ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ПОДХОД К ВЫБОРУ ДЛИНЫ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ КОНДЕНСАТООТДАЧИ

УДК 622.279

Аннотация

Газоконденсатные залежи Бухара-Хивинского нефтегазоносного региона Узбекистана характеризуются высоким начальным содержанием конденсата (до 209 г/м³), что делает задачу максимизации конденсатоотдачи приоритетной при проектировании систем разработки. Применение горизонтальных скважин снижает депрессию на пласт, препятствует выпадению конденсата в призабойной зоне и увеличивает коэффициент извлечения конденсата. Однако рост капитальных затрат с увеличением длины горизонтального участка требует экономического обоснования оптимальной длины ствола.

Целью настоящей работы является определение экономически оптимальной длины горизонтального участка скважины на основе сравнительного анализа четырёх вариантов разработки: вертикальная скважина (базовый) и горизонтальные с длиной участка 284 м, 500 м и 1000 м. В качестве экономических критериев применены: суммарная выручка за жизненный цикл скважины, рентабельность инвестиций (ROI), абсолютная и приведённая абсолютная эффективность, показатель относительной эффективности Z, а также прирост выручки на один погонный метр горизонтального ствола.

Установлено, что оптимальной длиной горизонтального участка является 615 м, при которой достигается максимум приведённой абсолютной эффективности при всех рассмотренных сценариях стоимости строительства. Диапазон высокой эффективности составляет 500–730 м, минимальная экономически оправданная длина — 475 м.

Abstract

Gas-condensate reservoirs of the Bukhara-Khiva petroleum region of Uzbekistan are characterized by a high initial condensate content (up to 209 g/m³), which makes maximizing condensate recovery a priority in field development design. The use of horizontal wells reduces reservoir drawdown, prevents near-wellbore condensate dropout, and increases the condensate recovery factor. However, the increase in capital costs with horizontal section length requires economic justification of the optimal wellbore length.

The aim of this study is to determine the economically optimal horizontal well length based on a comparative analysis of four development scenarios: a vertical well (baseline) and horizontal wells with section lengths of 284 m, 500 m, and 1000 m. The economic criteria applied include cumulative lifetime revenue, return on investment (ROI), absolute and reduced absolute efficiency, the relative efficiency indicator Z, and incremental revenue per linear meter of horizontal section.

It was found that the optimal horizontal section length is 615 m, at which the maximum reduced absolute efficiency is achieved across all construction cost scenarios. The high-efficiency range is 500–730 m, and the minimum economically justified length is 475 m.

Ключевые слова: газовый конденсат, горизонтальная скважина, конденсатоотдача, оптимальная длина, рентабельность инвестиций (ROI), приведённая абсолютная эффективность, экономическое обоснование.

Keywords: gas condensate, horizontal well, condensate recovery, optimal length, return on investment (ROI), reduced absolute efficiency, economic justification.

Введение

Газоконденсатные месторождения Бухара-Хивинского нефтегазоносного региона Узбекистана характеризуются значительным содержанием тяжёлых углеводородов в пластовом газе. Начальное потенциальное содержание конденсата составляет 209 г/м³, что относит залежь к категории высококонденсатных. При падении пластового давления ниже давления начала конденсации жидкая фаза выпадает в призабойной зоне, безвозвратно теряя наиболее ценный компонент добываемого флюида [1].

Применение горизонтальных скважин снижает депрессию на пласт, уменьшает интенсивность выпадения конденсата в призабойной зоне, а коэффициент извлечения конденсата возрастает на 1,8–5,2% по сравнению с вертикальной скважиной [2]. Вместе с тем удлинение горизонтального участка сопряжено с ростом капитальных затрат, что требует экономического обоснования оптимальной длины ствола.

Целью настоящей работы является определение экономически оптимальной длины горизонтального участка скважины для высококонденсатных газовых залежей Узбекистана. Для достижения цели решались следующие задачи:

- формирование системы экономических критериев оценки вариантов разработки;

- выполнение сравнительного экономического анализа четырёх вариантов: вертикальная скважина и горизонтальные с длиной участка 284 м, 500 м и 1000 м;

- определение оптимальной и минимально экономически оправданной длины горизонтального участка, устойчивой к изменению стоимости строительства скважины.

Материалы и методы

Суммарная выручка за весь период разработки одной скважины [4,5]:

B = Q_г × Ц_г + Q_к × Ц_к ,                                         (1)

где Q_г - накопленная добыча газа, тыс. м³; Ц_г — цена газа, долл./тыс. м³; Q_к - накопленная добыча конденсата, т; Ц_к - цена конденсата, долл./т.

ROI отражает отношение дохода к капитальным вложениям [6]:

ROI = [(B – C_оп) / КЗ] × 100% ,                           (2)

где C_оп - операционные затраты (C_оп = 0,20 × B); КЗ - капитальные затраты на строительство скважины, млн. долл.

Показатель ROI позволяет сравнивать варианты с различными объёмами капиталовложений и сроками разработки. Рост ROI от варианта к варианту однозначно указывает на улучшение финансовой отдачи на вложенный капитал.

Абсолютная эффективность - отношение прироста выручки горизонтальной скважины к её капитальным затратам на строительство [7]:

Э_абс = ΔB / КЗ ,                                                    (3)

где ΔB = B_гор – B_баз - прирост выручки горизонтальной скважины относительно базового варианта (вертикальной скважины), млн. долл. При Э_абс>1 применение горизонтальной скважины экономически оправдано: прирост выручки превышает полные капвложения в скважину.

Показатель относительной эффективности Z - отношение темпа роста удельных дренируемых запасов к темпу роста капитальных затрат. 

Z = (Qгор/Qверт)  / (КВ_гор/КВ_верт),                      (4)

где Q_гор – извлекаемые запасы газа горизонтальной скважины, млн м³; Q_верт – извлекаемые запасы газа вертикальной скважины, млн м³.

Прирост выручки на 1 погонный метр горизонтального ствола характеризует удельную «монетизацию» каждого дополнительного метра горизонтального участка:

ΔB_м = ΔB / L_гор ,  тыс. долл./м ,                          (5)

где L_гор - длина горизонтального участка скважины, м. Этот показатель отражает убывающую отдачу от удлинения скважины и позволяет определить диапазон длин с максимальной удельной экономической эффективностью.

Результаты и обсуждение

Исходные технологические данные и рассчитанные экономические показатели по четырём вариантам разработки приведены в таблице 1 [8].

Таблица 1. Технологические и экономические показатели вариантов разработки газоконденсатной залежи

Анализ таблицы 1 позволяет сделать следующие выводы. Во-первых, общая выручка растёт пропорционально длине горизонтального участка: от 138,2 млн долл. по базовому варианту до 274,1 млн долл. по варианту №3 (1000 м), то есть вдвое. Во-вторых, ROI является высоким для всех вариантов, что объясняется относительно невысокими скважинными капитальными затратами на фоне значительной суммарной выручки за весь жизненный цикл скважины. В-третьих, абсолютная эффективность варианта №3 в 112 раз превышает показатель варианта №1. Это означает, что каждый доллар капитальных затрат в скважину 1000 м возвращает в 112 раз больший прирост выручки, чем в скважину 284 м.

Рисунок 1.  Рентабельность инвестиций (ROI), %

Как видно из рисунка 1, изменение стоимости строительства в диапазоне 200–1000 тыс. долл./100 м влияет на абсолютную эффективность, однако существенно не меняет ROI по вариантам разработки, поскольку капитальные затраты на скважину (3,5–5,5 млн долл.) составляют лишь 2,5–3,9% от суммарной выручки за жизненный цикл. Таким образом, высокий ROI является устойчивой характеристикой всех рассмотренных вариантов разработки, за исключением варианта №1, где ROI ниже базового.

При этом ROI варианта №3 (1000 м, 3 987%) устойчиво превышает ROI базового варианта (3 160%), что подтверждает: удлинение горизонтального участка до 1000 м финансово выгоднее даже с учётом более высоких капитальных затрат. Снижение ROI в варианте №1 (2 735%) по сравнению с базовым объясняется тем, что при минимальном приросте выручки (0,90 млн долл.) капитальные затраты возрастают на 0,57 млн долл., что ухудшает соотношение дохода и вложений.

В работе в качестве ключевого применен показатель относительной эффективности Z, равный отношению темпа роста удельных дренируемых запасов к темпу роста капитальных затрат. Значение Z=1 означает, что горизонтальная скважина обеспечивает такую же отдачу на вложенный доллар, как и вертикальная. При Z ≥ 1 горизонтальная скважина эффективнее вертикальной [9].

Рисунок 2. Зависимость показателя эффективности Z от длины горизонтального участка

На рисунке 2 представлена зависимость Z от длины горизонтального участка. Для базовой цены 200 тыс. долл. за 100 м горизонтального ствола пересечение Z=1 достигается при длине 475 м. Таким образом, минимальная экономически оправданная длина горизонтального участка составляет 475 м. При меньшей длине горизонтальная скважина уступает вертикальной
по интегральному показателю эффективности.

Рисунок 3. Зависимость абсолютной эффективности от длины горизонтального участка скважины

Ключевым инструментом для определения оптимальной длины горизонтального участка является анализ приведённой абсолютной эффективности Э_пр при различных сценариях стоимости строительства (рис. 3) [10].

Из рисунка 3 следует, что при любой из рассмотренных стоимостей строительства (от 200 до 1000 тыс. долл./100 м) максимум приведённой абсолютной эффективности достигается при длине горизонтального участка 615 м. Это означает, что именно длина 615 м обеспечивает наибольший экономический эффект на каждый погонный метр ствола вне зависимости от стоимости бурения. Данный вывод является устойчивым и не зависит от изменения рыночной конъюнктуры цен на строительство.

При стоимости строительства 200 тыс. долл./100 м значения Э_пр монотонно возрастают от 0,70 (при L = 280 м) до максимума 12,00 (при L = 615 м), а затем убывают до 10,25 (при L = 1000 м). Диапазон высоких эффективностей (Э_пр ≥ 11,0) соответствует длинам 550–700 м.

Рисунок 4. Прирост выручки на 1 м ствола, тыс.$/м

На рисунке 4 представлена кривая, отражающая изменение удельного прироста выручки при увеличении длины горизонтального ствола от 284 до 1000 м. При L = 284 м удельный прирост выручки составляет всего 3,2 тыс. $/м. Это связано с тем, что при данной длине (вариант №1) накопленная добыча газа практически не отличается от вертикальной скважины, а дополнительные затраты не окупаются. Резкий рост наблюдается при увеличении длины до 500 м: удельный прирост достигает 82,2 тыс. $/м. Это объясняется значительным увеличением дренируемых запасов при относительно небольшом росте капитальных затрат. Максимальная эффективность зафиксирована при L = 615 м  – 220,9 тыс. $/м. Именно при этой длине каждый дополнительный метр горизонтального ствола приносит наибольший экономический эффект. Снижение эффективности при дальнейшем удлинении: для L = 1000 м удельный прирост падает до 135,9 тыс. $/м. Это связано с тем, что прирост запасов при удлинении с 615 до 1000 м происходит с убывающей отдачей, а капитальные затраты растут линейно.

Оптимальной с экономической точки зрения является длина горизонтального участка около 615 м, так как она максимизирует удельную выручку на каждый вложенный метр. Дальнейшее увеличение длины даёт больший абсолютный прирост выручки, но снижает эффективность использования инвестиций.

Таблица 2. Сводная матрица экономических критериев выбора оптимальной длины горизонтального участка скважины

Заключение

Ключевым результатом настоящей работы является обоснование устойчивости оптимума при длине горизонтального участка 615 м: данная длина обеспечивает максимум приведённой абсолютной эффективности при всех семи рассмотренных ценовых сценариях строительства. Установлено, что рекомендация «615 м» не изменяется при вариации ключевого стоимостного параметра и является функцией, зависящей от пластовых параметров месторождения.

1. На основе актуализированных цен реализации (газ — 60 долл./тыс. м³, конденсат — 500 долл./т) выполнена комплексная экономическая оценка четырёх вариантов разработки газоконденсатной залежи. Суммарная выручка за жизненный цикл одной скважины составила от 138,2 млн долл. (вертикальная) до 274,1 млн долл. (горизонтальная 1000 м).

2. ROI с учётом операционных затрат (20% от выручки) варьируется от 2735% (вариант №1, 284 м) до 3987% (вариант №3, 1000 м), что подтверждает высокую финансовую эффективность всех горизонтальных вариантов разработки. Снижение ROI в варианте №1 по сравнению с базовым объясняется малым приростом выручки при заметном росте капитальных затрат.

3. Приведённая абсолютная эффективность Э_пр достигает максимума при длине горизонтального участка 615 м при всех семи рассмотренных ценовых сценариях строительства скважины (200–1000 тыс. долл./100 м). Диапазон высоких значений Э_пр — 510–730 м.

4. Доля конденсата в общей выручке составила 57–58%, показывая, что конденсат является доминирующей статьёй дохода. Соотношение выручки от газа и конденсата 1:1,35–1,40 подтверждает приоритетность задачи увеличения конденсатоотдачи для высококонденсатных залежей.

Практическая рекомендация для проектных решений: при разработке аналогичных высококонденсатных залежей целесообразно проектировать горизонтальные скважины с длиной ствола в диапазоне 500–730 м, принимая в качестве технико-экономического оптимума 615 м. Дальнейшее удлинение до 1000 м даёт прирост абсолютной выручки, но снижает эффективность использования каждого метра бурения.

Список литературы:

1. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. - Москва: Изд. «Грааль», 2002. - 579 с.
2. Гриценко А.И., Гриценко И.А., Юшкин В.В., Островская Т.Д. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем. - М.: Недра, 1995. - 432 с.
3. Ахмедов М.М., Акрамов Б.Ш. Расчет технико-экономических показателей эксплуатации горизонтальной газовой скважины // Технические науки: проблемы и решения: Сборник статей по материалам LXII международной научно-практической конференции, Москва, 15 июля 2022 года. Том 7 (57). — Москва: Общество с ограниченной ответственностью "Интернаука", 2022. - С. 25-33. - DOI: 10.32743/2587862X.2022.7.57.343659.
4. Лысенкова М.В. Экономика организаций / НОУ «ИНТУИТ», 2017. / [Электронный ресурс]. - Режим доступа: URL: https://new2.intuit.ru/studies/ professional_skill_improvements/20729/courses/834/lecture/31388?page=8&keyword_content=амортизационные+отчисления (дата обращения: 04.06.2026).
5. Коссов В.В., Лившиц В.Н., Шахназаров А.Г. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция). — М.: Экономика, 2000. — 421 с.
6. UNIDO. COMFAR: Users Guide and Reference Manual (Version 2.1). - Vienna: United Nations Industrial Development Organization, 1988. — 295 p.
7. Павловская А.В. Оценка эффективности научно-технических мероприятий. — СПб.: Издательство Политехнического университета, 2013. - 142 с.
8. Ахмедов М.М., Акрамов Б.Ш. О возможности применения горизонтальной скважины для увеличения конденсатоотдачи пласта // Universum: Технические науки: Электрон. научн. журн. 2020. № 6(75). С. 75-79. / [Электронный ресурс]. - Режим доступа: URL: http://7universum.com/ru/tech/archive/item/9714 (дата обращения: 04.06.2026).
9. Акрамов Б.Ш., Ахмедов М.М., Ахмедов М.М. Определение технико-экономических показателей работы горизонтальной газовой скважины // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. — 2022. — № 1-2. — С. 64-68.
10. Зубарева В.Д., Саркисов А.С., Андреев А.Ф. Инвестиционные нефтегазовые проекты: эффективность и риски. — М.: Недра-Бизнесцентр, 2010. — 259 с.

References:

1. Brusilovskiy A.I. [Phase transformations in the development of oil and gas fields]. – Moscow: Izd. «Graal'», 2002. – 579 p. (In Russ.)
2. Gritsenko A.I., Gritsenko I.A., Yushkin V.V., Ostrovskaya T.D. [Scientific foundations for predicting the phase behavior of reservoir gas-condensate systems]. – Moscow: Nedra, 1995. – 432 p. (In Russ.)
3. Akhmedov M.M., Akramov B.Sh. [Calculation of technical and economic indicators of horizontal gas well operation] // Tekhnicheskie nauki: problemy i resheniya: Sbornik statey po materialam LXII mezhdunarodnoy nauchno-prakticheskoy konferentsii. – Moscow: Obshchestvo s ogranichennoy otvetstvennost'yu "Internauka", 2022. – Vol. 7 (57). – pp. 25-33. – DOI: 10.32743/2587862X.2022.7.57.343659 (In Russ.)
4. Lysenkova M.V. [Economics of organizations] // NOU «INTUIT». – 2017. – URL: https://new2.intuit.ru/studies/professional_skill_improvements/20729/courses /834/lecture/31388?page=8&keyword_content=амортизационные+отчисления (accessed: 04.06.2026) (In Russ.)
5. Kossov V.V., Livshits V.N., Shakhnazarov A.G. [Methodological recommendations for evaluating the effectiveness of investment projects (second edition)]. – Moscow: Ekonomika, 2000. – 421 p. (In Russ.)
6. UNIDO. COMFAR: User‘s Guide and Reference Manual (Version 2.1). – Vienna: United Nations Industrial Development Organization, 1988. – 295 p.
7. Pavlovskaya A.V. [Evaluation of the effectiveness of scientific and technical measures]. – St. Petersburg: Izdatel'stvo Politekhnicheskogo universiteta, 2013. – 142 p. (In Russ.)
8. Akhmedov M.M., Akramov B.Sh. [On the possibility of using a horizontal well to increase condensate recovery from the reservoir] // Universum: Tekhnicheskie nauki: Elektron. nauchn. zhurn. – 2020. – No. 6(75). – pp. 75-79. – URL: http://7universum.com/ru/tech/archive/item/9714 (accessed: 04.06.2026) (In Russ.)
9. Akramov B.Sh., Akhmedov M.M., Akhmedov M.M. [Determination of technical and economic indicators of horizontal gas well operation] // Transport i khranenie nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya. – 2022. – No. 1-2. – pp. 64-68. (In Russ.)
10. Zubareva V.D., Sarkisov A.S., Andreev A.F. [Investment oil and gas projects: efficiency and risks]. – Moscow: Nedra-Biznestsentr, 2010. – 259 p. (In Russ.)