Введение. Высокая геологическая неоднородность сложнопостроенных пород-коллекторов с текстурной глинистостью обусловливает необходимость создания особых методик геологического моделирования, позволяющих с максимально возможной точностью учесть все риски, с которыми сопряжена разработка продуктивных коллекторов такого типа. Это является особенно актуальным для 2D-построений, применяемых при концептуальном моделировании, поскольку при расчете карт нефтенасыщенных толщин недонасыщенные области остаются в объеме залежи и могут способствовать как завышению величины запасов, так и некорректной оценке перспективных районов при планировании бурения.

В статье предложен новый подход, позволяющий провести количественную оценку недонасыщенных толщин низкопроницаемых пропластков в пределах отложений с «рябчиковой» текстурой, существенной частью которого является создание адресной петрофизической модели.

Цель. Выработка определенных критериев для корректного прогноза зон развития коллекторов с «рябчиковой» текстурой в разрезах скважин и прогноза их характера насыщенности.

Материалы и методы. В рамках данной работы был использован керновый материал, материалы ГИС и сейсморазведочных работ.

Результаты. Реализован комплексный подход по подбору критериев выявления недонасыщенных толщин и их учету в 2D-геологической модели.

Заключение. Построение петрофизической модели пласта АВ₁² является нетривиальной задачей и сопряжено с рядом сложностей, такими как наличие полосчатого насыщения, низкие фильтрационноемкостные свойства, высокая вертикальная неоднородность, влияние эффекта шунтирования электрического тока тонкими прослоями глин и карбонатно-глинистого цемента на показания методов электрометрии. Основными критериями выделения данных объектов в скважине являются низкие значения эффективных толщин, а также их расположение над водонефтяным контактом. Граничные значения по этим критериям определены на основе нейросетевого анализа, исходя из результатов капилляриметрических исследований методом полупроницаемой мембраны и относительных фазовых проницаемостей на керне.

Цель. Эффективная добыча углеводородов из месторождений, находящихся на поздней стадии разработки с каждым годом становится все актуальнее в связи с истощением имеющихся месторождений и уменьшающимся количеством открываемых новых месторождений. Эта задача не может быть решена без организации эффективной системы поддержания пластового давления и анализа выработки запасов. В статье приведены результаты применения продвинутой технологии анализа большого массива имеющихся у недропользователя данных для решения этой задачи.

Материалы и методы. Традиционно для решения задачи повышения эффективности системы поддержания пластового давления и увеличения выработки запасов используются сложные методы исследований, включающие значительные затраты на полевые операции, такие как промыслово-геофизические исследования, многоцикловые гидродинамические исследования скважин, межскважинные трассерные исследования, межскважинные гидропрослушивания и др. При этом нестандартный анализ имеющихся промысловых данных обладает высоким потенциалом применения и позволяет получить полезные выводы. В статье показано, что во многих случаях простая корреляция обводненности с дебитом скважины может с высокой вероятностью подсказать, содержит ли добываемая вода непродуктивную компоненту, связанную с наличием заколонных перетоков из водоносных пластов или с поступлением воды из таких пластов в скважину через образовавшуюся негерметичность эксплуатационной колонны.

Заключение. По результатам представленного анализа динамики обводненности скважин выявляются эксплуатационные скважины с нарушениями в работе и непродуктивной добычей воды. Для данных скважин становится возможной корректировка режима работы в случае обводнения по динамически открывающимся и закрывающимся трещинам в коллекторах с нестандартными геомеханическими свойствами. Кроме того, по результатам анализа принимаются взвешенные решения о проведении адресных промыслово-геофизических и гидродинамических исследованиях скважин. Помимо этого, в ряде случаев становится возможным сразу принимать решения о планировании ремонтно-изоляционных работ на скважинах, что повышает экономическую эффективность разработки месторождений, продлевает время жизни месторождений и повышает полноту выработки запасов углеводородов.

Введение. Представление о специфике изменения коэффициента продуктивности в процессе жизненного цикла скважины имеет чрезвычайно большое значение, так как дает возможность объективно оценить добывные возможности разрабатываемого коллектора в различных точках его вскрытия, что в дальнейшем может использоваться для специальных видов анализа и контроля добычи углеводородного сырья из эксплуатируемого объекта.

Цель. Оценка специфики влияния процесса разработки залежи на текущую продуктивность скважин при конкретных горно-геологических условиях

Материалы и методы. Использованы материалы промысловых гидродинамических исследований на стационарных и нестационарных режимах фильтрации, результаты интерпретации геофизических исследований скважин. Применены способы обработки исходных данных методами математической статистики.

Результаты. Получена корреляционная зависимость между относительной продуктивностью скважин и комплексным параметром, который отображает совокупность элементов, характеризующих свойства скважины, пласта-коллектора и критериев, определяющих специфику изменения продуктивности в процессе эксплуатации объекта добычи. Данная зависимость позволяет оценить влияние разработки залежи на текущую продуктивность. Приводятся результаты расчетов, позволяющие определять для конкретной промысловой обстановки коэффициент потенциальной продуктивности вертикальных и горизонтальных добывающих скважин, прогнозировать с учетом изменяющихся начальных условий существования залежи текущий коэффициент продуктивности добывающих горизонтальных скважин, тестировать эффективность геолого-технологических мероприятий.

Выводы. Рассмотренный подход интерпретации исходных данных в границах установленных доверительных интервалов при заданном уровне значимости (вероятности) может служить эффективным инструментом для учета влияния разработки на текущие коэффициенты продуктивности скважин. 

Введение. Интегрированная модель — единая цифровая модель месторождения, состоящая из связанных моделей пласта, скважин и детальной модели наземной инфраструктуры — незаменимый инструмент на всех этапах развития проекта, так как позволяет учитывать максимально возможное количество факторов и ограничений, получать системные решения. Интегрированный подход особенно актуален для пластов с нефтяными оторочками, газовых и газоконденсатных объектов, когда в добываемой продукции содержится большое количество попутного нефтяного и природного газа, когда система «пласт — скважина — сеть сбора и подготовки УВ» неразделима и для прогнозирования добычи, поиска оптимальных проектных решений требуется учитывать взаимовлияние ее компонентов. Однако при работе с интегрированными моделями увеличиваются требования к исходным данным, возрастают трудозатраты и требуемые вычислительные ресурсы как на создание, так и на сопровождение, поддержание модели в актуальном состоянии, снижается оперативность выполнения расчетов и принятия решений. Одна из ключевых стратегических задач компании — обеспечение оптимума создаваемой ценности, следовательно, требуется баланс между детальностью модели и точностью расчета.

Как показывает практика, корректнее говорить не о единой интегрированной модели, а об иерархии интегрированных моделей, или инструментах интегрированного моделирования. Мы используем композиционный принцип применения инструментов интегрированной модели (ИМ), который подразумевает создание готовых моделей-компонент и объединение их в полную модель месторождения в конфигурации, необходимой для решения конкретных задач. При этом для выбора конфигурации интегрированной модели целесообразно использовать принцип Парето: для отдельных задач мы можем несколько упростить модель (модели-компонент), потеряв только 20 % ее свойств, и возможно, что потерянные свойства не будут оказывать какого-либо влияния при решении данной задачи исследования.

Целью работы является создание матрицы применимости интегрированных моделей разной детальности на разных стадиях разработки НГКМ, основанной на многолетнем опыте сотрудников компании.

Материалы и методы. Работа содержит описание на примере крупного газоконденсатного месторождения используемых инструментов интегрированного моделирования, детальность которых изменялась по мере развития проекта:

• модель на основе уравнения материального баланса;
• полноценная модель сети сбора (GAP) с упрощенной моделью пласта (темпы падения), учитывающей расположение проектного фонда и изменчивость геологического строения;
• гидродинамическая модель с опцией Network, которая включает максимально детализированную подземную часть и упрощенную модель системы сбора (VLP);
• полноценная связка подземной части (ГДМ) и наземной (GAP) с помощью Resolve.

Проведены сравнительные расчеты профилей добычи для каждой из них, выделены их преимущества и недостатки, решаемые задачи и роль каждой модели в иерархии интегрированных моделей. Приводится обобщение опыта интегрированного моделирования на ряде нефте- и газоконденсатных месторождений компании в виде матриц применимости ИМ. Детальность ИМ связывается с этапом проекта, исходной информацией, задачи интегрированного моделирования — с задачами проекта на данном этапе.

Результаты. Показано, что введение разумных и обоснованных упрощений, устранение дефектов более простых моделей с помощью аналитических методов, создания пользовательских алгоритмов и Workflow позволяет уменьшить недостатки более простых инструментов и добиться совпадения результатов расчетов разных моделей с высокой точностью.

Введение. Повышение эффективности разработки месторождения является одним из основных вопросов на любом этапе производства, а в условиях падающей добычи шельфовых нефтяных месторождений СП «Вьетсовпетро» (далее — СП) становится особенно актуальным. Поддержание уровней добычи производится за счет формирования и реализации комплексных программ геологотехнических мероприятий (ГТМ). Основная доля получаемой дополнительной добычи нефти приходится на ГТМ из бурения (ВНС, ЗБС). Процесс планирования ГТМ на шельфовых месторождениях имеет ряд принципиальных особенностей, которые учитываются на всех этапах принятия решений — от анализа геолого-промысловых критериев подбора скважин кандидатов до реализации мероприятий.  К таким особенностям можно отнести способы и технологии строительства и крепления скважин.

Материалы и методы. Для эксплуатации скважин и технологического оборудования в СП используются морские стационарные платформы (МСП) и мини-МСП — блок-кондукторы (БК). Бурение скважин на БК осуществляется с помощью самоподъемных буровых установок (СПБУ), тогда как на МСП для проведения работ на скважинах применяются буровые комплексы. Большинство буровых комплексов на МСП в настоящее время демонтировано.

Скважины на МСП с низким текущим дебитом, высокой обводненностью и отсутствием перспективных вышележащих объектов снижают рентабельность добычи, а невозможность зарезки боковых стволов отрицательно сказывается на эффективности выработки остаточных запасов и конечной нефтеотдачи. Остаточные запасы распределены по площади таким образом, что бурение с БК с помощью СПБУ невозможно по причине значительных отходов от вертикали. Незначительные остаточные запасы делают строительство нового морского гидротехнического сооружения (МГТС) экономически неэффективным. Указанные причины и отсутствие свободных позиций для скважин делают невозможными ввод новых скважин на существующих МСП. Данная тенденция отрицательно влияет на текущую эффективность и в перспективе может сказаться на уровнях добычи.

Результаты и выводы. Специалистами НИПИморнефтегаз разработаны новые, ранее не применявшиеся в СП, технические решения по организации дополнительных позиций для скважин, расположенных на МСП, без привлечения краново-монтажного судна для последующего бурения скважин при помощи СПБУ. Данное решение позволило ввести в разработку остаточные запасы и увеличить коэффициент извлечения нефти.

Введение. На протяжении жизненного цикла скважины возможно возникновение межколонного давления в скважине (МКД). В мировой практике скважинной добычи углеводородов (УВ) сложились различные нормативные требования и подходы к работе с этой проблемой.

Целью данной статьи является описание эволюции нормативного регулирования и подходов нефтегазодобывающих компаний к вопросу эксплуатации скважин с МКД, в том числе в отсутствие нормативно-методических рекомендаций, либо их противоречивости.

Материалы и методы. Комплексно использованы отраслевые нормативные и методические документы, а также локальные нормативно-методические документы (НМД) различных нефтегазодобывающих компаний. В отсутствие единой базы данных по скважинам с МКД собраны и обобщены разрозненные источники информации, позволяющие увидеть общую картину по работе с фондом скважин с МКД в мире.

Результаты. Выполненный анализ продемонстрировал эволюцию нормативного регулирования и текущее положение отечественных нефтегазодобывающих компаний, которые, в отсутствие, единого подхода к работе с фондом скважин МКД, выбирают различные варианты совмещения требований локальных НМД и регуляторных органов, используют лучшие мировые практики по обеспечению целостности скважин.

Выводы. В статье показаны реальные примеры локальных НМД нефтегазодобывающих компаний, а также тенденции дальнейшего совершенствования и гармонизации отраслевых стандартов и регламентирующих документов различных стран.

Введение. Данная статья посвящена автоматизации задач инжиниринга с учетом вероятностного характера оценки актива в условиях огромного количества вариантов профилей добычи флюидов по технологии окупаемости MEFS.

Цель. Разработка оригинальных алгоритмов расчета обустройства на ранних этапах жизни проекта, определения физических и стоимостных характеристик объектов капитального строительства с учетом неопределенности объема ресурсной базы, вариации программы ГРР, определения оптимальных решений по концепции разработки и обустройству месторождения в актуальных экономических предпосылках.

Материалы и методы. Автоматизация расчетов в части обустройства на уровнях окупаемости MEFS I и II реализована путем оценки затрат, приходящихся удельно на единичную скважину на кустовой площадке. Далее затраты умножаются на количество скважин в соответствии с графиком строительства и ввода скважин в эксплуатацию, в результате чего формируется общая стоимость объектов инфраструктуры для данных уровней окупаемости. На уровне MEFS III к затратам предыдущего уровня добавляются затраты на строительство объектов подготовки продукции скважин и внешнего транспорта товарной продукции. Задача автоматизации блока обустройства на данном уровне состоит в корректном масштабировании физических и стоимостных параметров объектов инфраструктуры для выбранной концепции обустройства.

Результаты. Для выполнения вероятностных расчетов инфраструктуры специалистами Центра оценки и анализа проектов  разработан расчетный модуль «Обустройство». Данный инструмент позволяет сформировать интегрированную вероятностную модель «разработка–инфраструктура–экономика» для этапа «Доступ». Время расчета на один вариант составляет около 5 секунд.

Заключение. Предложенный авторами инструмент позволяет с достаточной точностью и скоростью выполнять расчеты инфраструктуры при вероятностной оценке на ранних этапах жизни проекта по технологии MEFS.

Ачимовская толща является перспективной для разработки трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ), она представлена чередованием плотных мелкозернистых песчаников и глин, нефть распределена неоднородно, пласты разрозненные, геологическое строение сложное.

Цель. Описание эффективных методов глушения скважин с АВПД с помощью интеллектуальных систем. Поиск решений новых подходов и прорывных технологий в области глушения скважин.

Материалы и методы. На текущий момент опробованы разные технологические решения и определены подходы к каждому типу скважин, позволяющие регулировать технологический процесс. Однако работа с Ачимовской толщей требует высокотехнологичных методов. Глушение скважин — первый подготовительный этап перед началом цикла «жизни» скважины или уже в процессе добычи перед плановыми ремонтами, и именно на этом этапе необходимо сконцентрироваться на новых технологиях, расчетах и операционном процессе. В данной статье предложен к рассмотрению один из перспективных методов глушения скважин с применением цифровых продуктов и автоматизированного оборудования. Приведены примеры моделирования процесса глушения и получения данных по окончании работ в виде графических изображений. Проведен сравнительный анализ показателей фактического и планового выполнения работ. Сходимость результатов при глушении скважин составила 99 %.

Предложенный метод позволяет повысить качество выполняемых работ по глушению скважин и является технологическим прорывом. Кроме того, глушение скважин с применением цифровых продуктов позволит более точно формировать расчеты, снизит влияние человеческого фактора, сохранит добычные характеристики скважины и обеспечит увеличение межремонтного периода.

Результаты. Разработка программного комплекса для глушения скважин позволит исключить перерасход раствора и сократить затраты на дополнительные объемы в процессе глушения скважин.

Заключение. Таким образом, программное обеспечение необходимо для моделирования процесса циркуляции и очистки скважины, гидродинамических потерь, проведения расчётов эффективного замещения растворов другими технологическими жидкостями. Для внедрения данного продукта необходимы дополнительные полевые испытания.

Цель. С целью увеличения выхода товарной нефти рассмотрен способ сокращения капельного уноса жидкости на факельную систему и снижения жирности попутного нефтяного газа (ПНГ) на установке подготовки нефти (УПН) месторождения в Ираке путем охлаждения сырьевого потока в аппаратах воздушного охлаждения (АВО).

Материалы и методы. Создана интегрированная модель месторождения, включающая модели скважинных лифтов, устьевых штуцеров, нефтесборной сети, АВО, материально-теплового баланса УПН. Выполнена оценка эффективности использования АВО при подготовке нефти с учетом сезонной температуры воздуха.

Показаны основные преимущества и недостатки применения предлагаемой схемы.

Результаты. По результатам комплексной оценки принято решение о реализации пилотного проекта с помощью арендованного оборудования. Анализ последующего практического опыта применения АВО подтвердил расчетное изменение технологического режима УПН и качества нефти: снижение газового фактора нефти, разгрузка сепараторов, минимизация уноса газового конденсата, уменьшение плотности нефти за счет сохранения конденсата в жидкой фазе, при этом давление насыщенных паров (ДНП) остается в допустимых товарной спецификацией значениях. Важно отметить, что выполнялся пересчет значений истинного давления паров под климатические условия: по этому параметру устанавливаются минимально допустимые температуры охлаждения, а также обеспечивается безопасность транспортировки нефтевозами в жарком климате (до 55 °С) без испарения.

Заключение. Рассмотренный в статье АВО, использованный для пилотного проекта, изначально спроектирован и изготовлен для применения на другом месторождении. Поэтому одной из задач проекта стало обоснование применимости данного АВО в схеме подготовки для месторождения с завершенным обустройством. Новизна работы заключается в нестандартном применении АВО в схеме подготовки нефти.

Результаты моделирования работы АВО в схеме подготовки нефти и фактическая работа установленного АВО показывают увеличение объема товарной продукции УПН при низких капитальных и операционных затратах. По результатам успешной реализации пилотного проекта принято решение о тиражировании решения на месторождении для максимизации выхода товарной нефти.

Введение. При повышенном выносе механических примесей (песка, проппанта и др.) из добывающих скважин наибольшее количество этих примесей скапливается (осаждается) во входном сепараторе как в первом по ходу движения продукции скважин емкостном аппарате. В типовых нефтегазовых сепараторах не предусмотрена возможность накопления и отвода механических примесей. Это приводит к попаданию механических примесей в аппараты установки подготовки нефти и нарушению режима работы этих аппаратов.

Цель. Для улавливания осаждающихся твердых частиц примесей предлагается создавать в нижней части сепаратора неподвижную водную зону за счёт размещения входного отверстия штуцера вывода жидкости на некоторой высоте от днища аппарата и накапливающиеся в ней механические примеси выводить из аппарата вместе с водой через специальные патрубки вывода.

Материалы и методы. Механические примеси выводятся из сепаратора вместе с частью воды через дренажные штуцеры и направляются в дренажную ёмкость, состоящую из двух отсеков.  Шлам оседает и скапливается в первом отсеке ёмкости, откуда специальным погружным насосом откачивается на утилизацию. После заполнения первого отсека верхний слой очищенной от шлама воды перетекает через перегородку между отсеками и заполняет второй отсек. Из второго отсека очищенная от шлама вода погружным насосом рециркулируется в водную зону аппарата на вход размывающих шлам форсунок.

Результаты. Технологический расчёт аппарата проектного размера на способность отделения и улавливания механических примесей заключается в определении времени осаждения механических примесей из движущегося слоя жидкости в неподвижный (подстилающий) слой воды (τ_ос), и сопоставлении этого времени с потенциальным временем пребывания жидкости в аппарате (τ_жв). Для обеспечения осаждения механических примесей необходимо, чтобы время пребывания жидкости в аппарате было больше, чем время достижения частицей поверхности водного слоя т.е. τ_жв > τ_ос.

Заключение. Даны расчётные зависимости для определения скорости и времени осаждения механических примесей в модифицированном входном сепараторе в зависимости от режимов его эксплуатации и физикохимических свойств продукции скважин.

Приведены результаты расчётов времени осаждения механических примесей (истинная плотность ρ_пр = 2500 кг/м³) в нефти, отделяемой от газа во входном сепараторе объёмом 100 м³, в зависимости от размеров осаждаемых частиц при различных расходах жидкости.

Введение. В статье даны алгоритмы расчёта размеров аппаратов и приведён пример построения диаграмм для определения диаметра аппарата при заданном расходе и температуре процесса сепарации.

Цель. В исходных данных о физико-химических свойствах жидкости, на основании которых осуществляется технологический расчёт нефтегазосепарационного оборудования, как правило, не приводятся реологические свойства водонефтяных эмульсий. Поэтому в начале расчёта задают время пребывания жидкости в аппарате, ориентируясь на известную плотность нефти и заданное водосодержание в водонефтяной смеси, которое может быть достигнуто за время эксплуатации. После определения размеров аппарата по заданному времени пребывания оценивают фактическое время нахождения жидкости в зоне разгазирования и сопоставляют с заданным. Для определения фактического времени нахождения жидкости в зоне разгазирования необходимо рассчитать скорость всплытия пузырьков газа в жидкости, для чего необходимо знать её плотность и вязкость.

Материалы и методы. Для технологического расчета нефтегазосепарационного оборудования предложены корреляционные формулы расчёта вязкости нефти и водонефтяных эмульсий Западной Сибири в зависимости от плотности нефти, полученные путём обработки экспериментальных данных для более чем 35 проб нефти с плотностью от 810 до 940 кг/м³ при 20 °С.

Результаты. Приведены корреляционные зависимости водосодержания, при котором происходит расслоение эмульсии (точки расслоения), от плотности нефти, по которым можно оценить максимальное значение вязкости водонефтяной эмульсии при заданной температуре процесса.

Заключение. Полученные корреляционные формулы при некоторых допущениях могут быть использованы для определения размеров нефтегазосепарационного оборудования.

Моделирование скважин, в частности прогнозирование забойного давления, является важной задачей, типичной при интегрированном моделировании активов (ИМА). Скважина, как элемент, связывающий пласт с наземной сетью сбора, должна описывать движение двухфазного флюида через неё. Для выбора режима работы скважины необходимо описать зависимость забойного давления от промысловых параметров.  Классическим подходом является прямой расчет по эмпирическим корреляциям — физическим уравнениям, построенным по экспериментальным данным, либо по механистическим моделям, основанным на физических законах. Они требует больших вычислительных мощностей, экспертизы  специалиста при построении и адаптации модели и, как следствие,  больших временных ресурсов.

Цель. Целью работы является сокращение использования зарубежных дорогостоящих программных пакетов и ускорение создания ИМА. В статье предлагается новый подход моделирования скважины в рамках ИМА. При помощи модели машинного обучения описывать скважину как зависимость забойного давления от производственных параметров.

Материалы и методы. Скважина симулируется при помощи модели машинного обучения типа «Случайный лес», состоящей из ассамблеи «Деревьев решений», с применением техники градиентного бустинга. В качестве данных для моделирования используются численные значения производственных параметров, свойств флюида и элементов ИМА. Программная часть реализована средствами языка python при помощи библиотеки scikit-learn.

Результаты. Разработанная модель была протестирована на синтетических и реальных данных различных месторождений. Предлагаемый подход превосходит текущие решения в скорости расчета и предсказательной способности, а также позволяет использовать меньшее количество дорогостоящих лицензий и в случае использования реальных данных позволяет не создавать модели скважин в симуляторах.

Заключение. Благодаря высокой предсказательной способности предлагаемый алгоритм будет внедрен в производственные процессы в качестве модели скважины при создании интегрированной модели месторождения.

Введение. Беспилотные летательные аппараты, или беспилотные авиационные системы (БАС), имеют большой потенциал для оптимизации геолого-разведочных работ на всех этапах. В данном исследовании рассматривается внедрение БАС на разных этапах разведки.

Цели. Целью данной работы является демонстрация результатов применения технологий БАС на всем цикле проведения геолого-разведочных работ: от этапов самого раннего изучения до завершения поисковоразведочного бурения.

Материалы и методы. Комплексный подход с использованием БАС показывает большую эффективность по результатам проведенных исследований. Электроразведка на малых глубинах методом мелководной электроразведки — одна из возможных технологий БАС с большим потенциалом. В этом исследовании есть несколько кейсов, описывающих основные промысловые данные, обработанные модели и разрезы.

Результаты. Основные результаты получены в ходе полевых работ с использованием различного навесного оборудования и комплекса БАС. Ключевыми результатами применения данных технологий стали сокращенные сроки этапа геологоразведки, вплоть до одного полевого сезона, сокращение стоимости проведения отдельных этапов геологоразведки, вплоть до 50 % стоимости работ, а также снижение выбросов СО₂ и антропогенного следа в целом.

Заключение. Развитие данного направления видится в усовершенствовании научно-методической базы проведения полевых и камеральных работ, развитии алгоритмов обработки и интерпретации материалов, а также в развитии измерительных систем совместно с доработкой беспилотных носителей под конкретные нужды геологоразведки.

События последних лет (ограничения добычи нефти в рамках ОПЕК) показывают нам, что необходимо разрабатывать подходы, которые будут способствовать поиску оптимальных вариантов эксплуатации действующих месторождений, необходимых для сохранения и максимизации экономической эффективности проектов компании.

Цель. Максимизация экономической эффективности активов компании за счет разработки и внедрения методики «Пирамида затрат» по оценке рентабельности всех уровней базовой добычи (скважина, кустовая площадка, кластер).

Материалы и методы. В процессе проведения анализа существующих экономических методов оценки и отчетности было выявлено, что обеспечены оценкой экономической эффективности только уровни «Скважина» и «Месторождение». Однако для повышения точности результатов расчетов необходима разработка новой методики, которая позволяет провести оценку отсутствующих уровней, например «Кустовая площадка» и «Кластер». Для того чтобы реализовать эту возможность, во-первых, был выполнен анализ свода затрат по статьям, в результате выделено 2 новых удельных показателя: условно-постоянные затраты на кустовую площадку, условно-постоянные затраты на кластер. Во-вторых, добавлена оценка нагнетательных скважин. На основе разработанной методики был создан прототип цифрового инструмента на языке программирования Python, который позволяет существенно сократить время расчетов.

Результаты. Была сформирована методика по распределению затрат «Пирамида затрат» и разработан прототип цифрового инструмента для оценки рентабельности фонда, на основе которых идентифицирован потенциал прироста FCF (Free Cash Flow, свободный денежный поток) на примере ряда действующих месторождений.

Заключение. Полученные результаты работ подтверждают, что разработанный инструмент по оценке рентабельности фонда позволяет сформировать рейтинг нерентабельных объектов и сфокусировать оптимизационные мероприятия для максимизации FCF проектов компании, в том числе в рамках внешних ограничений.