового фонда, в 2021–2022 годах дополнительно к этому будет пересмотрен объем нового бурения. Об этом рассказали «Нефтегазовой вертикали» эксперты Vygon Consalting.
По их словам, важно понимать, что скважинный фонд у каждой компании имеет свои особенности и во многом зависит от структуры портфеля месторождений.
Ключевыми индикаторами качества активов являются доля выработанных и высокообводненных запасов, количество трудноизвлекаемых запасов, история эксплуатации месторождений и технологические особенности разработки. Учитывая, что России не существует скважин-близнецов, решения по сокращению потерь по всему портфелю активов не могут быть универсальными. Нужен высокоточный инструмент, позволяющий решать проблему адресно.
В этом смысле, по словам экспертов, наиболее оптимальным
механизмом является поскважинный технико-экономический аудит. Он предполагает оценку экономической эффективности каждой добывающей скважины с привязкой (например, по радиусу приемистости) к ней группы нагнетательных скважин на основе данных гидродинамической модели
Эксперты VC указывают, что в сегодняшних макроэкономических условиях (цена нефти марки Urals $25/барр и курс 75 руб./ $) рентабельно только 22% фонда скважин, доля рентабельной базовой добычи составляет 68%, добычи от нового бурения – 22%.
При этом риски повторения кризисов, подобных нынешнему, остаются, и поэтому России необходимо задуматься о смене парадигмы стратегического планирования.
«Прежде всего, необходимо внедрять мультисценарный подход: кроме сценария цен на нефть и опций развития актива должны использоваться налоговый сценарий и сценарий ограничения добычи», – говорят эксперты.
Более подробно о технико-экономическом аудите скважин и новых подходах к планированию см. материал «Переход на поскважинный учет» в июньском номере «Нефтегазовой вертикали».
По их словам, важно понимать, что скважинный фонд у каждой компании имеет свои особенности и во многом зависит от структуры портфеля месторождений.
Ключевыми индикаторами качества активов являются доля выработанных и высокообводненных запасов, количество трудноизвлекаемых запасов, история эксплуатации месторождений и технологические особенности разработки. Учитывая, что России не существует скважин-близнецов, решения по сокращению потерь по всему портфелю активов не могут быть универсальными. Нужен высокоточный инструмент, позволяющий решать проблему адресно.
В этом смысле, по словам экспертов, наиболее оптимальным
механизмом является поскважинный технико-экономический аудит. Он предполагает оценку экономической эффективности каждой добывающей скважины с привязкой (например, по радиусу приемистости) к ней группы нагнетательных скважин на основе данных гидродинамической модели
Эксперты VC указывают, что в сегодняшних макроэкономических условиях (цена нефти марки Urals $25/барр и курс 75 руб./ $) рентабельно только 22% фонда скважин, доля рентабельной базовой добычи составляет 68%, добычи от нового бурения – 22%.
При этом риски повторения кризисов, подобных нынешнему, остаются, и поэтому России необходимо задуматься о смене парадигмы стратегического планирования.
«Прежде всего, необходимо внедрять мультисценарный подход: кроме сценария цен на нефть и опций развития актива должны использоваться налоговый сценарий и сценарий ограничения добычи», – говорят эксперты.
Более подробно о технико-экономическом аудите скважин и новых подходах к планированию см. материал «Переход на поскважинный учет» в июньском номере «Нефтегазовой вертикали».
Читайте также