ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ»

Работа добавлена:






ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ» на http://mirrorref.ru

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ                                                                                                     3

ГЛАВА 1.ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ОСОБЕННОСТИ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ОБОСНОВАНИЯ ПРОГРАММ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ РФ                                        7

1.1. Современные проблемы и необходимость оптимизации программ ГТМ добывающих предприятий РФ………………………………………………………7

1.2. Виды, целевые задачи и принципы выбора геолого-технических мероприятий. Особенности формирования программ ГТМ                                                14

1.3. Методологические основы оценки эффективности программ ГТМ в условиях ограниченного производственно-ресурсного потенциала НДП и риска……41

ГЛАВА 2.. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ»…………………………………..67

2.1. Организационно-экономическая характеристика Общества……………..67

2.2. Управление фондом скважин предприятия и мероприятия, направленные на повышение эффективности их использования………………………………….77

2.3. Обзор существующих подходов к формированию портфеля геолого-технических мероприятийпредприятия. Особенности оценкирискапри  обосновании эффективности ГТМ…………………………………………………….97

ГЛАВА 3.СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПОДХОДОВ ФОРМИРОВАНИЯ ПРОГРАММ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ДОБЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ НА ОСНОВЕ ОЦЕНКИ ИХ ЭФФЕКТИВНОСТИ С УЧЕТОМ РИСКА………………………………………………………………..……111

3.1.Формирование последовательности экономического обоснования программы геолого-технических мероприятий на основе системного подхода…………111

3.2.Отборосновных критериев эффективности ГТМ. Корректировка оценки с учетом риска………………………………………………………………………118

3.3.Формирование программы геолого-технических мероприятий на примере добывающего предприятия…………………………………………………………134

ГЛАВА 4. ЭКОЛОГИЧНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОЕКТА……………..149

ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………………..159

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ…………………………………………………………………………………...162

ВВЕДЕНИЕ

В современных условиях обеспечение стабильных объемов добычи  УВС добывающими предприятиями (ДП) и эффективного управления производственно-ресурсным потенциалом возможно либо за счет интенсификации  добычи на высокопродуктивных объектах месторождений, характеризующихся падающими объемами добываемой жидкости и прогрессирующим ростом обводненности, либо за счет ввода новых пластов. Освоение новых объектов добычи сопряжено с необходимостью значительных инвестиций в разведку, бурение и обустройство месторождений, причем эффективность капвложений низкая в связи с вводом малопродуктивных и трудноизвлекаемых запасов. Альтернативный вариант поддержания добычи на необходимом уровне, связанный с формированием и реализацией программы высокоэффективных мероприятий по интенсификации добычи на месторождениях, содержащих значительные подвижные запасы на освоенных и обустроенных объектах, в ряде случаев является более целесообразным.

Таким образом, одним из основных инструментов управления производственно-ресурсным потенциалом добывающего предприятия являются программы мероприятий по повышению отдачи пластов и интенсификации добычи. Для обеспечения прироста объемов добычи программа геолого-технических мероприятий (ГТМ) добывающего предприятия должна иметь  приемлемую технологическую и экономическую эффективность и соответствовать стратегическим приоритетам компании.

Обобщение практики формирования программ ГТМ позволяет сделать  вывод о том, что при принятии решения о целесообразности применения  комплекса мероприятий, добывающие предприятия ориентируются, прежде всего, на достижение тактических целей, основанных на оценке технических и  финансовых возможностей компании и краткосрочного прироста объема добычи. При принятии решения о целесообразности реализации комплекса ГТМ наиболее значимым показателем является достижение проектного уровня конечного коэффициента нефтеизвлечения (КИН) при условии положительного экономического эффекта от освоения запасов.

Накопленный в мировой и отечественной практике научно-технический потенциал позволяет использовать широкий спектр методов интенсификации добычи нефти, которые отличаются по ресурсоемкости, продолжительности эффекта и другим показателям эффективности, в связи с чем, программы ГТМ требуют вариативного отбора. При отборе мероприятий по интенсификации добычи в программу используют различные  критерии, при этом в большинстве случаев для оценки экономической эффективности мероприятий применяют стандартные методы, не позволяющие учитывать специфику отдельных видов ГТМ и все возможные риски при их реализации. Вышесказанное определяет необходимость корректировки и развития методического обеспечения экономического обоснования программы ГТМ, в связи с чем, тема дипломного проекта является актуальной.

Целью дипломного проектаявляется развитие методического обеспечения экономического обоснования программы ГТМ в добыче. Для достижения поставленной цели в проекте решены следующие основные задачи:

- обоснована необходимость учета стратегических приоритетов добывающего предприятия при формировании программы ГТМ и предложена корректировка методики экономической оценки эффективности ГТМ на основе выявленных особенностей разработки и экономического обоснования  программы ГТМ и систематизации существующих методов оценки эффективности инвестиций в мероприятия по увеличению добычи;

- обоснован набор показателей для комплексной оценки целесообразности реализации ГТМ на основе изучения существующей практики принятия решений по отбору мероприятий и сравнительного анализа их эффективности;

- выявлены специфические виды рисков, связанных с проведением ГТМ и дана оценка их влияния на эффективность реализации программ;

- разработана процедура принятия управленческих решений по отбору ГТМ на основе многокритериальной оценки, включающей экономические и геолого-технические показатели эффективности их реализации с учетом ограничений по производственно-ресурсному потенциалу и приросту КИН.

В качестве объекта дипломного проектавыступают добывающие компании. Предметом проекта являются управленческие отношения, возникающие в процессе формирования программы ГТМ в условиях ограниченного производственно-ресурсного потенциала.

Теоретической и методологической основой дипломного проектапослужили фундаментальные и прикладные научные исследования отечественных и зарубежных ученых. Так, общетеоретические подходы к планированию и управлению деятельностью предприятий, в том числе в нефтегазовой  отрасли, рассматривались в работах отечественных и зарубежных ученых: Андреева А.Ф., Бренца А.Д., Волынской Н.А., Газеева М.Х., Джойл Сигела, Дунаева В.Ф., Миловидова К.Н., Тищенко В.Е. и др. Современные проблемы экономического обоснования инвестиций в нефтедобыче (в том числе на реализацию ГТМ) рассматривались в работах Астафьевой М.П., Виленского П.Л., Зубаревой В.Д., Коссова В.В., Краснова О.С., Лившица В.Н., Саркисова А.С., Смоляка С.А. и др. Вопросы управления рисками анализировались в работах Балабанова И.Т., Балдина К.В., Галасюка В.В., Карпова В.Г., Конопляника А.А., Косминой Т.В., Крайновой Э.А., Проценко О.Д, и др.

Информационной базой проекта послужили методические указания по обоснованию программ геолого-технических мероприятий, проектные  и технологические документы на разработку месторождений, данные годовых отчетов и аналитические материалы добывающих компаний, законодательные и нормативно-правовые документы, внутренние регламенты, регулирующие деятельность предприятий нефтегазового сектора экономики.

Дипломный проект состоит из  введения, 4 глав, заключения, списка литературы и приложений. Во введении обоснована актуальность выбранной  темы, сформулированы цели и задачи исследования, определен объект и предмет исследования, отражена научная новизна и практическая значимость полученных результатов.

В первой главе рассмотрены теоретические аспекты стратегического и оперативного планирования деятельности добывающего предприятия. Выявлены тенденции и особенности планирования программ ГТМ в рамках стратегического и тактического управления производственно-ресурсным потенциалом нефтегазодобычи. Выделены и систематизированы этапы формирования программы ГТМ, доказана необходимость ориентации на стратегические приоритеты при разработке программы ГТМ.

Во второй главе систематизированы методические основы экономического обоснования эффективности мероприятий по интенсификации добычи  нефти и выявлены основные направления совершенствования существующих  методик. Охарактеризованы методы оценки рисков при обосновании целесообразности реализации ГТМ и проведен анализ возможности их использования в конкретных условиях.

В третьей главе обоснована необходимость учета стратегических целей  добывающего предприятия при принятии решений о целесообразности реализации комплекса мероприятий по интенсификации добычи и разработана  процедура формирования программы ГТМ, предполагающая оптимизацию целевой функции на основе заданного критерия оптимальности.  Предложен  перечень показателей, по которым проводится оценка ГТМ и их отбор, рекомендовано использование комплексного критерия для принятия управленческих решений. Разработаны предложения по корректировке методики расчета чистого дисконтированного дохода и обоснована необходимость учета  дополнительных рисков, обусловленных спецификой ГТМ в добыче УВС.

В четвертой главе отражены вопросы «Экологичности и безопасности проекта».

В заключении сформулированы основные выводы и предложения.

ГЛАВА  1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ОСОБЕННОСТИ

ЭКОНОМИЧЕСКОГО ОБОСНОВАНИЯ ПРОГРАММ

ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ РФ

1.1. Современные проблемы и необходимость оптимизации программ ГТМ добывающих предприятий РФ

Современная экономическая система для нормального бескризисного функционирования требует постоянного экономического роста. Фундаментально теорию экономического роста исследовали в своих трудах Р. Солоу, П. Ромер, также Е. Домар, Р. Харрод и другие[6,9,11,23,24]. Классически экономический рост определяется как долгосрочная тенденция увеличения реального выпуска на душу населения за счет следующих факторов:

1. наличие должных по качеству и количеству природных ресурсов;

2. научно-технический прогресс и увеличение эффективности труда;

3. трудовые ресурсы;

4. накопленный капитал.

Качество и количество УВС является основным фактором экономического роста, прямо и косвенно влияющим на экономический рост. Если прямое влияние наличия ресурсов УВС очевидно, то косвенное влияниезаключается в том, что открытие и внедрение более эффективных энергоресурсов  повышает производительность труда, что в конечном итоге приводит к экономическому росту. Важно подчеркнуть, что экономический рост - это количественный показатель, который в конечном итоге означает увеличение потребления.

Рост потребления УВС обеспечивается за счет увеличения масштабов и эффективности производства, дополнительного выпуска товаров, предоставления услуг. Дополнительный выпуск требует дополнительной энергии. Таким образом,экономический ростнепосредственным образомсвязан с ростом энергопотребления. Поэтому, для обеспечения наибольших темпов экономического роста необходимо обеспечить низкую цену на энергию: чем меньше цена на энергию, тем энергия доступнее и тем устойчивее экономический рост. Экономика прямо заинтересована в дешевых энергоресурсах, прежде всего в нефти и газе. Однако, цена на УВС постоянно растет. Возможно,потому что запасы легкодоступных энергоресурсов, прежде всего нефти, значительно истощились. Это в долгосрочной перспективе может привести к ограничению предложения энергоресурсов и негативно скажется на экономическом росте.

Объясняется это мировым экономическим кризисом и замедлением мировой экономики. На наш взгляд, снижение прогнозов в первую очередь связанно с высокой неопределенностью будущего прироста запасов. В прогнозе МЭА 2012 приведены объемы добычи с месторождений: к 2030 объем добычи нефти с еще не найденных месторождений составляет 19 млн. барр. в день . То есть,в Европе к 2020 году планируется увеличить долю возобновляемых источников энергии до 20 %. Официально это объясняется сокращением антропогенного воздействия на климат и сокращением выбросов СО2 в атмосферу. Но для того чтобы эти программы заработали, необходимы высокие цены на нефть и газ.. То есть,если не снизить прогноз добычи с уровня 117, то специалистам из МЭА пришлось бы добавить к ненайденному объему еще дополнительно 12 млн. барр. в день, что вызвало бы ряд сложных вопросов.

Рост цен на нефть связан с сокращающимися запасами легкой нефти и увеличению в добыче доли тяжелой нефти. Будущее нефтедобычи связывается с тяжелой, шельфовой и глубоководной нефтью. В целом же, можно выделить шесть признаков того, что мировая добыча нефти в скором времени пройдет пик добычи, после чего начнется общемировое сокращение добычи нефти.

Долгосрочное эффективное развитие нефтяной промышленности России при безусловном обеспечении интересов национальной безопасности страны решает следующие основные задачи:рациональное использование разведанных запасов нефти, обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы нефтедобывающей промышленности;ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях технологического процесса - при подготовке запасов, добыче, транспортировке и переработке нефти;углубление переработки нефти, комплексное извлечение и использование всех ценных попутных и растворенных компонентов;формирование и развитие новых крупных центров добычи нефти, в первую очередь в восточных районах России и на шельфе арктических и дальневосточных морей;расширение присутствия российских нефтяных компаний на зарубежных рынках.

Таким образом, основными тенденциями развития нефтегазодобывающей отрасли РФ стали:

  • рост цен на углеводородное сырье;
  • увеличение объемов добычи нефти и газа;
  • увеличение объемов разведочного и эксплуатационного бурения;
  • продолжение развития транспортной инфраструктуры;
  • расширение присутствия России на рынке стран Азиатско-Тихоокеанского региона,
  • увеличение поставок нефти в Китай;
  • активное и масштабное проведение ГТМ по повышению нефтеотдачи пластов.

Последнюю тенденцию в современном недропользовании мы решили изучить более конкретно, чтобы во второй и третьей главах дипломного проекта разработать комплекс эффективных ГТМ для исследуемой нами ВИНК.

1.2. Виды, целевые задачи и принципы выбора геолого-технических мероприятий. Особенности формирования программ ГТМ

Итак, в последнее время в России и в мире наблюдаются небольшие объемы прироста запасов за счет геологоразведочных работ, уже не восполняющие объемы добытой нефти, а также ярко выражена тенденция ухудшения структуры и качества нефтяных ресурсов. По мере выработки запасов нефти на месторождениях, открытых и введенных в разработку еще в прошлом веке, растет доля запасов, относящихся к категории трудноизвлекаемых [Шелепов В.В. Новые технологии повышения нефтеотдачи в проектных документах ЦКР Роснедр по УВС // Бурение & Нефть. - 2011. -№11.-с. 6-8.].

В этих условиях среди приоритетных направлений инвестирования в нефтегазовый сектор РФ на ближайшие годы можно выделить интенсификацию добычи нефти из низкопродуктивных пластов, пополнение и наращивание извлекаемых объемов сырья с месторождений со сложным геологическим строением и падающей добычей, использование возможностей продуктивного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти.Одной из основных задач при эксплуатации нефтяных месторождений является поддержание объемов добычи нефти. Продление экономически оправданного срока эксплуатации скважин осуществляется посредством проведения комплекса геолого-технических мероприятий (ГТМ) по повышению эффективности использования фонда скважин.

ГТМ - это работы, проводимые на скважинах для повышения и/или стабилизации дебита и/иди обеспечения их безаварийной эксплуатации.По данным ЦКР Роснедр по УВС всего за счет применения ГТМ, новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти на месторождениях крупных нефтяных компаний РФ за проектный период до 2030 гг. будет дополнительно добыто 2,2 млрд. т. нефти, что составит 20% от суммарных проектных показателей добычи по этим организациям за тот же период (10,9 млрд. тонн). [Шелепов В.В. Новые технологии повышения нефтеотдачи в проектных документах ЦКР Роснедр по УВС // Бурение & Нефть. - 2011. -№11.-с. 6-8.]

Таким образом, реализация ГТМ является необходимым условием эффективного управления производственно-ресурсным потенциалом нефтедобывающего предприятия. Планирование и учет ГТМ, а также прогнозирование их эффекта является основным ключевым процессом в деятельности НДП. Однако, наличие широкого спектра различных ГТМ и наличие различных условий и критериев их применения предполагает необходимость формированияпортфеля ГТМ - совокупность разнообразных ГТМ, направленных на достижение стратегических целей НДП и имеющих общие ограничения по ресурсам.

Выбор ГТМ для конкретной скважины сложен не только потому, что существует несколько вариантов ее решения, но и потому что любое необоснованное расчетами вмешательство подобного рода в процесс эксплуатации скважины может привести к экономическим потерям, которые исчисляются не только прямыми затратами на проведение мероприятия, но также и недополученной прибылью [Музипов Х.Н., Савиных А.Ю. Новая технология повышения производительности добывающих скважин с помощью ультразвука.// Нефтяное хозяйство. - 2004. - №12. - с.53-54.].

В целом, можно сказать, что формирование программы ГТМ предполагает принятие управленческих решений относительно того на каких скважинах и какие виды ГТМ будут проводится. При этом в качестве информационной основы используются данные об эффективности мероприятий, параметры скважины, первоначальные заданные условия, показатели эффективности по различным альтернативным ГТМ и т.д, а также принятие решения зависит от того какую стратегию реализует компания.

Действующие в настоящее время в нефтяном бизнесе вертикально -интегрированные компании имеют различные цели и стратегии.ОАО «Газпромнефть»- ориентированный на стратегическое развитие,отличается стремлением наиболее полно реализовать свои конкурентныепреимущества и стать многопрофильной диверсифицированной корпорацией. Одной из задач компании является освоение нефтегазоносных провинций Западной Сибири.

ОАО «Газпромнефть» по праву считается ведущей компанией по внедрению и применению ГТМ, новых методов повышения КИН и интенсификации добычи. Доля дополнительно добываемой нефти за счет проведения этих мероприятий составляет около 46% от фактической добычи. Такой эффект достигнут в первую очередь за счет применения ГРП, бурения горизонтальных скважин и зарезки вторых стволов. Только за счет этих методов в 2012 г. дополнительно добыто 21,5, а в отчетном 2013 г. - 28,3 млн тонн нефти.

Если взглянуть на компании –лидеры, то такую тенденцию можно отметить среди всех. Так, цель ЛУКОЙЛа - обеспечить стабильный и долгосрочный рост бизнеса, трансформировать ЛУКОЙЛ в лидирующую мировую энергетическую компанию. Суммарные показатели ОАО «ЛУКОЙЛ» за счет применения ГРП, бурения горизонтальных скважин и зарезки вторых стволов более чем вдвое - скромнее, чем в Сургутнефтегазе: в 2013 г. добыто 13,9 млн. тонн.

ОАО «НК «Роснефть» ставит перед собой задачу устойчиво наращивать добычу нефти при условии благоприятной макроэкономической конъюнктуры и оптимальной системы налогообложения. Стратегическим приоритетом является эффективное извлечение запасов и обеспечение максимального коэффициента извлечения нефти на разрабатываемых месторождениях.

Прогрессирующий рост ТИЗ и увеличение доли запасов, не извлеченных после заводнения, предопределяет все возрастающую роль технологий увеличения нефтеотдачи. Одной из важнейших задач рациональной разработки нефтяных месторождений является поддержание высокого уровня добычи УВС на ее третьейи четвертой стадиях. В процессе эксплуатации нефтегазовых месторождений возникает необходимость в проведении геолого-технических мероприятий (ГТМ) на нефтедобывающих скважинах с целью увеличения длительности их работы, поддержания базовой добычи нефти, повышения нефтеотдачи пласта.

В этой связи широкое применение нашел метод гидроразрыва пласта. Анализ результатов применения ГРП позволяет рассматривать этот процесс также как инструмент регулирования процесса разработки месторождения. Грамотное проведение ГРП позволяет оптимизировать заводнение пласта и разрабатывать его наилучшим образом. Особенно эффективно проектирование разработки с использованием ГРП на начальной стадии эксплуатации месторождения с пластами низкой проницаемости. Примером применения ГРП в промышленных масштабах является Северная лицензионная территория Приобского месторождения (ОАО ПК «Роснефть»), где все добывающие и нагнетательные скважины вводятся из бурения с проведением ГРП. Дополнительная добыча нефти за счет ГРП в 2011 г. в целом составила 47 млн тонн, или 40% от всей дополнительно добытой нефти по стране, в 2012 г. этот показатель несколько снизился [ГО за 2012 год ОАО «НК «Роснефть». - Москва, 2012. -285 с.].

Классификация ГТМ довольно широка. Выделяют такие мероприятия, как обработка призабойной зоны, приобщение пластов, удаление отложения солей, оптимизация работы скважины, прострел пластов, удаление асфальто-смоло-парафиновых отложений, изменение способов эксплуатации, вывод из бездействия и т.д. При этом способы проведения каждого вида ГТМ также делятся на категории в зависимости от применяемых методов. Таким образом, все существующие геолого-технические мероприятия можно сгруппировать следующим образом (рис. 1.6.).

Рисунок 1.6. - Комплекс геолого-технических мероприятий

ГТМ могут проводиться в разнообразных целях, которые достигаются посредством выполнения различных видов или комплексов работ, включающих несколько видов ГТМ. (табл. 1.1).

С 1970 г. были апробированы и нашли широкое применение такие методы повышения нефтеотдачи пластов, как: закачка водоизолирующих композиций на основе силикатных и щелочных реагентов, полимеров, латекса, алюмохлорида, глинистых суспензий, технологии активизации пластовой микрофлоры, закачка активного ила, продуктов биосинтеза, а так же их различные модификации. В таблице представлена оценка эффективности данных методов, выраженная в приросте добычи нефти [Ерошевский С.А. Формирование стратегии развития потенциала нефтедобывающего предприятия. // Сборник статей. Самарский государственный экономический университет , 2010 г.].

Таблица 1.1. - Цели проведения ГТМ

Результаты (цели) работ

Виды ГТМ

Ввод новых скважин

Любые методы

Ввод в действие ранее ликвидированных скважин

Любые методы

Вывод скважин из бездействия/консервации

Любые методы

Перевод скважин из одной категории в другую по назначению

Любые методы

Изменение способа эксплуатации скважин (перевод скважин на другой вид добычи)

Любые методы

Интенсификация добычи нефти

Любые методы (кроме МУН), в основном ОПЗ, ГРП

Повышение нефтеотдачи пластов

МУН, ГРП, ГДИ

Устранение неисправностей и ликвидация аварий (не связанные с выводом скважин из бездействия)

Любые методы

Планово-предупредительный ремонт (ПНР)

ОПЗ, РИР, МУН, ГИС и

ГДИ, прочие

По данным таблицы 1.2. следует, что за счет испытания и внедрения инновационных методов повышения нефтеотдачи пластов за более чем 30-летний период дополнительно добыто более 5 млрд. т. нефти со средним приростом добычи 1,06 тыс.т. на одну скважину.

Таблица 1.2. Эффективность основных методов повышения нефтеотдачи пластов.

Метод повышения нефтеотдачи

пласта

Период

внедрения,

годы

Число скважин,

шт.

Прирост добычи нефти, тыс.тонн

Всего

На 1 скв.

Силикатно-щелочное воздействие

1986-2012

753

1169,8

1,55

Щелочно-полимерное воздействие

1987-2012

736

834,7

1,13

Закачка:

Сухого активного ила

1993-2012

568

555,3

0,98

Стабилизированного латекса

1998-2012

648

360,1

0,56

КХА (комплексный химический реагент)

1994-2012

322

397,3

1,23

Композиция «КОГОР»

1996-2012

262

363,1

1,39

БиоПАВ (поверхностно-активное вещество)

1998-2012

516

406,7

0,79

Щелочно-дистиллерных жидкостей

1978-2012

1108

1108,8

1,00

ИТОГО

-

_4907

5195,8

1,06

Но, применение ГТМ не всегда приводит к увеличению нефтеотдачи. Для выявления значимости МУН следует рассмотреть преимущества и недостатки проведенных на предприятии методов[Анализ хозяйственной деятельности в промышленности: Учебник для студентов специальности «Бухгалтерский учет, анализ и аудит» / Н. А. Русак; под общ. ред. В. И. Стражева. - 3-е изд., перераб. и доп. -Минск: Вышэйшая школа, 1998. 399 с.].В таблице 1.3. рассмотрены методы, применяемые на различных НДП, данные методы и технологии не могут быть названы инновационными, но могут успешно применяться для дополнительной добычи нефти.

Таблица 1.3. - Преимущества и недостатки методов повышения нефтеотдачи пластов

Метод

Преимущества

Недостатки

Гидроразрыв пласта

1.Уменьшение расходов на подземное оборудование и прилегающие коммуникации;

2.Снижение капиталовложений при увеличении производительности малодебитных скважин.

1 .Кратковременный приростдобычи;

2.Высокие затраты;

3.Трудоемкий ипродолжительный процесс.

Солянокислотная обработка

1.Технология  реализуется на базе отечественного оборудования ихимпродуктов;

2.Является недорогостоящимметодом.

Низкая длительность эффекта и низкий среднесуточный дебит.

Гидропескоструй пая перфорация

1.Высокая длительность эффекта; 2.Средний суточный прирост дебита.

Снижает технико-экономические показатели.

Депрессия сиспользованиембуровогокомплекса

«Гибкаянепрерывнаятруба»

1.Сокращение срока окупаемости и затрат на бурение;

2.Увеличение дебита в 3-4 раза;

3.Увеличение скорости спуско- подъемных операций и скоростипроходки;

1 .Трудоемкий и продолжительный процесс;

2.Требует значительных финансовых вложений.

ОПЗрастворителями и ПАВ

Наиболее эффективно применение этой технологии на одном гидродинамически связанном участке          нагнетательной и добывающих скважин

Увеличивает загрязнение пласта    и снижает технико–эконо-мические показатели

Бурениегоризонтальныхскважин

1.Повышение эффективности применения многих устаревших методов воздействия на пласт;

2.Увеличение времени «безводной» эксплуатации скважин

3.Эффективная промышленная разработка запасов, ранее считавшихся неизвлекаемыми;

4.Исключение основных видов осложнений в процессе бурения.

1 .Увеличивает загрязнение пласта и снижает технико-экономические показатели;

2.Избыточное давление, т.е. инструмент потребляет энергии фактически как второй двигатель.

Кроме рассмотренных методов, в настоящее время выделяют новые возможные варианты методов повышения нефтеотдачи пластов[Абасов М.Т., Эфендиев Г.М, Стреков А.С. Оценка сравнительной эффективности геолого-технических мероприятий по комплексной информации // Нефтяное хозяйство. 2012. №10. С.70.], к которым относятся: акустическое воздействие на пласт и одновременно-раздельная эксплуатация скважин. Преимущества и недостатки данных методов представлены в таблице.

Таблица 1.4. -Преимущества и недостатки МУН

Метод

Преимущества

Недостатки

Зарезка боковых стволов

1.Приемлем для пласта любоймощности, на любой стадии разработкиместорождения;

2.Позволяет вывести скважины избездействующего фонда;

3.Позволяет увеличить нефтеотдачу на20-30%;

4.Ликвидация  аварий с обсаднымиколоннами и внутрискважиннымоборудованием;

5.3начительно дешевле бурить боковойствол вместо полноценной разведочнойскважины;

б.Высокий среднесуточный приростдебита;

1 .Требует большихфинансовыхвложений(покупкаоборудования,обучениеперсонала);

2.Длительностьоперации.

Одновременно-раздельная эксплуатация скважин

1.Одновременная  эксплуатация объектов  с   разными   коллекторскими характеристиками и свойствами нефти;

2.Повышение рентабельности отдельных        скважин за счет подключения  других         объектов разработки  или  разных по свойствам пластов одного объекта разработки.

1 .Увеличениетехнологическихрисков приэксплуатации,ремонтеоборудования,проведении ГТМ;

2,Ограничения: диаметрэксплуатационнойколонны, глубинаскважины.

Наиболее популярной является технология одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Ее использование позволяет организовать экономически рентабельную совместную разработку по единой сетке скважин сложнопостроенных малопроницаемых пластов без снижения качества их выработки.

На месторождениях, находящихся в завершающей стадии разработки, остается весьма высокий баланс остаточных запасов. Для полного извлечения остаточных трудноизвлекаемых запасов в нефтедобывающих компаниях применяют различные методы по повышению нефтеотдачи пластов [Белкина В.А., Дорошенко А.А. Оценка и прогноз эффективности методов увеличения нефтеотдачи: Учебное пособие - Тюмень: ТюмГНГУ, 2004.-128 с.]. Методы различаются по методу воздействия на продуктивные пласты, характеру взаимодействия между нагнетаемым в пласт рабочим агентом и насыщающей пласт жидкостью, видом вводимой энергии.

Применяемые в ОАО «Газпромнефть» методы повышения нефтеотдачи представлены в таблице 1.5.

На данный момент самым эффективным методом повышения нефтеотдачи является гидроразрыв пласта. Основой его успешного применения является высокая критичность выбора объектов, а так же максимальная адаптация технологии проведения к горно-геологическим условиям выбранных объектов.Объекты выбираются на основе обобщенных критериев, учитывающих геологические особенности пласта, текущее состояние его разработкии технологические разработки ГРП. За год на месторождениях компании выполняется около 750 операций ГРП, из них более 400 - на старом фонде, где эффективность составляет свыше 2000 тонн дополнительной добычи нефти в среднем на одну операцию гидроразрыва.Бурение скважин с горизонтальным стволом позволяет компании существенно увеличить зону дренирования, повышает дебит в 2-3 раза и сокращает количество скважин в 1,5-2 раза по сравнению с традиционным бурением [ГО за 2012 г. ОАО «Газпромнефть». - 2012.-154 с.].

Отдавая предпочтение тем или иным технологиям, компания делает ставку на самые передовые. Это достаточно дорогостоящие технологии, поскольку в большинстве случаев приходится использовать импортную технику - в РФ конкурентоспособных аналогов пока нет. Это относится и к технологии строительства многоствольных скважин, и к зарезке боковых стволов, и к ГРП.

В России распространены первичные и вторичные методы ГТМ (закачка воды и бурение скважин), в то время как за рубежом все больше используются так называемые третичные методы -методы увеличения нефтеотдачи (МУН). [Белкина В.А., Дорошенко А.А. Оценка и прогноз эффективности методов увеличения нефтеотдачи: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2004.-С.12-13.].Таким образом, по цели воздействия все ГТМ подразделяются на (рис. 1.7.):

1)первичные (механизм основанный на естественной энергии пласта);

2)интенсификации притоков (или вторичные методы нефтеотдачи);

Методы интенсификации добычи (ИДН) - это методы, которые увеличивают текущую добычу нефти, но не конечную нефтеотдачу. Такие известные технологии интенсификации добычи, как ГРП, бурение ГС, закачка воды в пласт не относятся к методам увеличения нефтеотдачи (МУН) в общепринятом понимании.Методы же увеличения нефтеотдачи (или третичные методы), напротив, основным назначением имеют повышение конечной нефтеотдачи пласта за счет вовлечения в разработку ранее не дренируемых запасов.

Такоеразграничение методов воздействия на пласт носит известную долю условности, так как любой из методов воздействия является и интенсифицирующим, и увеличивающим конечную нефтеотдачу.

Отнесение его к ИДН или МУН подчеркивает, какое из этих свойств в нем является главным. Например, гидроразрыв пласта носит черты методов интенсификации, т. е. резко увеличивает текущую добычу нефти, но он является и методом увеличения конечной нефтеотдачи за счет того, что техногенные трещины позволяют дренировать удаленные от забоя скважины зоны пласта, которые при обычном вскрытии пласта в работу бы не вовлекались[Байков Н.М. Основные показатели внедрения новых методов увеличения нефтеотдачи в США.//Нефтяное хозяйство. - 2011. - №11. - с.8-9.]

Подметодами увеличения нефтеотдачи понимают группу методов, отличающихся применяемыми рабочими агентами, повышающими эффективность вытеснения нефти.К ним относятся физико-химические, газовые, тепловые, микробиологические методы.

Физико-химические методы улучшают заводнение путем снижения межфазного поверхностного натяжения и изменения соотношения подвижностей фаз.

Механизмы воздействия и области применения методов в таблице далее.

Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи (табл. 1.7.).

Таблица 1.7. -Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи

Метод

Механизм воздействия

Область применения

Форсированный

отбор

жидкости

Технология метода заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного давления), т.е. в создании высоких градиентов давления.

Неэффективно на скважинах с однородными пластами. Обводненность продукции не менее 80-85%;

Циклическое

заводнение

Периодическое изменении режима работы залежи путем периодического изменения расходов (давлений) воды, при непрерывной или периодической добыче жидкости из залежи со сдвигом фаз колебаний давлений по отдельным группам скважин.

В слоисто-неоднородных, гидрофильных коллекторах, при высокой остаточной нефтенасыщенности

Заканчивание скважин

горизонтальным забоем

Горизонтальные скважины имеют большую поверхность вскрытия пласта, что снижает фильтрационное сопротивление в призабойной зоне пласта, в результате увеличивается продолжительность безводной эксплуатации.

превышающие 1500 м;

пластов - 5-10 м;

и извлекаемых запасов нефти;

-низкопроницаемые пласты,

-залежи высоковязких нефтей

Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи (табл. 1.7.) или методы регулирования представляют собой прогрессивные технологии гидродинамического воздействия на продуктивные пласты с целью обеспечения высокой эффективности разработки месторождений и наиболее полного извлечения нефти из недр при режиме вытеснения нефти водой.

Мероприятия по гидродинамическому воздействию на пласты преследуют цель повышения интенсивности воздействия на слабо дренируемые запасы нефти и вовлечения в разработку выявленных в процессе разбуривания и эксплуатации недренируемых балансовых запасов нефти в объекте разработки.

Газовый метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов).

Рисунок 1.10. - Механизм циклического воздействия на пласт

К преимуществам метода можно отнести:использование недорого агента - воздуха;использование природной энергетики пласта – повышеннойпластовой температуры (свыше 60-70°С) для самопроизвольногоинициирования внутрипластовых окислительных процессов и формированиявысокоэффективного вытесняющего агента.Газовые методы рассмотрены в след. таблице.

Таблица 1.8. - Газовые методы увеличения нефтеотдачи

Метод

Механизм воздействия

Область применения

Закачка газа высокого давления и

растворителя

При закачка газа подбираются такие давления нагнетания и состав газа, при которых вытеснение нефти является максимально возможным при данных условиях и технологии.

Низкопроницаемые пласты, насыщенных легкими и маловязкими нефтями

Водогазовое

воздействие

Применение технологий водогазового воздействия с одновременной закачкой, либо попеременной закачкой воды и газа

Одними из приоритетных методов повышения нефтеотдачи пластов, наиболее подготовленными технологически и технически, являютсятепловые, когда в продуктивный пласт вводится тепло. При этом вязкость нефти снижается, а нефтеотдача увеличивается. Тепловые методы представлены в таблице ниже.

Таблица 1.10.- Тепловые методы увеличения нефтеотдачи

Метод

Механизм воздействия

Область применения

Вытеснение нефти паром

Пар нагнетают с поверхности в пласт с низкой температурой и высокой вязкостью нефти

-глубина продуктивного пласта не более 1200 м;

-толщина пласта, сложенного песчаниками и глинами, более 15 м;

-вязкость нефти в пластовых условиях выше 50 мПа*с;

-остаточнаянефтенасыщенность пласта не менее 50 %

-плотность нефти в пластовых условиях не менее 900-930 кг/м3

Циклическое

нагнетание пара

При нагнетании в пласт пар внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне происходит перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил - горячий конденсат вытесняет маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых слоев.

Внутрипластовое горение

Метод основан на способности углеводородов в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, которая сопровождается выделение теплоты.

Микробиологический метод основан на том, что активация микрофлоры осуществляется введением в пласт раствора биогенов, источникакислородаипринеобходимостибиомассы углеводородокисляющих микроорганизмов.

Условия успешного применения метода:

- тип коллектора - терригенные отложение, песчаники;

-глубина продуктивного пласта не более 3000 м;

-вязкость нефти в пластовых условиях выше 10-500 мПа*с;

-пористость 12-25 %.

Все вышеперечисленные методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов.Основной вклад в дополнительную добычу нефти на предприятии происходит за счет применения шести наиболее эффективных методов воздействия: ОПЗ химическими методами, выравнивания профиля приемистости, гидравлического разрыва пласта (ГРП), перфорационных работ, выравнивания фронта вытеснения и эксплуатации скважин с горизонтальным забоем (ГС, БГС).На них приходится 86,3% от всего объема дополнительной добычи.

Все технологии по видам воздействия объединены в три группы:

  1. Гидродинамические (циклическое заводнение в комплексе с регулированием фильтрационных потоков, форсированные отборы жидкости, закачивание воды, выравнивание фронта вытеснения, депрессионные методы, заканчивание скважин горизонтальным забоем);
  2. Обработка призабойных зон (химические, физические ОПЗ, выравнивание профиля приемистости, ГРП, перфорационные методы);
  3. Изоляционные методы (снижение водопритоков, ликвидация межпластовых и заколонных перетоков, отключение пластов и т.д.).

На начало 2014 года, опробовано более 90 технологий, из которых наиболее эффективными оказались: заканчивание скважин горизонтальнымзабоем, ОПЗ химическими методами и ГРП. Объем применения этих методов от общего объема по воздействию на пласты составил 55 %, средний технологий эффект по сравнению с другими методами возрос в 7,6 раз, а дополнительно добытая нефть увеличилась на 21 %.

Использование методов повышения нефтеотдачи пластов входящие во вторую группу - одно из наиболее перспективных направлений в процессах разработки нефтяных месторождений. Научными организациями отрасли разработаны, испытаны и сданы более 60 технологий с использованием физико-химического воздействия.

Одним из методов воздействия на продуктивные пласты, особенно низкопроницаемые, являетсягидравлический разрыв пласта (ГРП).При ГРП создается система глубокопроникающих трещин, в результате чего значительно увеличивается дренируемая скважиной зона и повышается производительность скважин. Продолжительность эффекта от ГРП достигает 3-5 лет, коэффициент успешности 85-95 %.Цель метода - повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью ГРП - лучший способ повышения продуктивности. создания притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.

Рисунок 1.12.-Схема проведения ГРП

На завершающих стадиях разработки большое значение имеет ограничение притоков пластовой и заканчиваемой воды. Для этой цели применяютсяметоды третьей группы.Изоляционные методы, в результате проведения которых не только уменьшается обводненность продукции, но и повышается охват пласта процессом выработки запасов. Наиболее часто применяется изоляция цементом обводненных пропластков или ликвидация заколоннои циркуляции. В том случае, когда происходит прорыв воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам, практически не отделеннымиглинистыми перемычками от необводненных интервалов, используется метод селективной изоляции.

При разработке месторождений с маломощными коллекторами низкой или неравномерной проницаемости, труднодоступных запасов нефти наиболее эффективны физические методы повышения нефтеотдачи и методы вытеснения нефти смешивающимися с нею агентами.Для разработки пластов с высокой обводненностью, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, при вводе в разработку недренируемых запасов нефти, отработке ТИЗ, приуроченных к низкопродуктивным коллекторам эффективны физико-химические и физико-гидродинамические методы повышения нефтеотдачи.

Область применения биологических и микробиологических методов повышения нефтеотдачи: повышение нефтеотдачи высокообводненных пластов; добыча вязких и высоковязких нефтей; обессеривание нефти; очистка внутрискважинного оборудования от асфальто-смолопарафиновых отложений; защита нефтепромыслового оборудования от сульфида железа и сероводородной коррозии; очистка почвы и водоемов от нефтяного загрязнения.

Известно, что эффективность разработки месторождений в любой стадии, в поздней и завершающей особенно, зависит, прежде всего, от конструкции, технического состояния забоя скважины (фильтра), крепи в интервале продуктивной толщи и гидродинамической характеристики призабойной зоны продуктивных пластов. В процессе заканчивания скважин и последующей длительной эксплуатации все элементы крепи в интервале продуктивной толщи (в зоне фильтра особенно) и призабойной зоне продуктивных пластов подвергаются интенсивным гидромеханическим и физико-химическим воздействиям негативного характера. Наибольший ущерб при этом связан с нарушениями гидроизоляции фильтра от посторонних флюидонасыщенны х пластов вследствие формирования в заколонном пространстве каналов межпластовых перетоков, а также  сухудшением фильтрационных характеристик призабойной и удаленной зон нефтегазонасыщенных пластов. Поэтому разработка и внедрение в производство более эффективных технологий по восстановлению улучшению фильтрационных характеристик продуктивных пластов и долговременной их изоляции от посторонних для повышения качественных и технико-экономических показателей методов с каждым годом приобретает все большую значимость.

Процесс дальнейшего развития работ в этой области связан также с непродолжительностьювремени действия эффекта, средние значения которого составляют от 2-3 до 6-9 месяцев. Это обстоятельство, сокращая межремонтных период эксплуатации скважин, ведет к росту объемов ОПЗ, РИР и МУН, а также к тем негативным последствиям, которые отмечены выше.

Развитие технологий в повышении нефтеотдачи пластов должно подразумевать под собой развитие методов оценки экономической эффективности мероприятий по увеличению добычи нефти, так как разработка месторождений должна учитывать определенную специфику геолого-техничесих мероприятий.

Каждый метод обработки имеет свою область рационального использования, свои преимущества и недостатки. С этим необходимо считаться при выборе метода воздействия на призабойную зону пласта.

Решающимфакторомэффективностиинтенсификациипроизводительности скважины является особый подход к каждой, предназначенной для обработки скважине. Примером стремления к такому подходу может служить опыт ОАО «Газпромнефть». Необходимо отметить, что мероприятия по улучшению (восстановлению) проницаемости ПЗП скважин не только обеспечивают увеличение текущей добычи нефти, но и способствуют повышению нефтеотдачипродуктивного пласта.

В мировой практике существуют и другие классификации ГТМ, в одной из которых все методы делятся на две большие группы:

1.Методы повышения нефтеотдачи пластов.

1.1.Тепловые методы:паротепловое воздействие на пласт;внутрипластовое горение; вытеснение нефти горячей водой; пароциклические обработки скважин; комбинированное воздействие.

1.2.Газовые методы:воздействие на пласт углеводородным газом;воздействие на пласт диоксидом углерода (смешивающееся несмешивающееся) вытеснение; воздействие на пласт азотом; воздействие на пласт дымовыми газами;водогазовое -воздействие; комбинированное воздействие.

1.3.Физико-химические методы, основанные на созданиивнутрипластовых оторочек химических композиций (суммарный объемвоздействия более 1 % парового объема участка-элемента):вытеснение нефти растворами ПАВ;вытеснение нефти растворами полимеров и другими загущающими агентами;вытеснение растворителями, включая мицеллярные растворы;вытеснение нефти щелочными растворами (включая ПАВ - щелочь);вытеснение нефти кислотами;комбинированное воздействие.

1.4.Опытно-экспериментальныеметоды,включаямикробиологическое, волновое, электрическое площадное воздействие напласт и др.

2.Методы воздействия на пласт и скважинные технологии,обеспечивающие современный мировой уровень коэффициента нефтеизвлечения.

2.1Методы разработки месторождения, основанные на проектноммассовом примененииГРП, горизонтальных и многозабойных скважин.

2.2.Технологии регулирования режимов работы действующей системы разработки месторождений:технологии нестационарного заводнения;гидроразрыв пласта;выравнивание (регулирование) профилей приемистости;обработка призабойной зоны скважин различными методами (сейсмоакустическое, электрическое, кислотное, ПАВ, растворители и др.), включая системное воздействие на пласт.

2.3.Технологии и методы улучшения (трансформирования)действующей системы разработки месторождения:изменение системы заводнения (перенос фронта заводнения, организация очагов, разрезающих рядов, барьерного заводнения и др.);уплотнение сетки скважин и бурение дополнительных скважин, включая вторые стволы и горизонтальные скважины;разукрупнение объектов разработки или их приобщение.

Методы первой группы являются комплексом принципиальных технологических решений, направленных на улучшенную выработку запасов нефти по сравнению с традиционным методом заводнения. При этом обеспечивается изменение структуры дренируемого объема пласта (увеличение коэффициента вытеснения нефти, масштабное увеличение охвата пласта воздействием, изменение реофизических характеристик системы коллектор - пластовые флюиды - вытесняющий агент). Отличительной чертой этих методов является необходимость существенных НИР в каждом конкретном случае, а также их затратный характер, повышенный технологический и экономический риск.

Методы второй группы, включая гидродинамические методы ГТНП, являются способами и технологиями, успешно апробированными современной наукой и практикой, использующие типовые задачи и решения на основе разработанных программно-имитационных моделей. Сами эти методы часто представляют собой необходимую часть проектов первой группы методов [Джавадян А. А., Гавура В. Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новой технологии на месторождениях РФ// Нефтяное хозяйство, 2009. - №10. - с. 21-22].

В России много лет активно занимаются проблемой создания, испытания и применения третичных МУН. Темпы работ в этой области стали увеличиваться с 1976 г. после выхода Постановления Правительства СССР. Если в 1975 г. добыча нефти в СССР за счет применения МУН составляла 1,6 млн.т, то уже к 1985 г. увеличилась до 5 млн.т. Особое развитие получили тепловые методы воздействия на пласты, насыщенные высоковязкими нефтями, которые к 1985 г. обеспечивали более 60% общей добычи МУН. Во многом их развитию способствовало создание к этому времени отечественных парогенераторов, компрессоров и специального скважинного оборудования.

Еще более возросла добыча нефти за счет применения МУН после 1995 г. и к 2012 г. составила 21,4 млн.т, в том числе по тепловым методам - около 6,9 млн.т и по физико-химическим - 14 млн.т. К этому времени уже имелся опыт применения МУН на 365 участках 150 месторождений страны, из которых в разработке находилось 159 участков на 120 месторождениях. Под применение МУН всего было вовлечено более 5 млрд. т. балансовых запасов нефти. Реализуемые проекты обеспечили прирост извлекаемых запасов около 250 млн.т.

В дальнейшем объемы применения МУН и добыча за счет них начали снижаться (табл. 1.11). К сожалению, точные и конкретные данные по объему и  эффективности  применения этих методов в России за 2010-2012гг.отсутствуют (существовавшая в прежние годы система статистической отчетности по МУН была разрушена в начале 90-х годов), поэтому указанный период можно охарактеризовать только на основе общих оценок и косвенных показателей.

В начале 2012 г. по запросу Минэнерго РФ нефтяные компании России представили данные о дополнительной добыче нефти за счет МУН. В соответствии с этими данными в 2011 г. добыча нефти в России составила 29,9 млн.т, в том числе за счет тепловых методов - 2,2 млн.т и физико-химических методов -27,7 млн.т. Однако, приведенная добыча нефти, особенно с применением физико-химических методов, завышена. Из основных причин возможного завышения следует назвать, во-первых, отсутствие единого подхода к систематизации и перечню МУН. Часто в их число неправомерно включаются технологии интенсификации добычи нефти, т.е. увеличивающие текущую добычу нефти, но не извлекаемые запасы, а также технологии снижения текущей обводненности скважин. Другой причиной неточности оценки добычи нефти за счет МУН является отсутствие в отрасли методики  определения эффективностиприменения технологий воздействия на пласт и призабойную зон.

Последняя редакция «Методического руководства по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» была утверждена в качестве отраслевого РД в 1993 г. и в настоящее время уже не действует. Наиболее частой причиной завышения добычи является определение эффекта по отдельным скважинам без учета их интерференции. Сделанные оценки с учетом указанных факторов показали, что реальная добыча нефти за счет применения физико-химических МУН по России не превышает 12-15 млн.т/год, а за счет применения всех МУН - 10-12 млн.т/год.

В России преимущественное развитие получают физико-химические методы, в то время как в других странах, например в США и Канаде, - тепловые и газовые. В обобщенном виде доли добычи нефти за счет применения МУН за последние 25 лет в России и США приведены в таблице. Из нее видно, что в США все эти годы большую долю добычи за счет МУН обеспечивали тепловые методы, хотя уже с конца 80-х годов наблюдается снижение доли добычи этими методами (без уменьшения объемов общей добычи) за счет увеличения объемов добычи нефти газовыми методами. Добыча нефти за счет химических методов в лучшие годы не превышала 3% общей добычи за счет применения МУН. В РФ уже с конца 80-х годов доля добычи нефти за счет физико-химических методов стала > 50%, в дальнейшем постоянно росла (доля добычи за счет газовых методов не превышала 7%), а в настоящее время> 80%.

Большие объемы применения химических методов по сравнению с США объясняются различиями в структуре запасов: в США большую часть запасов составляют нефти повышенной вязкости. Немаловажно и то, что большинство месторождений России имеет высокую обводненность пластов вследствие повсеместного применения заводнения.Однако, роль доминирующего положения химических методов в России играет возможность завышения объемов добычи нефти за счет применения физико-химических методов. В целом объемы применения МУН в стране недостаточны, особенно с учетом прогнозируемого ухудшения качества разрабатываемых запасов и необходимости получения опыта применения новых эффективных технологий для соответствующих геолого-физических условий. Дальнейшие перспективы применения МУН в России зависят от некоторого ряда причин (рис. 1.14.).

Повышение эффективности МУН связано с использованием постоянно действующих геолого-технологических моделей разработки месторождений на стадии как подбора технологий воздействия, так и их внедрения. При этом на разных участках месторождения могут применяться различные технологии, обеспечивающие «адресное» воздействие на соответствующие зоны пласта.Увеличение объемов применения МУН связано с поиском новых и принципиально новых технологий нефтеизвлечения. Наиболее перспективным направлением представляется создание и применение комплексных технологий, обеспечивающих многофакторное воздействие на пласт и насыщающие его флюиды.

Наличиенеобходимых иконкурентоспособныхтехнологийнефтеизвлечениягосударстваинтегрированного использования достижения многих наук, в том числе микромеханики движения флюидов в пористых средах с учетом микро- и макронеоднородности пластов, поверхностных свойств коллектора, свойств пластовых жидкостей, динамики их взаимодействия с закачиваемыми агентами. К сожалению, существующие программы работ по данной проблеме практически не финансируются и не выполняются.

При благоприятных условиях применение МУН в РФ может существенно повлиять на развитие нефтяной промышленности, обеспечив дополнительный прирост извлекаемых запасов и добычи нефти как на разрабатываемых, так и на вновь вводимых месторождениях. Это возможно только в условиях концентрации научных усилий в данном направлении и существенной экономической заинтересованности НДП в испытании и использовании новых технологий [Боксерман А.А. Востребованность современных методов увеличения нефтеотдачи ~ обязательное условие преодоления падения нефтеотдачи в стране.// Нефтяное хозяйство. - 2010. -№10. - с.34-38.]

В последние годы в отечественной практике добычи нефти и газа активно используется зарезка боковых стволов (ЗБС). В Западной Сибири в настоящее время выполнено более 50000 операций практически на всех месторождениях. Интенсивное внедрение этого метода происходило при техническом, технологическом и методическом обеспечении со стороны зарубежных фирм при слабом учете особенностей строения и состояния разработки месторождений. Вначале ЗБС выполняли специализированные фирмы по заказам НДП без научного обоснования выбора скважин и анализа результатов, что исключало возможность совершенствования технологии проектирования и выполнения ЗБС, разработки методик выбора объектов (участков, скважин) для его проведения.

В ОАО «Газпромнефть» внедрение ЗБС было организовано собственными силами с максимальным привлечением передового отечественного и мирового опыта. На месторождениях выполнено более 10000 ЗБС с возрастающими темпами внедрения. В настоящее время имеющиеся технические возможности позволяют выполнять более 250 скважино-операций в год .

Анализ режимов работы скважин до и после ЗБС показал, что потенциальная дополнительная добыча нефти со временем возрастает, а доля низкоэффективных ЗБС уменьшается. Проведенные исследования выявили стимулирующее воздействие ЗБС в добывающей скважине на режимы работы соседних скважин, что противоречит результатам расчетов в рамках большинства существующих моделей; доля добычи из окружающих скважин составляет 30 -40% в величине дополнительной нефти по участку.

Допдобыча от проведения ЗБС в нагнетательных скважинах на 30% выше, чем в добывающих. Это обусловлено более сильным влиянием увеличения дебита нагнетательной скважины на режим дренирования участка при равных с добывающими скважинами кратностях прироста продуктивности. В результате ЗБС в нагнетательных скважинах реализуется интенсивное воздействие на удаленные застойные зоны с малоподвижными запасами, активизируется дренирование низкопродуктивных прослоев. В результате в нагнетательной скважине увеличивается скорость движения вытесняющегоагента, что сопровождается уменьшением остаточной нефтенасыщенности в коллекторах промытой зоны и повышением коэффициента нефтеизвлечения. В настоящее время ЗБС являетсяодним из основных методов интенсификации добычи нефти на месторождениях ОАО «Газпромнефть».

Динамика применения методов воздействия на пласт позволяет увидеть, что наибольшее количество операций занимают перфорационные методы, затем гидродинамические методы и гидроразрыв пласта.Результаты выполненных опытно-промысловых работ по очистке трещин, применению комплексных, повторных и изоляционных ЗБС показывают, что эффективность зарезки может повышаться за счет применения совершенных технологий, а также привлечение сервисных организаций [ГоршеневB.C., Лам 3.3. Оценка эффективности и совершенствования методов обработки призабойной зоны скважин // Нефтяное хозяйство. 2003. №4. С.59].

Универсальных методов увеличения нефтеотдачи пластов в настоящее время нет вследствие индивидуальных природных геолого-физических условий залежи нефти, каждый метод имеет свою область применения для конкретных геолого-промысловых условий, а объем их применения ограничен строением залежей, возможностями компании, фондом скважин и состоянием его эксплуатации. Все это должно быть учтено при планировании программы ГТМ в рамках конкретного предприятия. При этом предполагается изменение методологии оценки их эффективности, основы которой представлены в следующем параграфе дипломного проекта.

1.3. Методологические основы оценки эффективности программ ГТМ в условиях ограниченного ПТП НДП и риска

Как мы выяснили ранее, широкое применение технологий увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи обусловлено, с одной стороны, дефицитом средств для крупных инвестиций с целью поддержания снижающегося уровня добычи, а с другой, их малой капиталоемкостью при быстром достижении технологических результатов. Подобные технологии успешно используются не только на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, но и на новых малодебитных месторождениях.

Внедрение метода контроля загеолого-экономической эффективностью, применяемых и соответствующей схемы взаимодействия технологических и экономических служб НДП добычи нефтипозволяет выявлять коммерчески неэффективные мероприятия на стадии планирования и подготовки работ и повышает эффективность использования средств, направляемых на применение данных технологий.

Если технология опробована и зарекомендована к применению, то решение об ее внедрении в текущем режиме может приниматься или в силу технологической необходимости, или значительной дополнительной добычи, или других частных факторов без оценки экономической эффективности мероприятия в целом. Экономический анализ результата обработок часто проводится лишь для набора статистики по применению конкретной технологии за длительный период. Происходит это потому, что расчет коммерческой эффективности часто требует специальных экономических знаний, временных затрат и наличия конфиденциальной информации о ценах реализации нефти, себестоимости продукции и др. Технологии и разработчики, применяющие технологию на конкретном производственном объекте, могут не обладать необходимыми знаниями, информацией и временем. С другой стороны экономические службы НД предприятий не имеют возможности заниматься расчетом эффективности каждого из множества мероприятий по обработке скважин, будь-то обработка призабойной зоны, воздействие на пласт или иное мероприятие, дающее дополнительную нефть. В результате, общая эффективность использования средств для применения вторичных технологий может значительно снижаться из-за проведения операций, приносящих убытки компании, не выявленные на стадии планирования работ.

В целом запасы нефтедобывающего предприятия можно охарактеризовать как трудноизвлекаемые, потому что они представлены в основном нефтегазовыми залежами, низкопроницаемыми и залежами нефти высокой и средней продуктивности, которые в значительной степени выработаны. Высокие дебиты большинства месторождений пройдены и остались в основном средне- и низкопродуктивные пласты. Помимо этого,очень большое количество залежей являются «водоплавающими», т.к. они подстилаются пластовой водой.

Сырьевая база - это фундамент, на котором стоят все добывающие предприятия. Поэтому развитию комплекса мероприятий по воспроизводству и наращиванию ресурсной базы нефтедобывающего предприятия должно уделяться особое внимание.

Нефтяные залежи в процессе разработки представляют собой сложные динамические системы, состояние которых определяется многими параметрами, трудно поддающимися учету и измерениям. При оценке эффективности процесса разработки в целом или отдельных управляющих воздействий на него часто в качестве критерия эффективности используется дополнительная добыча нефти. Однако любое локальное или временное увеличение добычи сопровождается повышением обводненности и снижением пластового давления. В результате, в долгосрочной перспективе интенсификация добычи может вызвать преждевременное обводнение и выбытие скважин из эксплуатации, что приводит к потере извлекаемых запасов и снижению конечного КИН.

В связи с этим существующие методики оценки эффективности разработки нефтяных месторождений в целом, а также отдельных методов увеличения нефтеотдачи и геолого-технических мероприятий, в частности, должны быть усовершенствованы с точки зрения оценки не только дополнительной добычи, но и продолжительности эффекта от ГТМ.

Планированиегеолого-техническихмероприятий(ГТМ)осуществляется на основе анализа имеющейся геолого-промысловой информации и состояния процесса разработки в целом с использованием данных ГИС-контроля и учетом намеченных недропользователем плановых ГТМ.Методика планирования ГТМ используемая на предприятии предназначена для служб нефтегазодобывающих управлений,осуществляющих планирование и оценку эффективности ГТМ и служб аппарата управления нефтедобывающего предприятия, осуществляющих контроль за планированием и оценку эффективности ГТМ.

Методика предназначена для определения единого порядка планирования ГТм, направленных на получение дополнительной нефти на месторождениях предприятия, применяется при планировании годового задания по добыче нефти. В целом, к геолого-техническим мероприятиям для выполнения задания по дополнительной добыче нефти относятся:

1. Ввод новых нефтяных скважин;

2. Перевод нефтяных скважин на механизированный способ эксплуатации;

3. Оптимизация режима работы нефтяных скважин;

4. ПНП без КРС (повышение нефтеотдачи пластов без КРС);

5. КРС по ПНП (капремонты скважин по повышению нефтеотдачи

Для выделения объемов новых скважин, вводимых в эксплуатацию из бурения (освоения) отчетного года и корректной оценки эффективности проведения буровых работ на месторождениях нефтедобывающего предприятия (НДП) проводят разделение мероприятия «ввод новых нефтяных скважин» именно на эти  2 группы.

Планируемые показатели эффективности ГТМ- количество скважин, объем добычи нефти, средний дебит нефти (в форме учета геолого-технических мероприятий для выполнения задания о дополнительной добыче нефти отдельно по каждой группе).В каждой группе мероприятий по вводу новых нефтяных скважин дополнительно выделяются скважины с КРС.

Единицей измерения мероприятия «ввод новых нефтяных скважин» считаются скважины.

2.способ эксплуатации» и «Оптимизация режима работы нефтяных скважин» -включают скважины, эксплуатирующиеся фонтанным способом, которые после проведения текущего (капитального) ремонта планируются переводом на механизированный способ эксплуатации. В мероприятия «Оптимизация режима работы нефтяных скважин» включают скважины, по которым в течение планируемого года предусматривается получить, без проведения дополнительных ГТМ с пластом скважин, увеличение дебита жидкости, нефти заменой спущенного ранее подземного оборудования на оборудование с большей производительностью. Планирование показателя «Средний прирост дебита нефти, т/сут» для мероприятий «Перевод нефтяных скважин на механизированный способ эксплуатации» и «Оптимизация режима работы нефтяных скважин» проводится, в том числе с учетом данных о фактически достигнутых показателях приростов дебитов нефти по скважинам, на которых при схожих геологических условиях с планируемыми проводились аналогичные мероприятия за отчетный, предшествующий планируемому год.

3.Мероприятие «ПНП без КРС» - работы по химизации технологических процессов (методы увеличения нефтеотдачи пластов, обработки призабойной зоны для повышения нефтеотдачи пластов), невходящие в состав капитальных ремонтов скважин. Мероприятия выполняются силами управления «Газпромнефтепромхим» на нагнетательном фонде скважин.Единицей измерения мероприятия «ПНП без КРС» считаются скважино-операции. Планирование показателя «средний прирост дебита нефти, т/сут.» производится в расчете на скважину.

4.Мероприятие «КРС по ПНП» - кнему относятся капитальные ремонты скважин, направленные на получение дополнительной (восстановительной) добычи нефти, проводимые на нагнетательном и добывающем фонде скважин, а именно:

ремонты КРС;

операции по гидроразрыву пластов;

прочие виды капитальных ремонтов скважин (стандартные виды КРС и КРС с использование установки «Непрерывная труба»).

Для корректного планирования и учета объема капитальных ремонтов скважин по повышению нефтеотдачи пластов (КРС по ПНП) и дополнительной добычи нефти по видам мероприятий необходимо соблюдение следующий условий:

капитальные ремонты (КРС, ГРП, реликвидация скважины и т.д.), планируемые для ввода новых нефтяных скважин в эксплуатацию в мероприятии «КРС по повышению нефтеотдачи» не учитываются;

опытно-промышленные и экспериментальные работы относятся к мероприятию «КРС по повышению нефтеотдачи пластов» только в том случае, если по результатам их проведение ремонта по КРС с освоением ГРП (БС с освоением ГРП), то данное мероприятие подразделяется на два самостоятельных вида - КРС и ГРП. Планирование количества скважин, объема дополнительной добычи и среднего суточного прироста дебита нефти проводится отдельно по каждому виду (отдельно по КРС, отдельно по ГРП);

мероприятие «КРС прочие» делится на два вида - «стандартныевиды  КРС»  и капитальные ремонты с установкой «НТ». Планированиеколичества скважин, объема дополнительной добычи и среднего суточного прироста дебита нефти проводится отдельно по каждому виду (отдельно по стандартным видам КРС, отдельно по КРС с «НТ»);

единицей измерения мероприятий считаются скважины, а не ремонты или скважино-операции (например, при проведении 3 этапов ГРП на одной скважине количество мероприятий будет равно 1);

планирование показателя «Средний прирост дебита нефти, т/сут» производится отдельно по каждому виду капитальных ремонтов с учетом фактически достигнутых приростов дебита нефти по скважинам со схожими геологическими характеристиками, аналогичные виды капитальных ремонтов на которых проводились в течение двух лет, предшествующих планируемому периоду;

планируемые показатели - количество скважин, объем дополнительной добычи нефти, средний прирост дебита нефти - в формах учета геолого-технических мероприятий для выполнения задания по дополнительной добычи нефти отображаются отдельно по каждому виду мероприятия.

Планирование и фактическая оценка геолого-технических мероприятий производится посредством информационной системы«Альфа-Эффективность ГПР. Версия 2».При планировании ГТМ осуществляется:

- определение экономической целесообразности проведения ГТМ на фонде скважин;

- определение порога добычи нефти, необходимого для окупаемости затрат и предельных сроков окупаемости для целесообразности проведения ГТМ;

- разработка механизма контроля за планированием, проведением и эффективностью ГТМ.

Рисунок 1.16 - Расчет плановой экономической эффективности ГТМ

Рассмотрим теперь условия оценки эффективности комплекса работ.Комплексом ГТМ считается проведение на скважине нескольких ремонтов в интервале от остановки до запуска.При оценке его эффективности:

осуществляется деление на основной ГТМ - приоритетный ремонт, и вспомогательный ремонт - вид КРС или ПРС, приоритет которого ниже основного ремонта;

учитываются затраты на весь комплекс работ;

- по суммарным затратам оценивается эффективность высшего поприоритету (табл. 1.13.), геолого-технического мероприятия.

Таблица 1.13. -Распределение ГТМ по приоритету

Вид ремонта

Приоритет

КР6 «НТ»

1

КР6

2

ГРП

3

Стандартный КРС

4

Текущий ремонт

5

Виды ремонтов, в шифре которых содержится «НТ» являются вспомогательными по отношению к остальным КРС (за исключением КР6 «НТ»).Виды ремонтов с шифром «ОКР» всегда являются вспомогательными.При проведении нескольких КРС одного приоритета, основным ремонтом является последний по дате проведения.

Определение значения дебита нефти при планировании ГТМ до подземного ремонта скважин:

-при отказе подземного оборудования перед ремонтом дебит нефтипринимается равным нулю.

-при проведении оптимизации дебит нефти равен последнемурежимному дебиту перед остановкой скважины.

До капитального ремонта скважин, дебит нефти принимается как последний дебит скважины перед остановкой (последний замер с признаком «геолог» ПС «Движение фонда»), за исключением следующих случаев, когда дебит нефти до ремонта принимается равным нулю:

при простое скважины до ремонта свыше 3 месяцев;

при отказе подземного оборудования перед ремонтом дебит нефти принимается равным нулю.

-при проведении ремонтов по устранению негерметичностиэксплуатационных колонн (КР2), ликвидации аварий (КРЗ), переходу надругие объекты (КР4), внедрению (извлечению) пакеров (КР5),восстановлению циркуляции (КР13.1.1, КР13.1.2);

-фонтанным способом (способ эксплуатации до и после ремонта - фонтан). Оценка экономической эффективности в данном случае производится послеперевода скважины на механизированную добычу нефти. Все мероприятия,проводимые на скважине до перевода на механизированную добычуобъединяются в один ремонт (с суммированием затрат).

Дебит нефти после ремонта - значение, планируемое при проведении мероприятия.Величина планируемого дебита нефти должна соответствовать режимному дебиту, который устанавливается геологической службой нефтегазодобывающего управления в месяце запуска скважины после ГТМ.

Эффективности фактически выполненныхГТМрассчитывается как экономическая эффективность на фактический период продолжительности эффекта.Фактическая экономическая эффективность и срок окупаемости рассчитываются после даты запуска скважины из ремонта и ежемесячно на период действия эффекта в соответствии с изменением дебита нефти поскважине, времени работы скважины, цены реализации нефти и условно-переменной части себестоимости добычи нефти по месторождению.Алгоритм расчета фактической экономической эффективности (в разрезе скважин) на рисунке 1.17.

Оценка фактических результатов эффективности ГТМ проводится ежемесячно, с18 по 20 число месяца, следующего за отчетным, в разрезе месторождений по видам ремонтов.Оцениваются все виды ремонтов, по которым получен прирост добычи нефти, за исключением ремонтов, выполняемых по программе опытно-промышленных работ (в том числе с целью доразведки или оценки добывных возможностей).

По фактическому полученному приросту дебита нефти за отчетный период и фактически понесенным затратам (учитываются все затраты на комплекс работ от остановки до запуска скважины) на проведение ремонтов рассчитываетсяключевые показатели эффективности ГТМ:

затраты на 1 тонну дополнительно добытой нефти в разрезе видов ГТМ и месторождений

срок окупаемости затрат в разрезе видов ГТМ и месторождений,

успешность работ (формула ниже),

•срок окупаемости затрат в разрезе видов ГТМ и месторождений.

Успешность работ определяется отношением количества рентабельныхремонтов к общему объему ремонтов (в разрезе видов работ):

Кусп = (Ррент/Робщ) * 100%,                              (1.1.)

где Р рент-количество рентабельных ремонтов, Робщ -общее количество ремонтов (по видам работ).

Успешность оценивается по следующим видам работ:

  1. КР6, КР6 «НТ» (на эксплуатационном фонде, без учета ремонтов на стадии строительства новых скважин);
  2. ГРП (на эксплуатационном фонде, без учета ремонтов на стадии строительства новых скважин);

Стандартные виды работ:

ремонтно-изоляционные работы (КР1) за исключением ремонтов, направленных на исправление негерметичности цементного кольца (КР1-3.0, КР1-3.1);

устранение аварий (КРЗ);

увеличение производительности (КР7).

Успешность вышеперечисленных работ в разрезе скважин оценивается по данным программного средства«Монитор рентабельности ремонтов».А вот успешность ремонтов, выполняемых по программе опытно-промышленных работ (в том числе с целью доразведки или оценки добывных возможностей), не оценивается.

Далее рассмотримпорядок выделения нерентабельных капитальных ремонтов скважин.Ежемесячно, с 18 по 20 число месяца, следующего за отчетным, ответственными специалистами НГДУ из программного средства «Монитор рентабельности ремонтов» формируется отчет «Оценка рентабельности капитальных ремонтов на добывающем фонде скважин».

Из сформированного списка выделяются скважины, не достигшиепорога добычи нефти, необходимого для окупаемости затрат(объем фактически накопленнойдобычи нефти меньше порогаокупаемости) и по ним  рассчитывается прогнозный срок окупаемости затрат (формула 1.2.):

Тпрогн = Траб + (V /qтек),                                                 (1.2.),

где Траб- время работы скважины после ГТМ, сут.,V-разница между пороговым объемом добычи нефти, необходимым для окупаемости затрат и фактически накопленным объемом добычи нефти, т,q тек - текущий дебит нефти, т/сут.

Ремонты, проведенные на скважинах, прогнозный срок окупаемости затрат по которым превышает предельный срок окупаемости (1560 суток для КР6, 460 суток - для остальных ГТМ) относятся к категории нерентабельных.

Дополнительным условием при оценке рентабельности ремонтов является то, что если на скважине, в течение 12 месяцев от даты запуска после ремонта, было проведено дополнительное мероприятие (за исключением текущих ремонтов скважин),а первый ремонт еще не окупился, то прогнозный срок окупаемости по первому ремонту рассчитывается с учетом затрат на проведение дополнительного мероприятия. Предельный срок окупаемости в данном случае соответствует ремонту с высшим приоритетом.

В целом, требования к методу оценки экономической эффективности ГТМ можно сформулировать следующим образом:

-знания и большие временные затраты для получения оценки;

-сохранение конфиденциальности коммерческой информации.

Ниже приводитсяперечень статей сметы затрат на ГТМ:

а) вспомогательные материалы (на основании удельных текущих затрат и объема добываемой жидкости);

б)топливо (на основании удельных текущих затрат и объемадобываемой жидкости);

в)энергия (исходя из удельных текущих затрат и объемов добычинефти, жидкости, механизированной добычи жидкости, закачки воды);

г)заработная плата (на основании среднегодовой заработной платы ичисленности промышленно-производственного персонала);

д)амортизация (исходя из балансовой стоимости, учитывающейсозданные на месторождении фонды и вновь вводимые, и действующих внефтяной отрасли норм амортизации);

е)капитальный ремонт (на основании удельных текущих затрат исреднедействующего фонда добывающих и нагнетательных скважин);

ж)методы увеличения нефтеотдачи (исходя из стоимости и количествапроводимых скважиноопераций);

з)зарезка боковых стволов (на основании стоимости бурения боковыхстволов и их количества);

и) затраты на перевод скважин с других пластов;

к) прочие эксплуатационные расходы ( на основании удельных текущих затрат, среднедействующего фонда добывающих и нагнетательных скважин и объема добываемой нефти);

л) налоги и платежи (налог на добычу полезных ископаемых, единый социальный налог, страховые взносы на обязательное страхование от несчастных случаев на производстве, прочие налоги).

В таблице 1.14. представлены нормативы удельных эксплуатационных затрат.При расчете эффекта от проведения методов увеличения нефтеотдачи учитывается, что экономический эффект считают на базе геологического (технологического) эффекта.

Технологический эффект - это улучшение каких-либо технологических или технических показателей, происходящее в результате проведения ГТМ.

Таблица 1.14. - Нормативы удельных эксплуатационных затрат

Показатель

Значения

1. Вспомогательные материалы, руб./т жидкости

4,84

2.Топливо, руб/т жидкости

2,00

3. Электроэнергия

- на добычу жидкости, руб./т

5,30

- на закачку воды, руб./м

4,63

- на подготовку и перекачку нефти, руб./т

0,51

- на транспортировку и прочие нужды, руб./т

3,10

4. Заработная плата, тыс.руб./чел. в месяц

34,10

5.Прочие эксплуатационные расходы

- условно-постоянные, тыс.руб./скв. (доб.+нагт.)

274,4

-условно-переменные, руб./т нефти

167,3

б.Методы повышения нефтеотдачи пластов, тыс.руб./опер.:

- ОПЗ химическими методами

29,5

-ОПЗ физическими методами

31,5

-перфорационные методами

70

-депрессионные методы

30,5

- изоляционные методы

100

-ГРП

9,3

- выравнивание профиля приемистости

350

- выравнивание фронта вытеснения

2200

- гидродинамические методы

150

По приведенным данным по эффективности геолого-технических мероприятий, используя комплексную оценку по факторам, проранжируем мероприятия в соответствии со степенью их привлекательности. Определим какие методы повышения нефтеотдачи следует проводить в плановом году.

Эффективность геолого-технических мероприятий представлена в таблице 1.15.

Основной прирост нефти, как показывает практика их применения ВИНК, получают за счет проведения ГРП - 8307 т. тн., и в результате комплексной оценки ГРП имеет наибольшее число баллов. Чтоговорит, о том, что ГРП является доминирующим, одним из высокоэффективных по интенсификации добычи нефти и увеличению КИН из слабопроницаемых коллекторов с низкой продуктивностью.Прирост добычи нефти за счет КРС в 2012 году составил 2525т.тн. При этом наибольший прирост дебита нефти (13,8 т/сут.).Ввод в эксплуатацию новых скважин занимают третье место по эффективности среди ГТМ. За счет этого метода с начала года дополнительно добыто 632 т.тн.Перфорационными работами - за 2012 год дополнительная добыча нефти составила 3397 т.тн.

От закачки БГС и ПГС (большеобъемных гелевых составы и полимерно-гелевая система) получена дополнительная добыча 1101 т.тн, прирост суточной добычи - 9,9 т/сут, продолжительность эффекта 7,3 суток. По степени привлекательности находится в середине рейтинга.

Технологии выравнивание профиля приемистости и циклическое воздействие по рейтингу находятся на седьмом и восьмом месте соответственно, дополнительная добыча составила 1129 т.тн и 1106 т.тн.

На завершающих стадиях разработки важное значение имеет ограничение притоков пластовой и закачиваемой воды. Для этой цели применяются различные виды ремонтно-изоляционных работ, в результате которых не только уменьшается обводненность продукции, но и повышается охват пласта процессом выработки запасов.

Итак, в результате комплексной оценки определились наиболее эффективными ГТМ:гидравлический разрыв пласта;зарезка боковых стволов;ввод новых скважин; -КРС;закачка БГС и ГТГС;перфорационные работы. Данные мероприятия являются наиболее сформировавшимися и развивающимися среди традиционных методов повышения нефтеотдачи пластов.Таким образом, применение новых технологий позволяет нефтяному предприятию увеличивать добычу нефти, что позволяет экономить на постоянных издержках, а так же получить прибыль от продажи дополнительной добычи нефти.

Наличие большего количества показателей эффективности, как технологической так и экономической ставит большинство менеджеров предприятий перед выбором. В то же время, методология оценки экономической эффективности применения программ по увеличению добычи нефти на каждом предприятии отличается друг от друга по составу критериев и их значений.

В целом, мы выяснили, установление рациональных пропорций между воспроизводством и извлечением запасов УВС является одним из условий эффективного управления производственно-ресурсным потенциалом нефтедобывающего предприятия. Расширенное экстенсивное воспроизводство обеспечивается приростом разведанных запасов, а наиболее полное их извлечение возможно в результате интенсификации добычи нефти, в том числе за счет реализации спектра ГТМ. Таким образом, программа ГТМ является элементом стратегии по управлению производственно-ресурсным потенциалом и формируется  в рамках стратегического планирования (рис. 1.17. ).

В результате обобщения опыта экономической оценки принимаемых управленческих решений при формировании программы ГТМ нефтедобывающим предприятием, сделан вывод о том, что основная задача программ мероприятий по интенсификации добычи нефти - увеличение текущих финансовых и производственных показателей деятельности предприятия. Такой подход приводит к необоснованному росту доли ТИЗ и ранней «гибели» месторождения. Однако, формирование программ ГТМ должно базироваться на  стратегических целях нефтедобывающего предприятия с учетом необходимости соблюдения принципов рациональности, основным среди которых является поддержание добычи углеводородов на таком уровне, чтобы обеспечить  определенный проектом КИН. На основе стратегических приоритетов обосновываются  тактические задачи в сфере производства, касающиеся планового годового объема добычи нефти, который складывается из добычи на действующем фонде и возможного прироста за счет геолого-технических мероприятий.

ГЛАВА 2.. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ В ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ»

2.1. Организационно-экономическая характеристика

ОАО «Газпром нефть»

«Газпром нефть» – одна из самых быстрорастущих нефтяных компаний России. ОАО «Газпром нефть» сегодня – это важный игрок на энергетическом рынке, является производителем и поставщиком широкого спектра товаров для множества отраслей как в России, так и за рубежом.

ОАО «Газпром нефть» и ее дочерние общества представляют собой вертикально интегрированную нефтяную компанию (ВИНК), основными видами деятельности которой являются разведка, разработка, добыча и реализация нефти и газа, а также производство и сбыт нефтепродуктов.

Доказанные запасы углеводородов по классификации SPE (PRMS) Компании превышают 1,2 млрд. т. н. э., что ставит «Газпром нефть» в один ряд с 20 крупнейшими нефтяными компаниями мира.Компания осуществляет свою деятельность в крупнейших нефтегазоносных регионах России: Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах, Томской, Омской, Оренбургской областях. Основные перерабатывающие мощности находятся в Омской, Московской и Ярославской областях, а также в Сербии. Кроме того, ОАО «Газпром нефть» реализует проекты в области добычи за пределами России.

Отчетный год можно по праву назвать прорывным для оАо «Газпром нефть». по всем основным направлениям деятельности оАо «Газпром нефть» в 2012 г. был отмечен уверенный рост производственных показателей. Компании удалось достигнуть ряда целевых ориентиров, указанных в Стратегии развития до 2020 г. уже в отчетном году. в части отражения роста основных производственных показателей Компании можно отметить увеличение ресурсной базы, интенсификацию добычи, увеличение объемов переработки и сбыта.

Основные финансовые показатели ОАО «Газпром нефть» в 2012 г. ( табл.2.1) т выросли по отношению к предыдущему году – скорректированная EBITDA увеличилась на 8 %, чистая прибыль – на 10 %, что стало одновременно результатом интеграции новых приобретений, органического роста объемов добычи и переработки, улучшения структур производства и продаж нефтепродуктов, а также реализованных мероприятий по повышению эффективности производства и снижению издержек.

Таблица 2.1 – Основные финансовые показатели деятельности ОАО «Газпром нефть»

Показатели

2012 г.

2011 г.

2010 г

Выручка от реализации, млн руб.

1 230 266

1 029 803

793 871

Скорректированная EBITDA, млн руб

323 106

300 077

220 812

Чистая прибыль, относящаяся к «Газпром нефти», млн руб.

176 296

160 362

95 692

Капитальные вложения, млн руб

158 102

130 788

100 247

Дивиденды выплаченные, млн руб.

35 195

29 911

22 109

Базовая и разводненная прибыль на одну обыкновенную акцию, руб

37

34

20

Скорректированная EBITDA на баррель добычи, руб./барр. н. э.

735,97

711,69

566,99

Анализ финансовых показателей конкурентов, проведенный Компанией по итогам отчетного года, продемонстрировал уверенную позицию ОАО «Газпром нефть» как одного из лидеров отрасли по эффективности. По итогам 2012 г. Компания заняла 2­е место по удельной операционной прибыли на 1 барр. н. э., а также 1­е место по удельному операционному потоку на 1 барр. н. э. и 2­е место по возврату на вложенный капитал.

Рост объема добычи составил 59,7, увеличение производства нефтепродуктов - 2,7,  общий рост премиальных продаж –33 %. В частности, ресурсная база у ОАО «Газпром нефть» по категории ABC1 увеличилась на 500 млн. т н. э., показав рост на 22,4 % по отношению к 2011 г. Основной прирост запасов (460 млн. т н. э.) был обеспечен за счет приобретения новых активов (Балейкинское, Южно­Киняминское и Новопортовское месторождения). Кроме того, за счет успешного исполнения программы геолого­разведочных работ был обеспечен прирост запасов в объеме 52 млн. т н. э, а эксплуатационное бурение и пересчеты КИН дали еще 101 млн. т н. э. По классификации PRMS прирост доказанных запасов ОАО «Газпром нефть» в 2012 г. составил 70 млн. т н. э.

Интенсификация добычи, приобретение осенью 2011 г. активов в Оренбургской области, начало добычи на месторождениях «СеверЭнергии», а также реализация программы по повышению уровня утилизации ПНГ позволили Компании нарастить объемы добычи до 59,7 млн. т н. э., что на 4,2 % превышает уровень 2011 г. Темпы роста добычи, достигнутые Компанией в 2012 г., значительно превысили среднеотраслевые.

В 2012 г. Компания продолжила наращивать объемы переработки. В отчетном году ОАО «Газпром нефть» удалось занять 3­е место в РФ по объемам переработки, при этом Омский НПЗ вышел на 1­е место среди всех отечественных НПЗ по данному показателю. По итогам 2012 г. Омский НПЗ также сохранил позиции одного из лидеров отечественной нефтеперерабатывающей отрасли по показателю глубины переработки (88,8 %) и занял 1­е место в РФ по показателю выхода светлых нефтепродуктов (67,5 %). Кроме того, одним из важных факторов роста объемов переработки, который в годовом выражении составил 7 %, стало получение доступа к НПЗБелоруссии.

Рисунок 2.1. – Показатели ОАО «Газпром нефть» в разрезе сегментов

С учетом вышеперечисленных факторов, несмотря на плановый ремонст на МНПЗ и снижение переработки на НПЗ NIS (в результате сокращения потребностей рынка), объемы переработки ОАО «Газпром нефть» достигли 43, млн т (с учетом доли в совместных предприятиях), превысив целевые показатели Стратегии развития на 2020 г.

На протяжении 2012 г. сохранение высокой маржи переработки определяло основные направления сбытовой политики ОАО «Газпром нефть». Так, выросли продажи нефтепродуктов на внутреннем рынке, являющемся более доходным по сравнению с зарубежным. Компания продолжила интенсивное развитие бизнес­единиц, работающих в премиальных розничных продуктовых сегментах, таких как заправка «в крыло», бункеровка, производство и реализация масел и смазочных материалов. На территории России продуктовыми бизнес­единицами ОАО «Газпром нефть» в 2012 г. было реализовано на 22 % больше авиатоплива, на 28 % больше бункеровочного топлива, на 25 % больше масел по сравнению с 2011 г. Объемы реализации нефтепродуктов через АЗС в отчетном году выросли на 33 %. В 2012 г. Компания укрепила позицию крупнейшего поставщика светлых нефтепродуктов на российский рынок, нарастив рыночную долю до 21,6 %. Общий рост премиальных продаж (включая продуктовые бизнес­единицы и NIS) в 2012 г. составил 15 %.

Уровень воспроизводства запасов углеводородов «Газпром нефти» категорий «доказанные» и «вероятные» составил 438 %. Существенные изменения запасов произошли за счет:

● приобретения Новопортовского, Балейкинского и Южно-Киняминского месторождений с суммарными запасами 455,8 млн. т н. э.,

● добычи, списания и продажи части активов,

● пересмотра запасов Группы (+128 млн. т н. э.).

Превышение плана добычи дочерними предприятиями Компании достигнуто за счет бурения горизонтальных скважин, а также эффективного применения методов по интенсификации добычи. Рост поставки товарного газа обусловлен реализацией проекта по добыче на Муравленковском месторождении, а также проектов по утилизации ПНГ, основным из которых является Ноябрьский интегрированный проект, первая фаза которого была реализована в октябре 2012 г.

В целом, 60млн. тонн ТИЗ УВС вовлечено в разработку , 7скважин в бурение - на 2013г. , 95 % - целевой уровень утилизации ПНГ на 2013–2015 гг., 7859 - эксплуатационный фонд нефтяных скважин на конец 2012 г.

«Газпром нефть» – один из лидеров по темпу прироста объемов переработки нефти среди российских компаний. Сегодня заводы компании опережающими темпами переходят на выпуск продукции, отвечающей мировым стандартам качества, существенно улучшая его экологические характеристики.С 2009 г. в Компании реализуется масштабная программа модернизации НПЗ. Первые результаты программы модернизации НПЗ существенно увеличили доли моторных топлив экологических классов 4 и 5 в структуре продукции Компании. Дальнейшие усилия Компании направлены на увеличение новых мощностей глубокой переработки нефти и производства высокооктановых компонентов.

В целом достигнуты следующие показатели : 88,8 % - глубина переработки нефти на Омском НПЗ , 4млн тонн- объем производства бензинов классов 4 и 5, 65млн. тонн- установленная мощность НПЗ Группы

Помимо переработки нефти в России, компания имеет доступ к зарубежным перерабатывающим мощностям NIS A. D. NOVY SAD. До конца 2016 г. планируется реализация проекта строительства установки производства базовых масел. В Компании завершается разработка программы развития НПЗ NIS до 2022 г., по результатам которой будет определена конфигурация комплекса переработки нефтяных остатков на НПЗ в г. Панчево. Всего же в 2012 г. НПЗ NIS переработал 2,142 млн. т нефти.

В 2012 г. «Газпром нефть» укрепила свои позиции на розничном рынке нефтепродуктов, став крупнейшим поставщиком светлых нефтепродуктов на рынок рф с долей 21,6 %.Наличие собственного национального бренда с высокой узнаваемостью и степенью доверия к качеству продукции способствует достижению одной из стратегических целей Компании – стать лидером по продажам нефтепродуктов в России.Запущенная Компанией в 2010 г. программа лояльности «Нам по пути» стала эффективным инструментом повышения объемов продаж и доверия к бренду.

Развитие сегмента розничной реализации нефтепродуктов является одним из ключевых направлений деятельности компании. наличие собственного национального бренда с высокой узнаваемостью и степенью доверия к качеству продукции способствует достижению одной из стратегических целей компании – стать лидером по продажам нефтепродуктов в России.

В течение четырех лет (с 2009 по 2012 г.) построено 95, реконструировано 255, ребрендировано 552 АЗС. В 2012 г. активность Компании была направлена главным образом на продвижение бензина под маркой G-Drive. В дальнейшем Компания планирует сделать акцент на брендированном топливе, кафе и товарах под собственными торговыми марками.

Одним из факторов, позволяющих Компании постоянно входить в число лидеров отрасли по показателям эффективности, является умение создавать и эффективно использовать новейшие технические решения и технологии.Применение новых технологий на всех стадиях – от геологоразведки до нефтепереработки и реализации нефтепродуктов – вносит весомый вклад в рост объемов добычи и переработки и повышает эффективность.

«Газпром нефть» на постоянной основе ведет собственные разработки в сфере инноваций, взаимодействует с крупнейшими НИИ и осуществляет активное внедрение новых технологий. В период с 2013 по 2020 г. «Газпром нефть» планирует направить на инновационное развитие разведки и добычи более 15 млрд. руб., на финансирование НИОКР в нефтепереработки и нефтехимии в годовом объеме планируется направить до 450 млн. руб. к 2015 г.

В 2013 г. ОАО «Газпром нефть» планирует произвести актуализацию утвержденной в 2010 г. Стратегии. Планируемое обновление Стратегии обусловлено изменившимися внутренними и внешними факторами. За прошедший с момента утверждения текущего варианта Стратегии период времени Компании удалось достигнуть высоких производственных показателей, в портфеле активов произошли существенные изменения, были утверждены программы развития НПЗ, существенным изменениям подверглась рыночная конъюнктура, произошли изменения в налоговой системе.

Влияние всех этих факторов Компания планирует отразить в обновленной Стратегии, пересмотрев некоторые целевые ориентиры в сегменте добычи и сегменте переработки и сбыта. Однако общие направления развития ОАО «Газпром нефть» не претерпят существенных изменений. Временной горизонт обновленной Стратегии планируется расширить до 2025 г.

В числеосновных задач, которые планирует решить ОАО «Газпром нефть» при актуализации Стратегии, присутствуют следующие:

В сегменте добычи – детализация стратегии развития ресурсной базы, определение приоритетности перспективных запасов и операционных показателей при построении долгосрочных планов. Помимо этого, Компания планирует повысить роль интенсификации проектов, связанных с тестированием прорывных технологий разработки нетрадиционных запасов.

В сегменте переработки и реализации– ОАО «Газпром нефть» планирует сделать основной акцент на технологическом развитии нефтеперерабатывающих предприятий за счет реализации программ качества и глубины переработки, а также программ операционных улучшений и экологии.

В сегменте добычи деятельность Компании осуществляется ее ДО-

Крупнейшими по запасам углеводородного сырья в ЯНАО являются Сугмутское, Суторминское, Вынгапуровское, Спорышевское, Вынгаяхинское и Муравленковское месторождения. В 2012 г. доля добычи на этих месторождениях составила 32,7 % от объема собственной добычи нефти Компании (без учета добычи консолидируемых обществ). На этих месторождениях осуществляют деятельность нефтегазодобывающие предприятия: ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», его дочернее общество ООО «Заполярнефть», владеющее лицензиями на разработку Вынгапуровского, Ярайнерского и Новогоднего месторождений, а также ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

В ХМАО - Югре наиболее перспективным месторождением ОАО «Газпром нефть» является Приобское месторождение, лицензией на разработку которого владеет дочернее общество Компании ООО «Сибнефть-Югра», а операторскую деятельность осуществляет ООО «Газпромнефть-Хантос».

Объем добычи ООО «Газпромнефть-Хантос» за 2012 г. составил 12 304 тыс. т, что на 12 % превышает объем добычи за 2011 г. и на 3,8 % - показатели Бизнес-плана 2012 гООО «Газпромнефть-Хантос» является лидером по темпам роста добычи. Активная разработка Приобского месторождения началась в 2004 г., уже в 2008 г. на нем добывалось более 23 % общего объема добычи, а в 2011 г. объем добычи составил 35,6 % от объема добычи нефти на собственных месторождениях Компании.

Приобское месторождение - это ключевой актив, играющий стратегическую роль в будущем развитии Компании.На предприятии было проведено 585 геолого-технических мероприятий (ГТМ), что позволило добыть дополнительно 2 091 тыс. т нефти.Высоких показателей по добыче предприятию удалось достичь благодаря перевыполнению плана по вводу новых скважин на 10 % (в эксплуатацию введена 381 скважина) и эффективному формированию системы ППД.За 2012 г. предприятие компании добыло 17,864 млн. т нефти, что на 1,2 % ниже показателя прошлого года, доля добычи нефти ОАО «Газпром нефть» составила 8,932 млн. т, газа – 0,421 млрд. м3.

С июня 2009 г. ОАО «Газпром нефть» имеет 50 % долю участия в СП сRoyalDutchShell – компанииSalymPetroleumDevelopment. В 2012 г. добыча по компании Salym Petroleum Development составила 7,622 млн. т, в том числе доля ОАО «Газпром нефть» - 3,811 млн. т., что ниже 2011 г. на 11 %.

Значительного роста добычи удалось добиться зарубежному предприятию ОАО «Газпром нефть» - сербскому концерну NIS. За 2012 г. объем добычи нефти у NIS вырос на 7,9 % до 1 223 тыс. т (1 133 тыс. т – в 2011 г.).

В 2012 г. «Газпром нефть» сохранила свои позиции в качестве одного из лидеров отрасли по уровню добычи нефти и газа среди российских нефтяных компаний.Консолидированная добыча Группы «Газпром нефть» за 2012 г. составила 50,78 млн. т нефти, что на 1,6 % превышает объем добычи за 2011 г. и на 0,25 % – показатели Бизнес-плана 2011 г.

Рост объемов добычи по ОАО «Газпром нефть» достигнут за счет приобретения в 2011–2012 гг. новых добычных активов (ЗАО «Газпром нефть Оренбург», ООО «Центр наукоемких технологий», ОАО «Южуралнефтегаз» и ООО «Живой исток») и высокой эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ) на месторождениях Западной Сибири.

Суммарный прирост добычи Компании за счет приобретения новых активов составил 1,6 млн. т н. э. Всего в 2012 г. по собственным дочерним обществам Компании было выполнено 2 611 ГТМ, из них 1 453 – с приростом добычи нефти и 1 149 – на поддержание базовой добычи. Это позволило добыть выше показателя Бизнес-плана 2012 г. на 252 тыс. т, дополнительная добыча нефти за счет проведенных мероприятий составила 4,693 млн. т.

Состояние ресурсной базы дочерних предприятий характеризуется ухудшением структуры оставшихся промышленных запасов вследствие вступления большинства высокопродуктивных месторождений в позднюю стадию разработки и ввода в разработку малоэффективных месторождений углеводородного сырья. Повышение эффективности разработки этих запасов возможно при использовании горизонтальных технологий.

Бурение в 2012 г. вышло на более сложные в геологическом отношении участки залежи с применением технологий горизонтального бурения и бурения многоствольных скважин.В отчетном году ввод новых эксплуатационных скважин «Газпром нефти» без учета зависимых обществ за 12 месяцев составил 690 скважин, из них 87 горизонтальных, при плане 61 скважина, то есть на 43 % выше плановых показателей. В районах бурения с низкими фильтрационно-емкостными свойствами был проведен на 29 горизонтальных скважинах многостадийный ГРП, что позволило достичь максимального дебита 92 т/сут. Также в 2012 г. были пробурено 5 двуствольных скважин..

Увеличение количества вводимых скважин стало возможным из-за дополнительной программы эксплуатационного бурения: проходка достигла 2 516 тыс. м, что на 262 тыс. м больше запланированного, в том числе за счет увеличения объемов бурения горизонтальных скважин на 315,6 тыс. м, или в 3,1 раза. По состоянию на конец 2012 г. эксплуатационный фонд нефтяных скважин по Компании вырос на 582 скважины, достигнув 7 859 скважин.

Бурение новых скважин, внедрение новых технологий воздействия на продуктивные пласты, работы с бездействующим фондом скважин, совершенствование системы заводнения на месторождениях и реализация мер по поддержанию пластового давления на новых объектах позволят снизить темпы падения добычи и выйти на целевые уровни.

В 2014 г. планируется пробурить 625 новых скважин с дебитом 29,4 т/сут., в том числе 144 горизонтальные скважины с применением многостадийного ГРП на 75 скважинах, что на 65 % выше фактического бурения ГС в 2012 г. Основное бурение будет проводиться на Приобском, Вынгапуровском, Вынгаяхинском, Сугмутском, Зимнем, Шингинском, Арчинском, Западно-Лугинецком, Умсейском и Романовском месторождениях.

В ближайшие годы темп роста добычи УВС сохранится на заданном уровне и составит 4-5 %.Достижение этих показателей планируется за счет поэтапного ввода в эксплуатацию разведанных нефтяных месторождений.

В последнее время всё больше внимания стало уделяться вопросам экологичности и экономичности производства. В этой связи «Газпром нефть» уделяет особое внимание развитию продаж газомоторных видов топлива, в частности сжиженного углеводородного газа (СУГ) и компримированного природного газа (КПГ).

Рисунок 2.3. - Целевая схема поставок СУГ с предприятий группы компаний «Газпром» для региональной розничной сети ОАО «Газпром нефть»

В России доля потребления СУГ и КПГ в структуре моторных  топлив не превышает 4 %. Наибольшее развитие в качестве моторного топлива получил сжиженный газ, на долю которого приходится 3,3 % в структуре потребления всех топлив. Потребление КПГ составляет всего лишь 0,3 %. В перспективе до 2020 г. прогнозируется, что доля СУГ в России будет расти примерно теми же темпами, что и доля жидкого моторного топлива, в то время как КПГ имеет перспективу увеличения доли потребления в топливном балансе с 0,3 % до приблизительно 2,2 %. В 2012 г. в составе многотопливных заправочных комплексов количество автомобильных газозаправочных станций (АГЗС) под брендом «Газпромнефть» было равно 121 единице. Объем продаж в 2012 г. составил более 93 тыс. т СУГ и около 8 тыс. т КПГ.

Таковы основные тенденции и показатели развития Общества в последние 3 года, достигнутые благодаря расширению инновационной деятельности на предприятии и проведению ГТМ, особое внимание которым мы посвятили в следующем параграфе нашего проекта.

2.2. Управление фондом скважин предприятия и мероприятия

направленные на повышение эффективности их использования

Несмотря на сложные условия производства, созданная ОАО «Газпром нефть» инфраструктура позволяет Компании успешно осваивать новые месторождения. В течение 2012 г. продолжены работы, связанные с обустройством инфраструктуры, строительством нефтегазопроводов и ЛЭС, начато строительство аэропорта, который позволит снизить затраты и потери времени, улучшить материально-техническое снабжение Компании в регионе.

Рисунок 2.4.- Коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин в компании в 2010-2012 г.г.

На текущий момент компания обладает небольшим количеством бездействующих скважин и средним процентом бездействия нефтяного фонда среди вертикально-интегрированных компаний (ВИНК) нефтегазового сектора РФ (табл. 2.5.).Проблема бездействия фонда скважин досталась компании «в наследство». Первопричины роста бездействующего фонда уходят корнями во времена СССР, в 1984 - 1986 годы – период пиковой добычи, когда групповые замерные установки (ГЗУ) на кустовых площадках тряслись из-за проходящего через них мощнейшего потока практически безводной нефти. Рекордные уровни добычи заставляли уделять более пристальное внимание к дающему фонду. Отношение ко многим другим проблемам, с которыми сейчас сталкиваются нефтяники на промыслах, в том числе и увеличение количества бездействующих скважин, было не первостепенным.

Рисунок 2.5.- Динамика неработающего фонда скважин в компании на конец года в 2010-2012 гг., %

Последовавшие после в истории страны политические, экономические и социальные преобразования в стране, взявшие свое начало в конце 1980-х, - распад СССР, последовавший затем период формирования РоссийскойФедерации как суверенного, демократического государства - не способствовали обеспечению должного контроля в нефтегазовом секторе со стороны собственника недр. Что, в свою очередь, не инициировало у недропользователей появление стимула для эффективной работы с фондом скважин.

В качестве одного из множества подобных примеров, объясняющих положение дел, с которым столкнулась СНГ, получив лицензии на, отметим следующий момент: данные по капитальным и подземным ремонтам (ПКРС), подземному оборудованию, осложнениям, авариям, попавшие в дела скважин до 1996 года неполны, противоречивы, а иногда и просто абсурдны. Зачастую желание провести геолого-технологическое мероприятие (ГТМ) на скважине, ушедшей в бездействие в период «декадентства» месторождения, превращается в запутанное, многоэтапное расследование из-за отсутствия материалов и документов по состоянию и глубине текущего забоя скважины, по техническому состоянию эксплуатационной колонны (ЭК), по спущенному подземному оборудованию. Недостаток информации вызывает сомнения в корректности технологических аспектов выполненных ГТМ. В частности, нередко при проработках забоя на «скважинах-ветеранах» обнаруживают нигде не зарегистрированные остатки внутрискважинного оборудования - насосно-компрессорные трубы (НКТ), секции ЭЦН, погружные электродвигатели (ПЭД), сепараторы, пакера, штанги и прочее.

Для того, чтобы сократить бездействующий фонд, в Обществе выполняют следующие мероприятия, в соответствие с указанными выше основными причинами выбытия:

– запуск скважины в работу без постановки бригады ПКРС после завершения проведения исследований, окончания проведения ГТМ на соседних скважинах, строительства, планово-предупредительного ремонта наземного оборудования, переобвязки коллекторов и прочего наземного хозяйства. Также к этомупункту относятся запуски после сезонных паводков, устранения аварийных ситуаций и их последствий и т.д.;

– запуск скважины после смены ГНО;

– запуск скважины после проведения на ней ГТМ;

– перевод скважины в другую категорию после проведения соответствующих ГТМ, исследований и оформления необходимой документации.

При подробном рассмотрении последней группы мероприятий, связанных с выводом скважин из эксплуатационного фонда, и наименее затратных, на первый взгляд, с экономической и технологической точек зрения, появляются следующие особенности, которые необходимо учитывать при работе с бездействующим фондом. Так, перевод в консервацию возможен только для скважин, в которых вскрыт один пласт, либо несколько пластов со схожими пластовыми характеристиками. Также требуется спуск НКТ с воронкой определенной длины, периодическое подтверждение герметичности ЭК, наличие открытых интервалов перфорации, отсутствие заколонных и межпластовых перетоков, отсутствие избыточного давления на устье и в межколонном пространстве. Аналогичные требования необходимы для перевода скважин в пьезометрию и в наблюдательный фонд. Кроме того, для пьезометров регламентируется расположение скважины в элементе пласта, наличие гидродинамической связи с пластом, корректность замеров пластового давления.

То есть для вывода скважины за эксплуатационный фонд необходимо провести комплекс определенных мероприятий, связанный с привлечением бригад ПКРС, геофизических партий. А это, в свою очередь, дополнительные капвложения, бригадо-часы, затрачиваемые на ремонты, эффективность которых, с точки зрения получения допдобычи, нулевая. Конечно, проведение промысловых геофизических и гидродинамических исследований (ГИС и ГДИ) позволяет получать оперативную информацию по текущему состоянию разработки месторождения, а также снижает риски при выполнении ГТМ на исследуемых и соседних скважинах. Но на практике инженер-нефтяник в первую очередь проведет смену отказавшего подземного оборудования для поддержания текущего уровня добычи или ГТМ для получения прироста дебита, и лишь затем направит бригаду на «ненефтяной» ремонт, который требуется провести для сокращения бездействующего фонда и роста компонентоотдачи пласта.

При этом учитывают влияние специфических факторов пласта на показатели эффективности ГТМ, на которых следует остановиться более подробно. Ввиду имеющейся неоднородности пластов-коллекторов, эффективность одной технологии на определенном участке не всегда гарантирует ее эффективность на другом участке. Следовательно, к каждому из участков месторождения необходимо подходить индивидуально, проанализировав все проведенные ГТМ методами корреляционно-статистического анализа, учитывая геолого-физические и геолого-промысловые характеристики объектов разработки. Рассмотрим это на примере нагнетательных скважин Новогоднего месторождения ОАО «Газпром нефть».

Поскольку воздействию ГТМ подвергались нагнетательные скважины, которые выполняли роль очаговых, то технологическая эффективность этих мероприятий оценивалась по величине дополнительно добытой нефти в год в соседних реагирующих эксплуатационных скважинах.При этом оценивалась степень влияния на величину дополнительно добытой нефти таких геолого-физических факторов как мощность пласта, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и глинистость.

На графиках, представленных на рис. 2.6 а-д приведены зависимости дополнительной добычи нефти после воздействия на ПЗП соляно-кислотной обработкой. Также были построены графики добычи нефти после воздействаия водоизолирующей композиционной ВУКСЖ и после воздействия на ПЗП с помощью ГРП.Очевидно, что вывод о целесообразности применения того или иного вида ГТМ должен основываться не только на технологической, но также и на экономической эффективности мероприятия, причем не следует также забывать о существующих для каждого из видов ГТМ геолого-промысловых ограничениях в выборе объектов воздействия.

На ОАО «Газпромнефть» приходится больше половины запасов в коллекторах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, уже в 2013 г. планируется вовлечь в разработку 125 млн. т и добыть при этом за год 300 тыс. т. В ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» при помощи успешного освоения новой технологии по забурке боковых стволов уже за 2012 г. было проделано 57 операций, дополнительная добыча по которым составила более 230 тыс. т. На 2013 г. запланировано увеличение числа данных операций до 80, они позволят дополнительно добыть до 300 тыс. т нефти за год.

ООО «Газпромнефть-Восток» обладает более 15 млн. т нефти, сосредоточенных в трещиноватых коллекторах. В 2013 г. запланировано добыть: по Урманскому – около 126 тыс. т (Бизнес-план); по Арчинскому – около 10 тыс. т (Бизнес-план) и около 6 тыс. т по участку ОПР ТРИЗ (в Бизнес-план не входит), что в итоге составляет 16 тыс. т. При этом будет вовлечено в разработку более 9 млн т, но интенсивность их вовлечения будет зависеть от технологий.

На базе ООО «Газпромнефть НТЦ» сформирована рабочая группа по курированию РЦК, оказывающих организационную поддержку. Кроме того, в НТЦ активно развивается институт экспертов в определенных областях знаний и технологий, которые активно осваиваются и внедряются в РЦК. Это касается прежде всего, следующих направлений: забурка боковых скважин, многостадийный ГРП, трудноизвлекаемые запасы, химизация процессов добычи, механизированная добыча. В рамках развития РЦК за 2012 г. экспертами НТЦ совместно с рабочими группами ДЗО был проработан и предложен ряд пилотных проектов.

1. Сода-ПАВ-полимерное (ASP) заводнение. Помимо собственных решений, Компания использует положительный опыт внедрения инноваций от совместной деятельности с крупнейшими мировыми нефтегазовыми компаниями. В 2012 г. совместная ОАО «Газпром нефть» и Shell компания SPD приступила к пилотному проекту внедрения технологии сода-ПАВ-полимерного (ASP) заводнения с целью увеличения нефтеотдачи пластов на Западно-Салымском месторождении. Проведенные эксперименты на керновом материале подтвердили эффективность выбранной композиции химических реагентов по величине прироста дополнительно добываемой нефти. Сроки реализации этого проекта намечены на 2014–2016 гг., а общая сумма инвестиций составит от 2 до 2,5 млрд. руб. Основными преимуществами данной технологии является возможность значительно (до 15-20 % > проектного) увеличить коэффициент извлечения нефти на истощенных и высокообводненных месторождениях, что означает потенциал для добычи ОАО «ГН» до 200 млн. т, или 7-15 млн. т в год с 2020 г.

2.Как было отмечено ранее, по каждому технологическому вызову был сделан ответный шаг путем разработки и внедрения новых технологий на месторождениях Компании. К ним, прежде всего, относятся технологии, позволяющие более качественно подойти к локализации и довыработке остаточных запасов на поздней стадии разработки месторождений, а также к новым, еще не разрабатываемым активам Компании –разработке баженовской и фроловской свит.В 2012 г. в ООО «Газпромнефть НТЦ» с участием экспертов «Бейсип Франлаб» было выполнено региональное исследование по изучению нетрадиционного ресурсного потенциала баженовской свиты, .В 2013 г. начали бурение первой наклонно-направленной скважины в зону трещиноватости разломно-блоковой структуры Бажено-Абалакского комплекса на Пальяновском месторождении с проектным дебитом в 35 т нефти.На 2014 гг. запланирована реализация пилотного проекта по бурению пяти горизонтальных скважин с различной длиной и ориентацией стволов и проведение многостадийного ГРП на них для более качественной оценки дальнейшей разработки трудноизвлекаемых запасов баженовской и фроловской свит.

3.Проект «Эра». К ключевым проектам Компании относится комплексная программа «Электронная разработка активов» (проект «ЭРА»). Первый этап реализации данного проекта будет включать в себя разработку и внедрение в ДЗО Компании ряда программных модулей: ИС «Шахматка + ТехРежим», ПК «Энергоэффективный дизайн», Модуль «ТКРС».

Выбранная система управления и контроля, включающая вышеперечисленные проекты, позволит автоматизировать ключевые ГТМ, унифицировать и систематизировать источники информации, формировать качественную аналитическую отчетность, достигать максимального уровня добычи нефти. Созданные модули, касающиеся технологии ГТМ, направлены на снижение совокупной стоимости мероприятий, сохранение производительности скважин при глушении, а также на оперативное решение задач по выбору оптимальной системы при оценке новых ГТМ.

В рамках реализации проекта в 2014 гг. запланировано осуществление следующих проектов:сбор данных по осложненному фонду;по глушению и промывкам; по отказам/учету УЭЦН (в том числе наземного оборудования) и НКТ; автоматизация процесса подбора кандидатов на оптимизациюГТМ;система анализа эффективности ГТМ; шаблон выбора оптимальных систем ГТМ; модуль «Анализ и контроль базовой добычи»;автоматизация локализации запасов и подбора скважин под основные ГТМ; инструменты экспресс-оценки геологического строения и верификации данных; интегрированный модуль геологического сопровождения бурения скважин; автоматизированный анализ качества и экспертиза 3D геологических моделей; модуль интегрированного контроля качества геологической информации.

4. Строительство высокотехнологичных скважин.В январе 2012 г. на базе взаимодействия с группой сопровождения бурения консультантов компании Schlumberger стартовал проект по созданию Центра геологического сопровождения строительства высокотехнологичных скважин (скважин с горизонтальным окончанием, многоствольных, с последующим проведением многостадийного ГРП и пр.). По состоянию на 2014 г. осуществляется поддержка бурения высоко технологичных скважин на месторождениях ОАО «ГН-Ноябрьскнефтегаз», филиалом «ГН-Муравленко», ООО «ГН-Хантос», ЗАО «Газпром нефть Оренбург», ООО «ГН-Развитие». В 2012 г. сопровождено строительство более 150 высокотехнологичных скважин (включая ЗБС); эффективность проводки горизонтальных секций по целевому продуктивному интервалу достигла 85 %, средний запускной дебит нефти новых скважин составил 107 т/сут. В 2014 г. планируется наращивание объемов бурения высокотехнологичных скважин, расширение географии работ, разработка стандарта по геологическому сопровождению строительства .

. Многостадийный ГРП.В 2012 г. на четырех основных месторождениях Компании были проведены работы по внедрению компоновок многостадийного ГРП на горизонтальных скважинах с целью вовлечения в разработку запасов с низкими фильтрационными свойствами с5рентабельными дебитами нефти. Применение от 4 до 6 стадий гидроразрыва на горизонтальной секции скважины длиной от 400 м до 700 м позволило увеличить площадь охвата пласта без увеличения затрат на бурение допскважин. Внедрения данной технологии прошло на 29 скважинах.Технологическая успешность работ составила 98 %, среднесуточный прирост дебита - 79,2 т/сут. Дополнительная добыча нефти по состоянию на 1 января 2013 г. составила 640,6 тыс. т.

В настоящее время наблюдаетсяустойчивая тенденция к увеличениюобъемов ежегодно выполняемыхскважино-операций ГРП. Повышение эффективности ГРПдостигается за счет активногоиспользования модификацийстандартной технологии создания изакрепления трещин увеличение ежегодного количестваГРП привело к стабилизациивеличины годовой дополнительнойдобычи нефти.

Рисунок 2.9– Динамика применения и эффективность применения ГРП

Для проведения ГРП выбирают скважины с низкой продуктивностью.В процессе эксплуатации, а также глушения, происходит кольматация ПЗ скважин, оказывающая негативное влияние на её продуктивность, пропорционально времени воздействия раствора глушения или жидкости промывки на призабойную зону пласта (ПЗП). При снижении пластового и забойного давлений возрастает величина геостатического давления, что может приводить к заметной деформации пород-коллекторов, особенно в ПЗП. В нефтяном пласте забойное давление может быть ниже давления насыщения, при этом происходит выделение свободного газа, который снижаетэффективнуюпроницаемость по нефти, образуя непроницаемоекольцо в околоскважинной зоне.

Известно, что целью ГРП является создание высокопроницаемого канала в зоне нарушенной проницаемости. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, и привести падение давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, топродуктивность скважины возрастет. При этом важно чтобы пластовое давление было достаточным для обеспечения притока нефти в скважину. Поскольку при эксплуатации пласта проницаемость пород ухудшается в первую очередь в околоскважинной зоне, наблюдается снижение пластового давления именно в ПЗП, тогда как в удалённой части залежи запас пластовой энергии остаётся значительным.

По мере снижения пластового давления накопление свободного газа в пласте увеличивается вследствие выделения из нефти новых порций и расширения ранее образовавшихся пузырьков. В результате возникает газовый режим эксплуатации пласта, при котором эффективная проницаемость породы для нефти уменьшается, а для газа растёт, что приводит к быстрому снижению дебитовнефти скважин. При наличии газового режима (gas depletion procedure (process)) нефть увлекается к забоям скважин более подвижными массами расширяющегося газа, перешедшего при снижении давления в пласте ниже давления насыщения израстворённого состояния в свободное. По этой причине коэффициент нефтеотдачи оказывается минимальным - 0,3 - 0,4 ед., вследствие значительного расхода газа, запасы которого истощаются гораздо быстрее, чем запасы нефти. Весьма характерными для газового режима эксплуатации являются залежи с большими газовыми факторами. При очень плохой проницаемости околоскважинной зоны и величине давления насыщения, близкой к пластовому давлению, когда избежать развития газового режима невозможно, приходится применять для извлечения остаточных запасов вторичные методы интенсификации нефти.

Следует отметить, что способ определения пластового давления в нефтяной скважине с кольматированной околоскважинной зоной, включающий остановку скважины и основанный на методе КВД (кривой восстановления давления), не всегда даёт правильные результаты. Недостатком этого способа является то, что для полного снятия кривойвосстановления давления необходимо длительное время остановки скважины, чтоведёт к значительным потерям добычи нефти и большим эксплуатационным затратам. Кроме того, такое решение для не приемлемо, поскольку, если околоскважинная зона сильно кольматирована, то скважина практически не выходит на радиальный поток, в итоге замеряется только околоскважинное давление - давление не восстановилось до равного давлению на контуре питания пласта, в результате не определяется точное значение пластового давления.

Рисунок 2.10.- Определения пластового давленияс кольматированной околоскважинной зоной методом КВД-КВУ

Таким образом, значительное количество потенциальных с точки зрения интенсификации добычи нефти скважин отсеивается, как нерентабельное.Для исправления ситуации с подбором скважин для проведения операцийгидроразрыва пласта было принято, что скважины для ГРП должны выбираться с учётом выработки запасов, даже если по результатам КВД пластовое давление критически низкое.

На рис приведены параметры эксплуатации скважины № 203 Конитлорскогоместорождения до и после ГРП. Показано, что дебит нефти вырос в 18 раз, пластовое давление (околоскважинное) при этом возросло на 5 МПа.

Рисунок 2.11-  Эффективность ГРП на скважине № 203

После получения положительных результатов на скважине № 203 было принято решение проводить ГРП и на других объектах, где скважины не подвергались гидроразрыву в связи с тем, что эти зоны считаются зонами с низким пластовым давлением, а следовательно, и неперспективными.

5. Роторные управляемые системы и растворы на углеводородной основе– применение РУС позволяет проводить ствол скважины в режиме наклонно-направленного бурения при постоянном вращении бурильной колонны, тем самым значительно сократить локальную извилистость ствола, повысить качество очистки горизонтальных участков.

Промышленное внедрение РУС позволяет решить следующие задачи: бурение скважин с экстремально большими отходами (ERD); проводка сложных стволов для вскрытия недоступных ранее объектов; проводка идеально вертикальных скважин (угол не более 0,2°). В 2012 г. применение РУС позволило снизить капзатраты на 1,4 %, а допдобыча составила 0,5 млн. т. Суммарный эффект за 2012–2015 гг. ожидается в объеме 5,6 млн. т.

Рисунок 2.12 –Добыча нефти в скважинах, пробуренных компанией методом РУС в 2012 г.

6. Забурка боковых стволов.На сегодня большая часть месторождений ОАО «Газпром нефть» находится на 3-й - 4-й стадиях разработки. При этом часть месторождений имеет сложные геологические условия, что в совокупности с поздней стадией разработки ведет к дисбалансу степени выработки извлекаемых запасов и обводненности. ЗБС – путь решения проблемы выработки и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых  и остаточных запасов, а также ухода от высокой обводненности продукции.

Ключевыми проектами в 2012 г. были:

● применение долот фрезерного типа для бурения ЗБС за одно «долбление» (с использованием оборудования ОАО НПП «Бурсервис» успешно пробурена скважина на Вынгапуровском месторождении) предназначено для обхода аварийного участка скважины методом ЗБС с минимальными затратами, а также может применяться для неориентированного бурения;

● бурение ЗБС с использованием РУО (успешно применено на двух скважинах Вынгапуровского месторождения). Применение РУО для решения проблем с нестабильностью ствола скважин (покрышки продуктивных пластов), с поглощением бурового раствора, для качественного первичного вскрытия пластов в условиях АНПД;

● бурение ЗБС с многостадийным ГРП (успешно проведен многостадийный ГРП на скважине Вынгапуровского месторождения после ЗБС, для разобщения участков продуктивного пласта использована мостовая пробка). Предложена к внедрению компоновка ЗАО ОКБ «Зенит». Опробование и внедрение в эксплуатацию технологии бурения БГС с многостадийным ГРП для эффективного вовлечения в разработку остаточных запасов в зонах спониженными фильтрационно-емкостными свойствами.

Накопленная дополнительная добычанефти засчет потокоотклоняющих технологийпревысила 2,2 тыс. тонн/скв.-опер.

Показатель

Факт 2011 г.

Факт 2012 г.

Количество ЗБС, шт.

33

57

Дополнительная добыча за год, тыс.тонн

99,7

233,1

Рисунок 2.13– Динамика применения и эффективность ЗБС

На 2014 г. запланировано:

●  опробование и внедрение технологии бурения ЗБС за одно «долбление» (обход аварийного участка, длина ствола до 300 м). Планируется использование компоновок ОАО НПП «Бурсервис» по мере выхода в ремонт скважин, с необходимостью обхода аварийного участка;

● внедрение технологии бурения ЗБС с использованием РУО. Планируются работы на трех скважинах на Чатылькинском, Воргенском, Холмистом месторождениях;

● использование компоновок многостадийного ГРП ЗАО ОКБ «Зенит». Планируются работы по ЗБС со спуском компоновки для многостадийного ГРП на трех скважинах на Вынгапуровском месторождении.

7.Внедрение установки ЭЦНс вентильным приводом. В среднем на каждой скважине зафиксировано снижение потребления электроэнергии на 20 %. Кроме более высокого КПД, вентильные двигатели имеют меньшие габариты по сравнению с асинхронными двигателями. Меньший размер установок позволяет проводить интенсификацию добычи нефти путем заглубления оборудования для достижения геологического потенциала скважин.

В результате проведенных испытаний положительный эффект был получен на постоянно действующих скважинах, работающих в режиме АПВ, а также на осложненном фонде. Было зафиксировано увеличение дебита скважины по сравнению с режимом АПВ, увеличение МРП в 1,5-2 раза и на столько же – сокращение затрат на электроэнергию. Планируемый эффект от полномасштабного внедрения технологии на малодебитном осложненном фонде и фонде с нестабильным притоком в 2014–2016 гг. по расчетам составит 148 млн. руб.

8. В рамках «Комплексной программы РИР» проведенные в 2012 г. работы на 14 добывающих скважинах включали закачки составов на основе полимеров F100 и WGA111. Они показали технологическую успешность работ 93 %. Среднесуточный прирост дебита нефти после проведения РИР составил 6,5 т/сут. Дополнительная добыча нефти по состоянию на 1 февраля 2014 г. составила 21,6 т. Эффект продолжается на 10 скважинах.

Проведенные работы по устранению множественных интервалов негерметичности эксплуатационной колонны привели к дополнительной добыче нефти в объеме 15,3 тыс. т по состоянию на 1 февраля 2013 г. Среднесуточный прирост дебита нефти за время эффекта составил 25,5 т/сут. В области химизации процессов добычи за 2012 г. в рамках проекта «Исследование процессов отложения АСПО на наземных коммуникациях Зимнего месторождения ООО проведены исследования химического состава отложений с осложненных объектов и осуществлен подбор реагентов и их оптимальной концентрации для предотвращения (из 12 выбрано 3) и ликвидации (из 15 выбраны 4) АСПО на

- концентрация средств на ограниченном числе объектов,

-уровень инвестиционного риска,

-предусматриваемые источники финансирования, форма инвестирования и др.

Соответственно результатам оценки инвестиционных проектов ГТМ по отдельным показателям определяется общий уровень их инвестиционных качеств. Отобранные в процессе предварительной оценки ГТМ подлежат дальнейшей углубленной экспертизе;

4)экспертиза отобранных ГТМ по критериюэффективности (доходности) играет наиболее существенную роль впроведении дальнейшего анализа вследствие высокой значимости этого фактора в системе оценки. В процессе экспертизы проверяется реальность основных показателей, связанных с объемом инвестиционных ресурсов, графиком инвестиционного потока и прогнозируемой суммой денежного потока на стадии проведения ГТМ. После приведения показателей к настоящей стоимости рассчитываются все рассмотренные ранее показатели оценки эффективности: ЧДД, ИД, ПО,ВНД.

Обобщенная оценка ГТМ по критерию эффективности осуществляется на основе  суммы ранговой значимости всех рассматриваемых показателей и показателя эффективности.В практике Общества обычно используются показатели чистой настоящей стоимости (NPV) или внутренней нормы доходности (IRR), которые позволяют определить меру эффективности ГТМ в сравнении с уровнем рентабельности, с нормой текущей доходности, со ставкой депозитного процента на денежном рынке. Аналогично проводится экспертиза отобранных ГТМ по критериям риска и ликвидности;

5)окончательный отбор ГТМ в формируемый портфель с учетом его оптимизации и обеспечения необходимой диверсификации инвестиционной деятельности производится с учетом взаимосвязи всех рассмотренных критериев. Оценка портфеля по критерию риска производится с учетом коэффициентов риска и объемов вложений в соответствующие виды ГТМ. Вначале по каждому виду рассчитываются конкретные значения показателей риска. Совокупный риск портфеля ГТМ Общества определяется как соотношение сумм инвестиций по различным направлениям ГТМ, взвешенным с учетом риска, и общей суммы инвестиций.

Выбор конкретного ГТМ из бесконечного множества альтернатив возможен при использованиидвух подходов:

- в рамках первого выбирают вариант ГТМ, который из общего множества эффективных решений минимизирует отклонение от идеального решения (целевое программирование);

- в рамках второго определяют компромиссное решение, представляющее собой оптимальный портфель  относительно целевой функции.

Кпервому подходу можно отнести анализ затрат и результатов(Nutzwertanalyse) или матрицу принятия решения, которая после приведенияв сопоставимый вид результатов реализации целей и взвешивания самих целей по их важности позволяет в качестве оптимального решения выбирать ГТМ с наивысшей суммарной степенью достижения цели (эффектом).

Ковторому подходу относится метод парных сравнений (AnalyticHierarchyProcess-Technik) (AHP-метод).. который увязывают предварительно проранжированные ГТМ по важности цели с количественно выраженными результатами их реализации по каждой альтернативе. Оптимальным ГТМ является альтернатива с наивысшей суммарной степенью достижения целей.

Из перечисленных выше методов в Обществе чаще применяется анализ затрат и результатов. Не существует строго определенных правил или моделей анализа затрат и результатов. Расчеты проводят в так называемых оценочных матрицах, или матрицах принятия решений в определенной последовательности. Для этогозатраты на производство ГТМ подразделяются на 2 группы:

- капитализируемые в стоимости активов;

- текущие затраты, отражаемые в составе расходов и относимые на финансовые результаты деятельности в периоде их возникновения.

Капитализация затрат на ГТМ производится в случаях, если:

1. Целью ГТМ является создание новой скважины;

2. Производство ГТМ связано с проведением реконструкции (модернизации) скважин.

Проведение ГТМ приводит к созданию нового объекта основных средств в случае, если целью производства ГТМ является:

- Ввод новых скважин;

- Ввод в действие ранее ликвидированных скважин.

Производство ГТМ связано с проведением реконструкции (модернизации) скважин, если: в результате работ происходит изменение конструкции скважины,  направленное на изменение характеристик (ТЭП) в случае выполнения хотя бы одного из следующих условий:

- изменение назначения скважины по сравнению с ранее предусмотренным проектной документацией;

- направленность на разработку дополнительных запасов нефти по сравнению с ранее предусмотренными в соответствии с проектной документацией, что предполагает: выход за интервал проектного горизонта или выход за проектный круг допуска скважины или изменение конструкции забойной части (кроме потери диаметра эксплуатационной колонны).

Данным критериям могут удовлетворять два вида ГТМ: строительство боковых стволов скважин и углубление забоя скважин.

Квалификация ГТМ с точки зрения капитализации затрат на их проведение производится в Обществе в 3 этапа.

1 этап. Определяется цель производства ГТМ:

А) В случае, если целью производства ГТМ является:

- строительство (ввод) новых скважин, либо ввод в действие ранее ликвидированных скважин, затраты на проведение ГТМ квалифицируются как капитализируемые расходы, связанные с созданием нового объекта основных средств (скважины).

A) В случае, если видом ГТМ является углубление забоя скважин,затраты на проведение ГТМ квалифицируются как капитализируемыерасходы, связанные с проведением реконструкции (модернизации) скважины.

Б) В случае, если видом ГТМ является строительство боковых стволов скважин, выполняется 3 этап квалификации затрат на проведение ГТМ.

B) В случае, если видом ГТМ является любой из прочих видов ГТМ,затраты на проведение ГТМ квалифицируются как текущие расходы(поскольку не выполняются критерии для квалификации работ в качествереконструкции (модернизации) скважин, а именно: в результате данныхработ не происходит изменение конструкции скважины, как отдельного объекта основных средств, обусловленное воздействием проводимых работ непосредственно на скважину как средство труда, и/или данные работы не направлены на изменение характеристик (ТЭП).

3 этап. Производится проверка наличия изменения конструкции скважины в результате произведенных работ по строительству БС:

- Выход за интервал проектного горизонта;

- Выход за проектный круг допуска;

- Изменение конструкции забойной части (кроме потери диаметра эксплуатационной колонны).

А)В случае,если в результате выполненных работ по строительству бокового стволаконструкция скважины изменена, затраты на проведение ГТМ квалифицируются как капитализируемые расходы, связанные с проведением реконструкции (модернизации) скважины.

Б)В случае, если в результате выполненных работ по строительству бокового стволаконструкция скважины не изменена, затраты на проведение ГТМ квалифицируются как текущие расходы.

Схема выполнения 3 этапа квалификации затрат на проведение ГТМ представлена на рис. 2.15..

Для проведения расчетов эффективности ГТМ в ОАО «Газпром нефть» используютсяПП «АТЛАС-Эффективность ГТМ» – программный пакет, предназначенный для технологической эффективности геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. Функциональное предназначение заключается в автоматизации расчета технологической эффективности ГТМ и прогноза добычи нефти методами экстраполяции характеристик вытеснения с целью подготовки исходных данных для геолого-промыслового анализа.

Экстраполяционные промыслово-статистические методы широко используются в процессе геолого-промыслового анализа и рекомендованы отраслевыми руководящими документами (РД) в силу их оперативности и простоты.В качестве документальной основы при реализации ПП«АТЛАС -Эффективность ГТМ»использованы материалы «Методического руководства по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», целью которого является установление единых принципов и подходов к определению эффективности ГТМ.

Методика составлена на основе обобщения теоретических и промысловых исследований, выполненных в научно-исследовательских и производственных учреждениях страны, а также результатов работ, выполненных за рубежом.Оценка технологической эффективности ГТМ проводится сравнением производственных показателей нефтедобывающих объектов (скважина, группа скважин, элемент разработки, объект разработки, месторождение), полученных в результате применения ГТМ с расчетными показателями, которые

ГЛАВА 3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПОДХОДОВ

ФОРМИРОВАНИЯ ПРОГРАММ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ

МЕРОПРИЯТИЙ ДОБЫВАЮЩЕГО ПРЕДПРИЯТИЯ НА ОСНОВЕ ОЦЕНКИ ИХ ЭФФЕКТИВНОСТИ С УЧЕТОМ РИСКА

3.1.Формирование последовательности экономического обоснования программы геолого-технических мероприятий на основе системного подхода

Существует множество способов оценки потенциала ГТМ в добывающих предприятиях. Изучив особенности деятельности ОАО «Газпром нефть» остановимся на случае, когда первой задачей Общества является ряд скважин, дебит которых необходимо увеличить благодаря проведению мероприятий по ГТМ. Данные мероприятия имеют продолжительное действие до 4-х лет и требуют большого объема финансирования. Поэтому рассматриваются разные проекты их реализации. Для удобства мы прибегнем к последовательной схеме с целью наглядного восприятия методики формирования плана ГТМ (рис. 3.1)

Рисунок 3.1 - Процедура отбораГТМ по критериям эффективности

Для оценкиГТМ выявляетсяряд показателей, критериев, по которым будут исследоваться мероприятия.Во первых, оценивается каждый ГТМ и выявляются такие какNPV,IRR,PP,PI, чтобы на основании этих значений проводить сравнительную характеристику. Полученные показатели противоречивые, поскольку по разным критериям, разные ГТМ занимают более выгодную позицию. Поэтому следует ввести многокритериальныйпоказатель, который сможет отразить комплексную оценку проектов, используя способы расчета:

1)справедливого компромисса, суть метода заключается в том, чтосправедливым будет считаться такой компромисс, при которомотносительный уровень снижения качества по одному или несколькимкритериям не превосходит относительного уровня повышения качества поостальным критериям (меньше или равен) [Бухалков М.И. Планирование на предприятии: Учебник. - 3-е изд., испр. и доп. -М.: ИНФРА-М, 2005.-416 с.];

- преимущества: возможность проводить обоснованный выбор принципов оптимальности и выявлять их логический смысл;

- недостатки: успешное решение проблемы нормализации во многом зависит от того, насколько точно и объективно удается определить идеальное качество решения;

2)квазиоптимизации локальных критериев (метод последовательныхуступок), суть метода заключается в том, что поиск не единственноготочного оптимума, а некоторой области решений, близких к оптимальному, квазиоптимального множества. При этом уровень допустимого отклонения от оптимума определяется с учетом точности постановки задачи(например, в зависимости от точности вычисления величины критериев), атакже некоторых практических соображений (например, требованийточности решения задачи [Бренц А. Д. План повышения эффективности производства на газопроводном транспорте: учебное пособие по курсу «Организация и планирование предприятий транспорта и хранения нефти и газа». - М.: [б. и.], 2009,41с.]:

- преимущества: подход позволяет значительно сузить первоначальную допустимую областьX, когда переходим к следующему по важности критерию;

- недостатки: метод последовательных уступок целесообразноприменять для решения тех многокритериальных задач, в которых все частные критерии естественным образом упорядочены по степени важности, причем каждый критерий настолько существенно более важен, чем последующий, что можно ограничиться учетом только попарной связи критериев и выбирать допустимое снижение очередного критерия с учетом поведения лишь одного следующего критерия; для назначения значения уступок с целью выяснения взаимосвязи частных критериев фактически приходится решать большое число задач;

3)свертывания векторного критерия в суперкритерий -суть методазаключается в том, что сведение многокритериальной задачи коднокритериальной путем свертывания векторного критерия всуперкритерий. При этом каждый критерий умножается на соответствующийему весовой коэффициент (коэффициент важности):

- преимущества: учитывает весовой критерий показателя;

- недостатки: сложность расчетов, при определении суперкритерия;

4)метод сумм - суть метода заключается в том, что определяютсяэталонные значения показателейау-(например, максимальное значение извсей совокупности(a3J- =maxatJ),если увеличение данного показателя ведет кулучшению рассчитываемой комплексной оценки, минимальное значение{aoj-min а,у) - в другом случае). Ранжируются значения показателейa,jотносительно выбранного эталонаау-,т.е. эталон получает 1 -ое место, далее -2-ое и т.д. Определяется сумма. [Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов: Теория и практика: Учебноепособие.- М.: Дело, 2011. - 832 с]:

- преимущества: легкость в расстановке рангов, простота подсчета;

- недостатки: все критерии равнозначны, ручная расстановка рангов;

5)метод расстояний, суть метода заключается в том, что производится выборэталонного значения показателей аэ] (аналогично методу суммы мест). Отклонения фактического от эталонного, соответственно, значенияi-ro показателя поj-муобъекту исследования- естькоэф-т сравнительной значимости.

- преимущества: наличие критерия сравнительной значимости;

- недостатки: сложность в расчете по формулам, большая вероятность возникновения ошибки;

6)метод средневзвешенного показателя - суть метода заключается втом, что производится выбор эталонного значения, расстановка рангов. Эталонномузначению соответствует максимальная оценка, самому худшему -минимальная:

- преимущества: наличие весового коэффициента, определяющего значимость критерия;

- недостатки: ручная расстановка рангов, долговременная расстановка рангов, показатели могут быть неравнозначны по сути;

7)нормирование показателей -выбор значений максимума и минимума.

показателю.

Рисунок 3.2. - Выбор методики экономической оценки ГТМ

Таким образом, сформировался один из этапов алгоритма формирования программы ГТМ.Сравнительный анализ методов многокритериальной оптимизации показал преимущество метода нормирования показателей, но следует учитывать важность критериев оценки, благодаря чему можно отдавать предпочтение тому критерию, который наиболее важен в той или иной ситуации. Другими словами следует определять весовой коэффициент для каждого показателя. Например, если у НДП ограничены финансовые ресурсы, то следует увеличить вес данного критерия, если же важна рентабельность вкладов, то соответственно увеличить вес критерия рентабельности [Байков Н.М. Основные показатели внедрения новых методов увеличения нефтеотдачи в США.//Нефтяное хозяйство. - 2012. - №11. - с.8-9.].

Проведя анализ имеющихся для реализации ГТМ необходимо их проанализировать. Анализ производится при помощи программыMicrosoftExcel, методом нормирования показателей влияния факторов. Для начала следует определить ряд факторов, по которым будет производиться оценка. Для того, чтобы провести первоначальный отбор необходимо сформировать базу экономически рентабельных ГТМ, таким образом, сразу произойдет отсев мероприятий, которые в данный момент времени при имеющихся технологиях и других внешних экономических данных являются нерентабельными или трудноизвлекаемыми. Первоначальный отбор будет производиться по традиционным критериям экономической эффективностиNPV,IRR,PP,PI, на сравнение их с нормируемым значением (для разных предприятий может быть разным). Затем по выбранному выше методу необходимо рассчитать комплексный критерий, таким образом, будет выполняться третий шаг алгоритма формирования плана [Ендовицкий В.В. Проектное управление - потенциал развития супервайзинга строительства скважин // Бурение и нефть. 2011. №9. С.60.].

На рисунке 3.3. отражены заключительные этапы формирования плана реализации стратегии, которые являются взаимосвязанными, но, тем не менее, каждый из них может рассматриваться независимо, имея определенные подцели и задачи.Такая комплексная оценка ГТМ имеет ряд преимуществ по сравнению с традиционным подходом, используемым в Обществе, а именно:

- позволяет учесть специфику отрасли за счет использования технико-технологических критериев эффективности;

способствует повышению степени обоснованности принимаемых управленческих решений по реализации мероприятий за счет анализа большего объема информации, в том числе касающейся длительности эффекта;

позволяет учесть фактор ограниченности и невозобновляемости ресурсов углеводородов.

Рисунок 3.3. - Последние этапы формирования плана реализации портфеля ГТМ в НДП

Несмотря на то, что в разных нефтедобывающих компаниях используют различные показатели при экономическом обосновании эффективности реализации ГТМ, практически во всех случаях проводят расчет чистого дисконтированного дохода (NPV), т.к. именно этот показатель позволяет оценить целесообразность мероприятия. При этом значениеNPV может варьироваться в зависимости от того, по какой методике он рассчитан.

Основываясь на результатах анализа существующих подходов к формированию программы ГТМ в разных нефтедобывающих компаниях, нами сделан вывод о том, что основная задача программы мероприятий по интенсификации добычи нефти - увеличение текущих финансовых и производственных показателей деятельности предприятия. Такой подход приводит к необоснованному росту доли ТИЗ и ранней «гибели» месторождения.

В то же время обеспечение полноты выработки углеводородного сырья из недр относится к одной из наиболее значимых стратегических целей не только отдельных компаний, но и нефтяной промышленности в целом. В связи с этим мы считаем, что основополагающим при формировании программы ГТМ должен стать принцип учета стратегических целей по достижению сбалансированных пропорций между воспроизводством и извлечением запасов.

Следует заметить, что в нефтегазовом бизнесе высокое значение КИН не является первостепенной целью недропользователя. Главное для него - получение максимальной прибыли для удовлетворения экономических интересов акционеров компании и инвесторов. Решение этой задачи, как правило, входит в противоречие с достижением максимально возможного КИН. Увеличение КИН и на этой основе увеличение извлекаемых запасов -одна из важнейших задач хозяина недр, т.е. государства, а не недропользователя.

Рисунок 3.4. – Этапы планирования программы ГТМ НДП

Основываясь на общепринятых принципах планирования и необходимости учета специфического для программы ГТМ принципа ориентации на стратегические цели, мы выделили следующие необходимые этапы планирования программы ГТМ для нефтедобывающего предприятия (рис. 3.4).

Подводя итог вышеизложенному, стоит отметить, что использование предлагаемого подхода к планированию программы ГТМ позволит нефтедобывающим предприятиям разработать оптимальную с точки зрения максимально возможного извлечения нефти и результативности программу. Критерии оптимальности программы мы обобщили в следующем параграфе.

3.2.Отбор основных критериев эффективности ГТМ.

Корректировка оценки с учетом риска

В практике оценки мероприятий применяется большое число критериев, между тем, многие из них рассчитываются только для проверки на соответствие нормативному уровню, а окончательный выбор делается по одному критерию. Перед лицом принимающем решение о проведении ГТМ стоит важная задача - какой именно критерий будет основным для проведения выборки мероприятий. В частности в России, таким критерием является чистый дисконтированный доход (NPV), а в европейских странах выбор мероприятий осуществляется по индексу доходности (PI).

Таким образом, возникает проблема выбора критериев длякомплексной оценки ГТМ. Исследования в этой области показывают, что в качестве основных критериев включения мероприятий ПНП в план повышения эффективности нефтегазового производства следует использовать показатели прироста чистого дисконтированного дохода и индекс доходности.

Недостатком вышеизложенного метода планирования является отсутствие в оценке технологических показателей, так как проведение ГТМ увеличивает дебит жидкости, но не всегда дебит нефти. Предлагаем ввести в критерии оценки технологические показатели, позволяющие принимать более качественные управленческие решения по отбору и планированию геолого-технических мероприятий (см. рис 3.5). Приведенные критерии эффективности ГТМ обладают разной степенью значимости, которая определялась экспертным методом.

Рисунок 3.5. - Показатели эффективности проведения ГТМ

Предлагаемый набор показателей позволяет осуществлять оценку ГТМ с учетом их специфики, и отражения неявных экономических эффектов, которые могут повлиять на привлекательность мероприятия. В этой связи предлагается включить впоказатели комплексной оценкиГТМтакие критерии как:

-коэффициент доходности мероприятия, который характеризуетотносительную величину суммарного эффекта, достигаемого приосуществлении мероприятия, по сравнению с эффектом без проведениямероприятия, пересчитанного на момент принятия решения при условии, чтоставка дисконтирования отражает стоимость капитала;

внутренняя норма рентабельности, которая отражает максимальную стоимость капитала, используемого для финансирования инвестиционных затрат, при котором предприятие, реализующее ГТМ не несет убытков;

срок окупаемости проекта, необходим как условие для определения дисконтированного срока окупаемости, может быть сформулировано как нахождение момента времени, когда современная ценность доходов, получаемых при реализации ГТМ, сравняется с объемом необходимых затрат;

-индекс прибыльности инвестиций, показывает каков уровеньгенерируемых реализованным мероприятием доходов, получаемых на однуединицу капитальных вложений;

-конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть отначальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежидо предела экономической рентабельности;

-удельные затраты показывают какое количество финансовыхресурсов на проведение геолого-технического мероприятия приходится на 1тонну дополнительно добытой нефти;

-относительный прирост дебита показывает, как изменятся объемыдобычи нефти в результате проведения геолого-технического мероприятия.

Таким образом, среди широкого множества критериев оценки результативности ГТМ, были выделены наиболее важные, способные отразить как экономическую эффективность проведения ГТМ, так и технологическую. Конечный список рассматриваемых критериев состоит из коэффициента доходности мероприятия, внутренней нормы рентабельности, срока окупаемости, индекса прибыльности инвестиций, конечного коэффициента извлечения нефти, удельных затрат и относительного прироста дебита. Среди одного из достоинств стоит отметить, что вышеуказанные показатели являются относительными, что значительно облегчает расчет комплексной оценки.

Как показывает опрос крупнейших нефтяных компаний США, 98% из них используют в качестве основного или дополнительного, по крайней мере, один из динамических критериев, а многие - несколько. Для окончательного решения привлекаются и дополнительные критерии, в том числе и неформальные, например, связанные с экологией и безопасностью персонала. Наиболее популярна следующая триада формальных показателей (45% опрошенных компаний):IRRи период окупаемости в качестве основных иNPVкак дополнительный измеритель, а 9% компаний вовсе не прибегали к статичным методам. Эти факты также подтверждаются выборочным опросом 103 крупнейших нефтяных и газовых компаний США (92% сбыта нефтепродуктов и газа). Согласно данному исследованию, 67% компаний в качестве основных показателей:

во-первых, используютIRR;

во-вторых,NPV(31% опрошенных);

в-третьих, используют неэкономические показатели (12%).

При расчете всех приведенных выше показателей большое значение играет влияние риска, которому уделяется недостаточное внимание.Теория риска применительно к инвестиционным проектам начала интенсивно развиваться за рубежом с 50-х гг. предыдущего столетия. Наибольшее число исследований, посвященных этой теме, принадлежит американским ученым, но названная проблема активно изучалась и в западноевропейских странах. В то же время в нашей стране серьезное внимание уделялось развитию математического аппарата анализа рисков применительно к теориям планирования эксперимента в естественных и технических областях знаний.

Риск характеризуется как возможность возникновения в ходе реализации проекта неблагоприятных ситуаций и последствий. Под риском понимают вероятность потери части ресурсов, недополучения доходов, появления дополнительных расходов по сравнению с ожидаемым вариантом.Проектные риски - это совокупность рисков, связанных с реализацией инвестиционного проекта, которые способны снизить эффективность. Общая классификация рисков представлена в таблице.

Таблица 3.1.- Характеристика и причины возникновения рисков

Вид риска

Характеристика

Факторы возникновения риска

Отраслевой риск

Вероятность потерь в результате изменений в экономическом состоянии отрасли и степенью этих изменений как внутри отрасли, так и по сравнению с другими отраслями.

-конъюнктура цен на нефть и продуктынефтепереработки;

-конкуренция в отрасли

-цены на сырье, оборудование и услуги

Страновый риск

Риск текущих или будущих изменений политических или экономических условий в стране, которые могут повлиять на способность страны, фирм и других заемщиков отвечать по обязательствам внешнего долга.

-изменение курса страны;

разработку недр;

-определения энергетической стратегии, тарифообразования, национализации активов или либерализации экономики;

-повышение ставок налога к действующим;

-отмена налоговых льгот.

Правовой риск

Риск потерь (обесценения активов ли увеличения обязательств) в связи с невозможностью обеспечения принудительного исполнения сделок и обязательств по ценнымбумагам другими сторонами

- изменение налогового законодательства;

- изменение таможенного законодательства;

- изменение правил валютного регулирования;

- изменение лесного законодательства;

- изменение земельного законодательства;

-изменение законодательства и условийнедропользования;

-изменение нормативной документациипо лицензированию;

- изменение экологических норм, правил.

Инвестиционный риск

Риск вызванный возможным обесцениванием инвестиционно-финансового портфеля, состоящего изсобственных и приобретенных бумаг.

последующими срывами и перебоями впроизводстве;

планирования;

-низкие конкурентные преимущества;

- ошибки при заключении контрактов.

Финансовый риск

Риск, связанный с невыполнения предприятием обязательств перед инвестором, а также риск не  обеспечения или недостаточного проекта финансированием.

-изменение курса валют;

-инфляция;

-изменения процентных ставок;

-не обеспечения проекта финансированием.

Производственный риск

Риск, связанный с возможностью невыполнения своих обязательств перед заказчиком.

-нарушение ритмичности производства;

-невыход на проектную мощность;

фондов;

-износ технологического оборудования.

Экологический риск

Допущение вероятности причинения вреда природной среде ради достиженияэкологического или экономического эффекта

-сжигание попутного газа;

-рекультивационные работы

-первичная очистка нефти;

закачивание в скважины  воды высокого давления:

-стихийные бедствия.

Чтобы прогнозировать последствия проявления рисков, своевременно реагировать на угрозу их возникновения, а также рационально управлять рисками и объективно учитывать факторы риска при управлении портфелем ГТМ, необходим системный подход к изучению и анализу рисков.

Существенное влияние на деятельность НДП могут оказать отраслевые риски, основными из которых являются конъюнктура цен на нефть и продукты нефтепереработки как на мировом, так и на внутреннем рынке РФ, технологические риски, конкуренция в отрасли, цены на сырье, оборудование и услуги.Наиболее значительное влияние на финансовые показатели компании оказывает уровень цен мирового и российского нефтяного рынка.

Рассмотренные риски общей классификации, представляют собой качественный анализ рисков в инвестиционной деятельности, выполненный по причине их возникновения. По времени проявления риск можно разделить на предоперационный и операционный. Анализ по стадиям осуществления проекта позволяет финансирующей организации выявить риск, присущий конкретному проекту, и предусмотреть меры по его снижению. Риск по причинам возникновения (в частности, на рынке ценных бумаг) делиться на функциональный, денежный, инфляционный риск. По своим последствиям риск можно подразделить на риск прекращения деятельности и вариационный риск, обусловленный изменчивостью доходов, получаемых от ценных бумаг. Характеристика рассмотренных рисков представлена в табл. 3.2.

НГП, как система, в отличие от других отраслей материального производства обладает рядом специфических особенностей. Наиболее существенными из них с точки зрения анализа эффективности ГТМ и риска являются:

-большая зависимость показателей и критериев эффективности затрат от природных условий, от уровня использования разведанных и извлекаемых ресурсов углеводородов;

-динамический характер природных факторов;

-вероятностный характер большинства ТЭП разработки нефтяных и газовых месторождений;

-изменение воспроизводственной структуры капиталовложений в сторону увеличения их доли, направляемой на компенсацию падения добычи на старых месторождениях;

-большая продолжительность реализации проектов;

-высокая капиталоемкость нефтегазодобычи, необходимость осуществления крупных начальных инвестиций, длительный период возмещения начального капитала и др.

Таблица 3.2. -Характеристика и причины возникновения рисков ГТМ

Вид риска

Характеристика

Факторы возникновения риска

Операционный риск

Риск потерь, возникающий в результате отказов, ошибок или неадекватности  внутренних процессов, систем или персонала      или вследствие внешних событий.

- невозможность поддержания рабочего состоянияэлементов инвестиционного проекта;

-нарушение безопасности;

-отступление от целей ГТМ.

Функциональный риск

Риски характеризует, невозможность своевременно и в полном объемеконтролировать финансово-хозяйственную деятельность, собирать и анализировать соответствующую информацию.

- неэффективная система внутреннего аудита;

- неразвитая схемыдокументооборота.

Денежный риск

Вероятность возникновения неблагоприятных финансовых последствий в форме потери дохода и капитала в ситуации неопределенности условий осуществления его финансовой деятельности.

-колебания процентных ставок;

-снижение доходности  ценныхбумаг;

обесценение капитала, вложенного в ценную бумагу.

Инфляционный риск

Риски заключаются в возможности финансовых потерь из-за обесценивания денег и увеличения их массы, обращаемой в государстве

-обесценивание реальной стоимости капитала;

- изменение процента налогообложения;

- изменение уровня расходов  их государственного и местного бюджетов.

Риск прекращения деятельности

Риск представляет  собой опасность в итоге капитала, полной   утраты предприятием собственного капитала и неспособности его рассчитываться по взятым на себя обязательствам.

-банкротство;

-неплатежеспособность;

-бесперспективность дальнейшихпоисков УВС.

Вариационный риск

Риск, обусловленный изменчивостью доходов, получаемых от ценных бумаг.

доходности;спрос и предложение на конкретную акцию или облигацию.

-изменчивость дохода ценнойбумаги.

Проектирование разработки месторождений производится на основе неполной геолого-геофизической информации об объектенедостаточной для минимизации потерь в разработке, вызванных недостаточной степенью изученности объекта на момент начала проектирования, что приводит к принятию инвестиционных решений в условиях риска и неопределенности. Эти особенности НДП оказывают влияние на формирование системы рисков. ГТМ присущи все виды рассмотренных рисков. Кроме того, существуют специфические для нефтегазовой отрасли риски (рис.3.6).

Рисунок 3.6- Классификация специфических рисков

Основными причинами рисков, возникающих при реализации ГТМ, являются: распределение отдачи от проекта во времени; разброс значений каждой переменной, влияющей на величину критериев эффективности; значительные расходы, связанные со сбором дополнительной информации.Все участники реализации ГТМ заинтересованы в том, чтобы снизить вероятность принятия неудачного (неэффективного) решения, избежать провала ГТМ или убытков. Для этого участники ГТМ вынуждены учитывать все возможные последствия реализации мероприятия в меняющейся среде.В связи с этим необходимо различать понятая «риск» и «неопределенность».

Неопределенность предполагает наличие некоторых факторов, результаты воздействия которых недетерминированы, а степень влияния на ГТМ неизвестна. Выделяют внешние и внутренние факторы неопределенности. К внешним, относятся действия конкурентов, реакция рынка на те или иные события и т.д. Внутренние факторы - это профессионализм работников, ошибки, допущенные в определении характеристик проекта и др.

Подриском понимают вероятность наступления какого-либо события, которое связано с потерей части ресурсов, недополучением дохода или появлением допрасходов по сравнению с вариантом, предусмотренным ГТМ.

Анализ рисков ГТМ подразделяется на: 1) качественный; 2) количественный.Качественный анализ рисков имеет целью определить (идентифицировать) факторы, области и виды рисков и выполняется с помощью эвристических методов на формально-абстрактном уровне мышления.Количественный анализ рисков должен дать возможность численно определить размеры отдельных рисков и риска ГТМ в целом.

НДП обладает рядом специфических особенностей. Наиболее существенными из них с точки зрения эффективности ГТМ и риска являются:

а) зависимость показателей эффективности ГТМ отприродных условий, от уровня использования разведанных и извлекаемыхресурсов углеводородов, от качества проведения геологоразведочных работ;

б) изменчивость во времени природных факторов;

в) высокая капиталоемкость отрасли;

г) длительный период окупаемости начального капитала;

д) вероятностный характер большинства технико-экономическихпоказателей разработки месторождений, высокая неопределенностьинформации, используемой при составлении ГТМ;

ж)необходимость опережающего проектирования геологоразведочных работ по сравнению с проектированием добывающих предприятий;

з)наличие нескольких стадий эксплуатации месторождений;

к)удаленность нефтегазонасыщенного пласта и подземной части эксплуатационного оборудования от места непосредственного управления процессом добычи;

л)каждое месторождение является уникальным, что вызывает необходимость проведения целого комплекса ГТМ на протяжении всего периода освоения и др.

Эти особенности определяют специфику ГТМ и оказывают влияние на формирование системы рисков.Систематический риск присущ любому ГТМ и по своей сути является риском рыночных отклонений, вызванных в основном такими факторами, как изменение экономической или политической ситуации, а также изменениями, происходящими на мировом рынке энергоносителей. Несистематический риск различен для каждого НДП, и связан в основном с природно-геологическими и технико-технологическими особенностями производства.Подобное деление рисков позволяет максимально точно определить, какие меры следует принять, чтобы минимизировать возможный ущерб.Учитывая рассмотренные особенности рисков, можно на качественном уровне (низкая, средняя, высокая) оценить вероятность проявления наиболее важных из них. Результаты такой оценки приведены в табл. 3.3.

Таблица 3.3.- Степень проявления наиболее важных рисков ГТМ

Вид риска

Степень риска

Комментарии

Специфические риски

Высокая

Данные риски зависят от множества факторов, проявление которых может одновременно вызвать систему рисков

Риск падения общемировых цен на нефть

Высокая

Нестабильность мировых цен на нефть, реализация проекта в условиях финансового кризиса

Риск измененияналоговогозаконодательства

Высокая

Значительная доля налогов в структуре себестоимости добычи нефти

Риск ростаэксплуатационныхзатрат

Средняя

Анализируемое месторождение находится на стадии стабилизации падающей добычи, сопровождающееся остановкой низкодебитных и обводненных скважин, но при этом для стабилизации добычи необходимо проведение ГТМ

Риск ростакапитальныхвложений

Высокая

Стадия стабилизации добычи сопровождается высокими капитальными вложениями, необходимыми для бурения

Следует отметить, что результаты качественного анализа рисков не содержат рейтинговые оценки, что исключает возможность их формализованной обработки и применения соответствующего математического аппарата для анализа и минимизации.

Особенности каждого метода анализа заключаются в следующем:

1.Статистический метод оценки рисков. Использует аппаратматематической статистики. В основе метода лежит измерение такихпараметров рискового события, как дисперсия (D), среднеквадратическоеотклонение (о), коэффициенты вариации (Cv) и корреляции (R). Кстатистическим также относят модель оценки доходности капитальныхактивов (САРМ) У. Шарпа и Г. Марковича.

2.Метод корректировки нормы дисконта.Осуществляет приведение будущих потоков платежей к настоящему моменту времени (т.е. обыкновенное дисконтирование по более высокой норме). Основная идея метода заключается в корректировке  базовой нормы дисконта, которая считается безрисковой или минимально приемлемой путем прибавления величины премии за риск, после чего производится расчет критериев эффективности инвестиционного проекта -NPV,IRR,PI по вновь полученной таким образом норме. Решение принимается согласно правилу выбранного критерия.

В общем случае, чем больше риск, ассоциируемый с ГТМ, тем выше должна быть величина премии, которая может определяться по внутрифирменным процедурам, экспертным путем или по формальным методикам.

3.Метод достоверных эквивалентов.В отличие от предыдущего метода в данном методе осуществляется корректировка не нормы дисконта, а неожидаемых значений потока платежей путем введения специальных понижающих коэффициентов для каждого периода реализации ГТМ. В результате осуществляется приведение прогнозного денежного потока к величинам, получение которых достоверно.

4.Анализ чувствительности показателей сводится к исследованию зависимости результирующего показателя от вариации значений показателей, участвующих в его определении. Обычная процедура предполагает изменение одного исходного показателя, в то время как значения остальных считаются постоянным. На основе этого пересчитывается новая величина используемого критерия (например,NPV илиIRR). Таким же образом исчисляются показатели чувствительности по каждой из остальных переменных.

5.Метод сценариев. - данный метод позволяет совместить исследование чувствительности результирующего показателя с анализом вероятностных оценок его отклонений. Рассчитываются пессимистический сценарий возможного изменения переменных, оптимистический и наиболее вероятный. Полученные варианты показателей сравниваются с базисным и делаются необходимые рекомендации.

6.Анализ вероятностных распределений потоков платежей,зная распределение вероятностей для каждого элемента потока платежей, можно определить ожидаемую величину чистых поступленийналичностиM(CF) в соответствующем периоде, рассчитать по ним чистую современную стоимость проектаNPV и оценить ее возможные отклонения. Проект с наименьшей вариацией доходов считается менее рисковым.

7.Метод «Дерево решений»обычно используются для анализа рисков ГТМ, имеющих обозримое число вариантов развития. Они особенно полезны в ситуациях, когда решения, принимаемые в момент времениt = п зависят от решений, принятых ранее, и в свою очередь определяют сценарии дальнейшего развития событий. Дерево решений имеет вид нагруженного графа. Его вершины представляют ключевые состояния, в которых возникает необходимость выбора, а дуги (ветви дерева) - различные события (решения, последствия, операции), которые могут иметь место в ситуации, определяемой вершиной. Каждой дуге (ветви) дерева могут быть приписаны числовые характеристики (нагрузки), например, величина платежа и вероятность его осуществления. В общем случае использование данного метода предполагает выполнение следующих шагов:

а) исходя из значений всех вершин и дуг рассчитывают вероятноезначение критерияNPV (либоIRR,PI);

б) проводят анализ вероятностных распределений полученныхрезультатов.

8.Метод имитационного моделированияоснован на нахождении результирующего показателя при многократном повторении модельного эксперимента. Имитационное моделирование позволяет учесть максимально возможное число факторов, его применение особенно эффективно в тех случаях, когда исследуемые взаимосвязи сложны, носят стохастический характер и не могут быть смоделированы в условиях объектного эксперимента, что делает возможным создание случайных сценариев. Результат анализа риска выражается не каким-либо единственным значениемNPV, а в виде вероятностного распределения всех возможных значений этого показателя, то есть появляется возможность получения интервальных, а не точечных показателей. Процесс имитации осуществляется таким образом, чтобы случайный выбор значений из определенных вероятностных распределений не нарушал существования известных или предполагаемых отношений корреляции переменных. Результаты имитации собираются и анализируются статистически, чтобы оценить меру риска.

Далее необходимо рассмотреть как учитывается риск именно при формировании и реализации портфеля ГТМ.Как показывает недавнее исследование 494 НГК мира, при анализе риска проектов ГТМ применяют:

- 32% - анализ чувствительности;

- 23% - уменьшение срока реализации проекта (корректировка параметров проекта);

- 15% - субъективный анализ;

- 30% - вероятностные методы (Рамазанов Д.Н. Экономико-математическая модель оптимизации плана геолого-технических мероприятий по стабилизации добычи нефти // Аудит и финансовый анализ, №1, 2010)

Как показывает исследованиеRobichekA.A.,MyersS.C., наиболее распространенным на практике методом учета риска проектов у нефтедобывающих компаний является метод прибавления к ставке дисконтирования премии за риск - более 46% компаний используют только этот метод, причем доля небольших компаний, использующих этот метод, составляет 55% [Юмсунов М.С, Лебедев А.С. Направления повышения эффективности использования ресурсного потенциала нефтедобычи на поздних стадиях эксплуатации недр. // Социально-экономические проблемы развития предприятий и регионов (МК-125-18): материалы Восьмой Международной Научно-практической конференции, Пенза, 2008.].

Однако следует отметить, что применение данного подхода предполагает существование произвольных эквивалентов определенности для каждой выгоды и затраты и премии за риски (кроме странового) в большинстве случаев устанавливаются субъективно, что, естественно, может приводить к совершенно различным результатам.Если имеется возможность оценить вероятности развития событий по каждому из сценариев ГТМ, можно определить ожидания критериев эффективности и сравнить их по отдельным проектам.

Итак, в качествеосновных этапов управления рисками финансирования ГТМ могут быть выделены следующие.

1.Идентификация рисковобеспечение управления выявленных рисков. На этом этапе на основе исходнойинформации осуществляется классификация рисков.

2.Оценка рисков.

3.Реакция на риски.

Далее нами будут рассмотрены наиболее эффективные методы риск-менеджмента .Диверсификация - это распределение усилий компании между различными ГТМ, результаты которых непосредственно связаны между собой.Принимая решение об инвестициях в какой-либо ГТМ, инвестор должен рассматривать проект не изолированно, а во взаимосвязи с другими ГТМ.

В качестве инструмента управления рисками могут использоваться различные виды страхования. При этом соответствующие договоры страхования могут заключаться как кредитором (инвестором), так и проектной компанией.Страхование выступает механизмом формирования резервов для финансирования программ ГТМ. Чаще всего осуществляется «выборочное» страхование наиболее вероятных рисков. В настоящее время выделяют лишь такие группы рисков ГТМ по страховым договорам, как:

1)имущественные риски (в отношении собственного имущества иимущества, арендованного для осуществления ГТМ);

2)специфические риски, связанные непосредственно с ГТМ (выделяют только риски, возникающие припотере контроля над скважиной в процессе ее забуривания, освоения, капитального ремонта и т.д.);

3)риски ответственности (ответственность перед третьими лицами, ответственность работодателя и прочие виды).

В связи с высокой стоимостью оборудования, используемого при проведении ГТМ, компаниям целесообразно применять стратегию страхования, основанную на действительной стоимости, которая обеспечивает наиболее полное возмещение ущерба и максимальную защиту активов компании в случае крупных аварий.

К специфическим рискам, подлежащим страхованию, относят выход скважины из-под контроля либо в процессе бурения, либо при проведении технических работ. Скважина считается вышедшей из-под контроля при наличии непреднамеренного выброса из скважины бурового раствора, газа, нефти или воды выше поверхности земли или дна, который не может быть быстро остановлен при помощи имеющегося оборудования.Появление этого специфического вида страхования относится к концу 40-х годов прошлого столетия, а в начале 50-х годов появилась первая стандартная форма Ллойда, в которой было дано определение «выхода скважины из-под контроля». В настоящее время стандартным является покрытие на основеOperator'sExtraExpense (ОБЕ) илиEnergy,ExplorationandDevelopment (EED 8/86). Базовые условия покрытияEED 8/86 представлены в табл. 3.4..

Обозначенные условия могут быть расширены за счет включения дополнений к основному покрытию в рамках установленных комбинированных лимитов и за счет допплаты. Лимиты ответственности по скважинам зависят как от глубины самой скважины, так и от проводимых ГТМ.

Страхование ответственности перед третьими лицами действует в отношении имущества, здоровья и жизни третьих лиц и распространяется на территорию или окрестности промышленной зоны. Сюда включаются как причинение этим лицам телесных повреждений, так и загрязнение окружающей среды.Таким образом, рассмотренные выше группы рисков по страховым договорам не предусматривают риски, присущие конкретным направлениям осуществления ГТМ, например, риск отклонения в полученном объеме, риск высокой обводненности пласта (более 98%) и др., т.е. данные риски не подлежат страхованию. Ответственность по таким рискам целесообразно распределять между компанией-проектоустроителем и подрядчиком.

Таблица 3.4.- Базовые условия покрытияEED 8/86

Секция

Виды покрытия затрат

Секция А -восстановление контроля над скважиной.

Затраты для установления контроля над скважиной:

а)стоимость материалов и необходимых поставок;

б)обслуживание своими силами или привлечение специализированныхфирм;

в)затраты, возникшие в результате действий уполномоченных органов;

г)другие затраты включенные в дополнения к данной секции.

Секция В – повторноебурение/ дополнительныерасходы.

Расходы по повторному бурению и восстановлению скважины после выброса при условии что:

а)восстановление скважины будет произведено до глубины, когда скважинавышла из под контроля;

б)расходы на восстановление не превысят 130% от фактических затрат набурение скважины до глубины, когда она вышла из под контроля;

в)повторное бурение/восстановление было начато не позднее чем через 540дней с момента выхода скважины из под контроля.

Секция С - утечка и загрязнение, очистка и заражение.

Покрываются:

а)ответственность страхователя за ущерб имуществу и вред жизни и здоровьютретьих лиц;

б)расходы на ликвидацию последствий утечки и загрязнения из скважины;

в)расходы на защиту в суде.

Схема взаимодействия компании-проектоустроителя и подрядчика влияет на уровень качества операции и, несомненно, определяет величину вероятных потерь участников. В случае предоставления полной информации по скважине и материалов компанией-проектоустроителем, и выполнении операции на оборудовании подрядчика с привлечением его персонала, ответственность за конечный результат несут обе стороны, и как следствие, каждая из сторон, в большинстве рисковых случаев, несет потери в равных долях.При этом считается целесообразным выстраивать взаимодействие на основе долгосрочного подробного договора. Подробный договор, в силу того, что он будет учитывать все возможные предпочтения, позволит адекватно оценивать риски и управлять ими.Долгосрочное заключение договоров с подрядчиками дает ряд преимуществ. Во-первых, это рост ТЭП ГТМ. Во-вторых, повышение качества операций, посредством более точного выполнения требований заказчика. В-третьих, поскольку активная часть основных фондов отечественного нефтесервиса изношена, у многих подрядных организаций есть вероятности отказа оборудования. Таким образом, при вложении средств в обновление оборудования снижается риск срыва программы ГТМ из-за остановки работ. В-четвертых, когда возникают специфические пожелания и требования, появляется возможность приобретения той техники и технологий, которые необходимы под данный конкретный ГТМ. В-пятых, такие взаимоотношения обеспечивают стабильность деятельности. И, наконец, длительное сотрудничество позволяет нести минимальные затраты на поиск и заключение договоров с подрядчиками.

Таким образом, результаты проведенного анализа говорят о том, что среди достаточно большого числа методов количественной оценки рисков реализации ГТМ лишь некоторая часть применима в нефтяной отрасли. В то же время нельзя выделить какую-то регламентированную или наиболее действенную методику. При этом выбор того или иного подхода в большей степени зависит от информации, располагаемой для оценки риска.

3.3.Формирование программы геолого-технических мероприятий на примере добывающего предприятия

Итак, для устранения противоречивости оценок при использовании разных показателей, было предложено введение комплексного критерия оценки ГТМ. При этом, расчет комплексного критерия должен основываться не только на традиционных экономических показателях, но и учитывать технологическую эффективность реализации ГТМ (прежде всего конечный КИН).

На рис. 3.6 представлен предлагаемый набор показателей, включая технологические показатели эффективности реализации ГТМ, которые необходимо оценивать при расчете комплексного критерия. Предлагаемый набор показателей позволяет осуществлять оценку ГТМ с учетом их специфики, и отражения неявных экономических эффектов, которые могут повлиять на привлекательность мероприятия.

Результатом определения комплексной оценки является коэффициентRj, который позволит увеличить качество принимаемых управленческих решений при проведении ГТМ. Чем выше значениеRxтем более предпочтительно ГТМ.

Для расчета комплексного критерия автором предлагается следующая формула, основанная на использовании метода нормирования:

Ri = (KijKjmin) / (KjmaxKjmin),

где, Кij- значение относительного показателя эффективностиj помероприятиюi; Кjmin - минимальное значение показателяj по всейсовокупности оцениваемых ГТМ; Кjmax - максимальное значение показателяj по всейсовокупности оцениваемых ГТМ.

Поскольку каждый показатель имеет различную степень значимости в диссертации рекомендовано адаптировать формулу  для расчета эффективности ГТМ за счет введения весовых коэффициентов (Кв):

R =

Среди всех перечисленных методов стоит выделить метод парных сравнений, который по соотношению положительных и отрицательных сторон наиболее всего подходит для определения влияния разнонаправленных показателей.Согласно этому методу все показатели попарно сравниваются между собой. На основании парных сравнений путем дальнейшей обработки находятся затем оценки каждого признака. Для удобства расчета и повышения точности нами использовалась программаMicrosoftExcell. Сложность попарного сравнения заключается в правильном распределении степени значимости между критериями.

Таблица 3.5 - Степень значимости показателей

Степень значимости

Определения

Объяснения

1

Одинаковая значимость

Два действия вносят одинаковый вклад в достижение цели

3

Некоторое преобладаниезначимости одногодействия над другим(слабая значимость)

Существуют соображения впользу предпочтения одного издействий, однако этисоображения недостаточноубедительны

5

Существенная или сильная значимость

Имеются надежные данные или логические суждения для того,чтобы показатьпредпочтительность одного издействий

7

Очевидная или очень сильная значимость

Убедительное свидетельство впользу одного действия переддругим

9

Абсолютная значимость

Свидетельства в пользупредпочтения одного действиядругому в высшей степениубедительны

2, 4, 6, 8

Промежуточные значениямежду двумя соседнимисуждениями

Ситуация, когда необходимо компромиссное решение

Обратныевеличиныприведенныхвышененулевыхвеличин

Если действиюi присравнении с действиемjприписывается одно изопределенных вышененулевых чисел, тодействиюj при сравнениис действиемiприписывается обратноезначение

Если согласованность былапостулирована при получении Nчисловых значений дляобразования матрицы

Используя приведенную выше таблицу, была произведена расстановка степени значимости показателей комплексной оценки (таблица 3.6.)

Таблица 3.6. - Расстановка степени значимости методом парных сравнений

Показатель

1

2

3

4

5

6

7

1

Коэффициент доходности мероприятия

X

6

3

5

1

5

3

2

Внутренняя норма рентабельности

1/6

X

1/3

3

1/6

1/2

1/4

3

Срок окупаемости проекта

1/3

3

X

1/3

1/5

1/2

2

4

Индекс прибыльности инвестиций

1/5

1/3

3

X

1/3

3

4

5

Конечный коэффициент извлечения нефти

1

6

5

3

X

6

3

6

Удельные затраты

1/5

2

2

1/3

1/6

X

1

7

Относительный прирост дебита

1/3

4

1/2

1/4

1/3

1

X

По результатам расстановки степени значимости отдельных показателей был произведен расчет весовых коэффициентов, которые будут использованы в дальнейшем анализе геолого-технических мероприятий (таблица 3.7.).

Таблица 3.7. - Весовые коэффициенты по предлагаемым показателям

Показатель

Весовой

коэффициент

1

Коэффициент доходности мероприятия

0,3

2

Внутренняя норма рентабельности

0,05

3

Срок окупаемости проекта

0,07

4

Индекс прибыльности инвестиций

0,13

5

Конечный коэффициент извлечения нефти

0,3

6

Удельные затраты

0,07

7

Относительный прирост дебита

0,08

Проведенные расчеты позволяет сделать вывод о том, использование предлагаемой методики меняет мнение о приоритетности реализации ГТМ.

Таблица 3.8 - Расчет комплексной оценки по ГТМ

Показатели

Вид

ГТМ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Коэфф-т доходности мероприятия, Кд

2,8

1,4

1,8

2,6

3,9

1,9

1,6

2,6

2,0

2,7

Нормируемый критерий,Ri

0,17

0,00

0,05

0,14

0,30

0,06

0,02

0,14

0,07

0,15

IRR,%

51

25

33

50

62

34

28

46

60

68

Нормируемый критерий,Ri

0,03

0,00

0,01

0,03

0,04

0,01

0,00

0,02

0,04

0,05

Индекс доходности,PI

0,817

0,216

0,348

0,735

1,038

0,402

0,297

0,648

0,971

1,197

Нормируемый критерий,Ri

0,04

0,00

0,01

0,04

0,06

0,01

0,01

0,03

0,05

0,07

РР,лет

1,34

1,59

1,33

1,24

1,08

1,46

1,57

1,24

1,14

1,01

Нормируемый критерий,Ri

0,07

0,13

0,07

0,05

0,02

0,10

0,13

0,05

0,03

0,00

Удельные затраты, Зт, д ед/т

2286,0

2858,4

2783,7

2273,0

2111,8

2709,9

2737,6

2368,5

1615,8

1617,2

Нормируемый критерий,Ri

0,04

0,07

0,07

0,04

0,03

0,06

0,06

0,04

0,00

0,00

КИН

0,365

0,325

0,392

0,42

0,335

0,415

0,367

0,362

0,398

0,374

Нормируемый критерий,Ri

0,13

0,00

0,21

0,30

0,03

0,28

0,13

0,12

0,23

0,15

Прирост дебита,Qt

3,62

2,34

2,74

3,25

4,47

2,89

2,51

3,34

2,23

2,82

Нормируемый критерий,Ri

0,05

0,00

0,02

0,04

0,08

0,02

0,01

0,04

0,00

0,02

Агрегированный комплексный критерий,Ro6uj

0,531

0,204

0,433

0,62

0,557

0,558

0,364

0,450

0,422

0,445

Анализ методов оценки экономической эффективности ГТМ показывает, что существует вероятность возникновения риска. Для определения риска необходимо применять методологический подход, чтобы выявить максимальное количество рисков, которым подвержено ГТМ в нефтедобыче.

Прежде чем перейти непосредственно к методике расчета экономической эффективности мероприятий с учетом риска, обратим ваше внимание на несколько ключевых моментов, связанных с сущностью понятий «вероятность» и «экономический риск».Вероятность события, по сути, представляет собой возможность его наступления и характеризуется числовым значением, находящимся в диапазоне [0;1]. Вероятность события, равная 0, указывает на невозможность его наступления, а вероятность события, равная 1, указывает на то, что оно обязательно наступит [Галасюк В., Сорока М. Понятие экономического риска в контексте концепцииCCFV/Вестник бухгалтера и аудитора Украины.-2012.-№15-16.-С.26-34]. Таким образом, для того, чтобы определить стоимость денежного потока с учетом вероятности его возникновения, достаточно умножить величину позитивного или негативного денежного потока на соответствующее значение вероятности: Х-рх илиY-pY. Экономический риск необходимо трактовать как вероятное уменьшение стоимости положительныхCCF (условно-денежных потоков) будущих периодов и вероятное увеличение (по абсолютной величине) стоимости отрицательныхCCF (условно-денежных потоков) будущих периодов, происходящие вследствие наступления событий, нежелательных для конкретного субъекта экономических отношений.

СогласноISO/IECGuide 73 риск - это комбинация вероятности событий и его последствий, однако, если рассматривать экономическую суть оценки эффективности проведения ГТМ, то следует различать понятия «вероятность» и «экономический риск», поскольку первое учитывает как положительный так и отрицательный эффект, а второе подразумевает только отрицательный эффект наступления события. Подводя итог следует выделить и систематизировать все возможные варианты учета риска .Таким образом, детальное изучение метода дисконтированного денежного потока показывает, что вероятности возникновения положительных денежных потоков отличаются от отрицательных. В таблице 3.9 представлен расчетNPV с учетом риска и без него

Таблица 3.9 - Результативность ГТМ, тыс. усл.ед

Годы

1

2

3

4

5

Риски

Безрисковая годовая ставка дисконта

10%

10%

10%

10%

10%

Премия за риск

5%

5%

5%

5%

5%

Годовая ставка дисконта с учетом премии за риск

15%

15%

15%

15%

15%

ГТМ 1

НакопленныйPV, без учета риска

-1364

1694

4098

5943

7309

НакопленныйPV, с учетом риска

-1304

1493

3597

5141

6235

ГТМ 2

НакопленныйPV, без учета риска

-455

1198

2626

3787

2856

НакопленныйPV, с учетом риска

-435

1078

2327

3299

2553

ГТМЗ

НакопленныйPV, без учета риска

455

2273

3550

4028

3593

НакопленныйPV, с учетом риска

435

2098

3216

3616

3268

ГТМ 4

НакопленныйPV, без учета риска

364

1769

2745

3360

3608

НакопленныйPV, с учетом риска

348

1633

2488

3003

3201

Приведенная выше информация свидетельствует о том, что существующие методические подходы не справляются с поставленной задачей в достаточной степени, поскольку не могут учитывать возникновение присущих им экономических рисков. Накопленный поток денежной наличности доказывает этот факт - по ГТМ 1 в 1 год, когда поток отрицательный учет риска уменьшает его по абсолютной величине, таким образом, увеличивая значениеNPV. Если сравниватьNPV с учетом риска по предлагаемым ГТМ, то мероприятие ГТМ №3 привлекательнее ГТМ №4. Причиной этому служит поток денежной наличности, который в 5 году по ГТМ 3 отрицательный.

Рассматривая второй метод оценки эффективности ГТМ,метод реальных опционов, следует отметить, что его применяют в тех случаях, когда метод дисконтированного денежного потока является неэффективным. Притом, что полученная в результате оценка сочетает в себе наилучшие черты и метода чистой приведенной стоимости, и анализа «дерева решений». Однако, ориентируясь на ситуацию нестабильности, метод реальных опционов ничем не отличается от метода дисконтированных денежных потоков и учитывает вероятность уже к чистым денежным потокам.

Проведенные исследования показали, что ни один из подходов не позволяет отразить непосредственное влияние экономического риска наNPV. По мнению таких ученых, как С.А.Смоляк П.Л.Виленский и В.Н.Лившиц, данные подходы можно использовать, но с учетом определенных условий, например, различная ставка дисконта по годам, в зависимости от наличия особенных факторов риска.

Проведенный анализ практики оценки рисков при экономическом обосновании ГТМ позволил сделать вывод о том, что в большинстве случаев закладывается стандартный набор рисков, при этом не учитываются специфические риски, обусловленные технико-технологическими особенностями деятельности нефтедобывающих предприятий (НДП).На основе систематизации рисков предлагается включать в расчетNPV такие дополнительные риски, как:

риск неполучения расчетного дебита после проведения ГТМ;

риск потери запасов в недрах;

риск увеличения стоимости ГТМ;

Рисунок 3.7. - Результаты расчетаNPV по традиционной и предлагаемой методике

Проведенные  по предлагаемой методике расчеты чистогодисконтированного дохода по ряду ГТМ с учетом выявленныхдополнительных рисков показали, что применение скорректированнойформулы меняет представления о целесообразности реализациимероприятия, что наглядно видно на рис.

Таким образом, скорректирована методика расчета чистого дисконтированного дохода (NPV) от реализации ГТМ путем включения дополнительных специфических рисков (в том числе риск неполучения расчетного дебита и риск потери запасов в недрах) и дифференцированного подхода к оценке влияния рисков на приток и отток денежных средств. Применение данной методики дает возможность обоснованно формировать программу ГТМ, включая только экономически целесообразные мероприятия.

Одним из наиболее распространенных на практике способов определения ставки дисконтирования являетсякумулятивный метод оценки премии за риск. В основе этого метода лежат предположения о том, что:

если бы ГТМ были безрисковыми, то инвесторы требовали бы безрисковую доходность на свой капитал (то есть норму доходности, соответствующую норме доходности вложений в безрисковые активы);

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проектенами были рассмотрены теоретические аспекты стратегического и оперативного планирования деятельности НДП. Выявлены тенденции и особенности планирования программ ГТМ в рамках стратегического и тактического управления производственно-ресурсным потенциалом нефтедобычи. Выделены и систематизированы этапы формирования программы ГТМ, доказана необходимость ориентации на стратегические приоритеты при разработке программы ГТМ.

Также в проекте были систематизированы методические основы экономического обоснования эффективности мероприятий по интенсификации добычи нефти и выявлены основные направления совершенствования существующих методик. Охарактеризованы методы оценки риска при обосновании целесообразности реализации ГТМ и дана их оценка.

В проекте обоснована необходимость учета стратегических целей НДП при принятии решений о целесообразности реализации комплекса мероприятий по интенсификации добычи нефти и разработана процедура формирования программы ГТМ, предполагающая оптимизацию целевой функции на основе заданного критерия оптимальности. Предложен перечень показателей, по которым проводится оценка ГТМ и их отбор, рекомендовано использование комплексного критерия для принятия управленческих решений. Сделаны предложения по корректировке методики расчета чистого дисконтированного дохода и обоснована необходимость учета дополнительных рисков, обусловленных спецификой ГТМ в нефтедобыче.

Предложено при формировании программы ГТМ учитывать стратегические приоритеты нефтедобывающего предприятия по достижениюсбалансированных пропорций между воспроизводством и извлечением запасов, что позволяет сформировать экономически обоснованную, стратегически ориентированную программу ГТМ.

Обоснована необходимость использования комплексного критерияпри оценке отдельных мероприятий по интенсификации добычи нефти иотбора их в программу ГТМ, агрегирующего кроме традиционныхпоказателей экономической эффективности инвестиций (чистыйдисконтированный доход, индекс доходности, срок окупаемости) показателирезультативности проведения ГТМ (в т.ч. конечный КИН, относительныйприрост дебита, удельные затраты). Применение рекомендованного критерияпозволит повысить обоснованность управленческих решений по отбору ГТМс учетом приоритетности их реализации.

Скорректирована методика расчета чистого дисконтированногодохода (NPV) от реализации ГТМ путем включения дополнительныхспецифических рисков (в т.ч. рисков не достижения расчетного дебита, потеризапасов в недрах) и дифференцированного подхода к оценке влияния рисков наприток и отток денежных средств. Применение данной методики даетвозможность более обоснованно формировать программу ГТМ, включающуюэкономически целесообразные мероприятия.

Разработана процедура, предполагающая отбор приоритетных ГТМна основе их ранжирования по предложенному комплексному критерию ивключение в программу мероприятий с учетом ограничений попроизводственно-ресурсному потенциалу, приросту КИН и финансовымвозможностям, что позволит реализовывать оптимальный порезультативности набор ГТМ.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Абасов М.Т., Эфендиев Г.М, Стреков А.С. Оценка сравнительной эффективности геолого-технических мероприятий по комплексной информации // Нефтяное хозяйство. 20031 №10. С.70.
  2. Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Галеева М.Г. Планирование методов увеличения нефтеотдачи и стимуляции скважин по технологическим показателям эксплуатации/Нефтяное хозяйство. - 2011. -№7. - с.65-66
  3. Андреев А. Сервис всегда в цене // Нефть России. 2010. №11. С.29.
  4. Байков Н.М. Основные показатели внедрения новых методов увеличения нефтеотдачи в США.//Нефтяное хозяйство. - 2012. - №11. - с.8-9.
  5. Батурин Ю.Е., Медведев Н.Я., Сонич В.П., Шамгунов Р.Н. (ОАО "Сургутнефтегаз", ТО "СургутНИПИнефть") Увеличение нефтеотдачи -главная задача корпоративной науки ОАО "Сургутнефтегаз". // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №4. - с. 27-29.
    1. Белкина В.А., Дорошенко А.А. Оценка и прогноз эффективности методов увеличения нефтеотдачи: Учебное пособие - Тюмень: ТюмГНГУ, 2009.-128 с.
    2. Боксерман А.А. Востребованность современных методов увеличения нефтеотдачи ~ обязательное условие преодоления падения нефтеотдачи в стране.//Нефтяное хозяйство. - 2009. -№10. - с.34-38.
    3. Бренц А.Д. Планирование на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.: 2012 - 333 с.
    4. Веселков СВ. Интенсификация добычи нефти: технико-экономические особенности методов.//Промышленные ведомости. - 2013. -№1.-23-25.
      1. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов: Теория и практика: Учеб.-практ. Пособие.-М.: Дело, 2011. - 832 с.
      2. Галасюк Валерий, Сорока Мария, Галасюк Виктор. Понятие экономического риска в контексте концепцииCCFV/Вестник бухгалтера и аудитора Украины.-2012.-№15-16.-С.26-34.
      3. Гилаев Г.Г. Управление технологическими процессами по интенсификации добычи нефти.// Нефтяное хозяйство. - 2011. -№10. - с.74 -77.
      4. Годовой отчет за 2012 год ОАО «НК «Газпром нефть». - Москва, 2012. -285 с.

25.Джавадян А. А., Гавура В. Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новой технологии на месторождениях Российской Федерации // Нефтяное хозяйство, 2013. - №10. - с. 21-22.

26. Дунаев Ф. Ф., Егоров В. И., Победоносцева Н. Н., Сыромятников Е. С, Экономика нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1995. -378 с.

27.Ерошевский С.А. Самарский государственный экономический университет. Статья Формирование стратегии развития потенциала нефтедобывающего предприятия

28.Жданов С.А. Применение методов увеличения нефтеотдачипластов: состояние, проблемы, перспективы // Нефтяное хозяйство. 2011. №4.С.38.

29.Зайцев Г.С. Интенсификация добычи нефти и рациональное использование ее запасов на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа. // Нефтяное хозяйство, - 2012. - № 8 - с. 24-26.

30.Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. -М: Наука, 2010. - 414с.

31. Казаков А.А. Планирование геолого-технических мероприятий // Нефтяное хозяйство. 2012. №3. С.48.

32. Карандей А.Л. Бурение боковых стволов с горизонтальным окончанием для выработки трудноизвлекаемых запасов и повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 2011. №2. С.82.

33. Медведев Н.Я., Сонич В.П., Мишарин В.А. Анализ эффективности и перспективы применения методов воздействия на пласты // Нефтяное хозяйство. 2011. №9. С.69.

34.Музипов Х.Н., Савиных А.Ю. Новая технология повышения производительности добывающих скважин с помощью ультразвука.// Нефтяное хозяйство. - 2009. - №12. - с.53-54.

35. Павлов В.А. Интегральный способ анализа эффективности результатов проведения ГТМ // Нефтяное хозяйство. 2011. №6. С.76.

36. Рамазанов Д.Н. Экономико-математическая модель оптимизации плана геолого-технических мероприятий по стабилизации добычи нефти // Аудит и финансовый анализ, №1, 2011.

37.Силич В.А., Комагоров В.П., Савельев А.О., Алексеев А.А. Построение информационной системы поддержки принятия решений при выборе вида геолого-технического мероприятия на нефтедобывающей скважине. Доклады СУРа, №2 (24), часть 2, декабрь 2011.

38.Сыромятников Е.С., Победоносцева Н.Н. Организация, планирование и управление нефтегазодобывающими предприятиями: Учебник для вузов - М.: Недра, 2010. - 279с.

39.Тимонов А.В., Шустов О.А. Технико-экономический подход к планированию мероприятий по интенсификации добычи нефти // Нефтяное хозяйство. 2011. №>11. С.51.

40.Чирков В.Л., Шешуков А.И. Применение методов повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на месторождениях ОАО «Газпром нефть». // Нефтяное хозяйство. - 2011. - №9. - с. 47-58.

41.Экономика и организация проектирования нефтепромысловых объектов. Учебное пособие под общей редакцией д.э.н., проф. Крайновой Э.А.. - М.: ГУП изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2010. 97 с,

42. Экономическая оценка производственных рисков при эксплуатации фонда скважин. Сборник материалов 6-го международного форума «ТЭК России» 11-13 апреля 2013. Санкт-Петербург, 2013, стр. 38-40, (0,5 п.л.)

  1. Экономический механизм управления проектными рисками при освоении нефтегазовых ресурсов. С-г, Записки горного института, 2009. - С. 144-149
    1. Юмсунов М.С, Направления повышения эффективности использования ресурсного потенциала нефтедобычи на поздних стадиях эксплуатации недр. // Материалы Восьмой Международной Научно-практической конференции, Пенза, 2011.

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ» на http://mirrorref.ru


Похожие рефераты, которые будут Вам интерестны.

1. Виды и эффетивность геолого-технических мероприятий

2. АНАЛИЗ РЕНТАБЕЛЬНОСТИ ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ МОСКОВСКИЙ НПЗ»

3. Оценка эффективности и результативности менеджмента в организации и разработка мероприятий по их повышению

4. Изучение деятельности ОАО «Газпром». Анализ организации производства ОАО «Газпром»

5. Анализ эффективности финансово-экономической деятельности предприятия на примере филиала Управление технологического транспорта и специальной техники ООО Газпром добыча Уренгой

6. Разработка и оценка мероприятий по совершенствования труда и отдыха персонала в ООО «Остин»

7. Оценка годового экономического эффекта от внедрения мероприятий НТП в нефтегазодобывающей промышленности

8. Технико-экономическоеобоснование мероприятий по повышению эффективности деятельности автотранспортного предприятия ОАО АТП г. Лесной

9. Разработка мероприятий по повышению, эффективности системы теплоснабжения поселка Тарногский городок

10. Дезинсекция и дератизация. Методы и средства. Организация дезинсекционных и дератизационных мероприятий. Определение эффективности

5 stars - based on 250 reviews 5