Содержание к диссертации
Введение
1. Теоретические основы и особенности планирования программ деятельности нефтедобывающих предприятий
1.1. Целевые задачи и принципы планирования программы деятельности 8
1.2. Инструменты планирования программ деятельности нефтедобывающих предприятий 25
1.3. Особенности формирования программ геологотехнических мероприятий 29
2. Методические основы формирования программы деятельности нефтедобывающих предприятий
2.1. Обзор существующих подходов к формированию портфеля мероприятий и разработки программы деятельности 68
2.2. Методология оценки эффективности программ деятельности в условиях ограниченного производственно-ресурсного потенциала 77
2.3. Особенности оценки риска при обосновании эффективности геолого-технических мероприятий 99
3. Экономическое обоснование программы геолого-технических мероприятий нефтедобывающего предприятия
3.1 Формирование последовательности экономического обоснования программы геолого-технических мероприятий на основе системного подхода 126
3.2 Отбор основных критериев эффективности геолого технических мероприятий 134
3.3 Корректировка методики оценки эффективности геолого- технических мероприятий с учетом риска 137
3.4 Формирование программы геолого-технических мероприятий на примере нефтедобывающего предприятия 150
Заключение 157
Список литературы 159
Приложение 1 176
- Инструменты планирования программ деятельности нефтедобывающих предприятий
- Методология оценки эффективности программ деятельности в условиях ограниченного производственно-ресурсного потенциала
- Отбор основных критериев эффективности геолого технических мероприятий
- Формирование программы геолого-технических мероприятий на примере нефтедобывающего предприятия
Инструменты планирования программ деятельности нефтедобывающих предприятий
Инструмент внутрифирменного планирования - одна из новых экономических категорий, пришедших к нам с Запада с началом построения основ рыночной экономики. Тем не менее вопросы упорядочения терминологии в этой области еще требуют своего разрешения. Кроме того, следует отметить, что эта проблема не является исключительно российской, поскольку терминологические противоречия легко обнаружить и в работах западных специалистов. [145]
В настоящее время четкого определения инструмента как такового во внутрифирменном планировании нет. Такие авторы, как М.И. Бухалков, В.В. Царев, считают инструментами внутрифирменного планирования плановые документы. Также к инструментам внутрифирменного планирования относят нормы и нормативы. Помимо этого к инструментам внутрифирменного планирования относят программные продукты для внутрифирменного планирования [19]
По мнению некоторых ученых к инструментам внутрифирменного планирования также относятся современные средства математической обработки, унификации, систематизации, а также анализа имеющихся данных.
Инструменты внутрифирменного планирования можноклассифицировать по следующим признакам:— по видам инструментов; — по степени автоматизации;— по функциональным областям.
По функциональным областям выделяют инструменты инвестиционного, финансового, производственного, маркетингового, экологического планирования, планирования персонала, развития. Классификация инструментов по функциональным областям представлена в табл. 1.1
По степени автоматизации инструменты подразделяются на полностью автоматизированные, частично автоматизированные и неавтоматизированные.
На существующем российском рынке имеется уже довольно большой ассортимент программных продуктов, способных планировать деятельность любой организации. Прикладные программы, позволяющие планировать любую деятельность предприятий, также считаются немаловажным инструментом в нынешних рыночных условиях функционирования. Широкое распространение среди них на многих предприятиях получили полностью автоматизированные программы.
В условиях нестабильной и динамичной внешней среды система внутрифирменного планирования промышленного предприятия должна включать подсистемы стратегического, тактического и оперативногопланирования. Классификация инструментов внутрифирменного планирования в соответствии с задачами предприятия представлена в табл. 1.2.
Подсистема стратегического планирования позволяет определить главное направление развития предприятия, основные параметры желаемого будущего, отвечая на вопросы, что и как делать, чтобы его достигнуть. В процессе тактического и оперативного планирования определяют, что конкретно, в каком объеме, в какой последовательности, где, кто и когда будет делать.
Обособленно выделяют задачу планирования результата деятельности в связи с тем, что она охватывает все подсистемы внутрифирменного планирования. В качестве инструментов, позволяющих решать задачу планирования результата деятельности, используют внутренний, внешний производственный и финансовый учет, систему обобщенных показателей деятельности предприятия [140]. Расчеты по планированию, ориентированные на результат и ликвидность, служат инструментом внутрифирменного планирования, который дает возможность оценить состояние предприятия в данный момент времени и предвидеть перспективу дальнейшего развития по намеченному пути. Планирование результата и финансовое планирование пронизывают все уровни планирования предприятия, т. е. являются системообразующим звеном всего планирования на предприятии.
Таким образом, инструменты внутрифирменного планирования можно классифицировать соответственно степени использования в каждой подсистеме. К инструментам внутрифирменного планирования на стратегическом уровне можно отнести следующие: систему сбалансированных показателей (BSC), "дерево целей"; на тактическом уровне - это аналитические и общефирменные имитационные модели, на оперативном - бюджетирование.
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. [77]
В этих условиях среди приоритетных направлений инвестирования отечественных и иностранных капиталов в нефтегазовый сектор российского ТЭК 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 Российской Федерации за проектный период 2011 - 2030 гг. будет дополнительно добыто 2,2 млрд. тонн нефти, что составит 20% от суммарных проектных показателей добычи по этим организациям за тот же период (10,9 млрд. тонн). [77]
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 нефтедобывающего предприятия.
Следует отметить, что наличие широкого спектра различных ГТМ и наличие различных условий и критериев их применения возникает необходимость формирования портфеля ГТМ. Под портфелем ГТМ следует понимать совокупность разнообразных ГТМ, направленных на достижение стратегических целей нефтедобывающего предприятия и имеющих общие ограничения по ресурсам.
Методология оценки эффективности программ деятельности в условиях ограниченного производственно-ресурсного потенциала
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, доля которых в России растет, но и на новых малодебитных месторождениях.
Внедрение метода контроля за геолого-экономической эффективностью применяемых и соответствующей схемы взаимодействия технологических и экономических служб предприятия добычи нефти позволяет 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 для набора статистики по применению конкретной технологии за длительный период, планирование и анализ данных каждого внедрения на практике - редкость. 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 нефтяных 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 выявленных 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». Иначе говоря, они подстилаются пластовой водой.
Сырьевая база - это фундамент, на котором стоят все добывающие предприятия. Это основа основ добычи углеводородов для любой компании. 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, иногда 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 коэффициента извлечения нефти.
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.
Планирование геолого-технических мероприятий (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 геолого-технических мероприятий, направленных на получение дополнительной нефти на месторождениях исследуемого предприятия. Применяется при планировании годового задания по добыче нефти.
На предприятии 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 (капитальные ремонты скважин по повышению нефтеотдачи пластов).
Отбор основных критериев эффективности геолого технических мероприятий
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 для комплексной оценки геолого-технических мероприятий. 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.
Автором предлагается 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 мероприятий обладают разной степенью значимости, которая определялась экспертным методом.
Предлагаемый набор показателей позволяет осуществлять оценку ГТМ с учетом их специфики, и отражения неявных экономических эффектов, которые могут существенно повлиять на привлекательность мероприятия. Автором предлагается включить в показатели комплексной оценки такие критерии как:- коэффициент доходности мероприятия, который характеризуетотносительную величину суммарного эффекта, достигаемого приосуществлении мероприятия, по сравнению с эффектом без проведениямероприятия, есчитанного на момент принятия решения при условии, чтоставка дисконтирования отражает стоимость капитала;- внутренняя норма рентабельности, которая отражает максимальной стоимости капитала, используемого для финансирования инвестиционных затрат, при котором предприятие, реализующее мероприятие 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 мероприятия, сравняется с объемом необходимых затрат;- индекс прибыльности инвестиций, показывает каков уровень генерируемых реализованным мероприятием доходов, получаемых на одну единицу капитальных вложений; - конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности; . - удельные затраты показывают какое количество финансовых ресурсов на проведение геолого-технического мероприятия приходится на 1 тонну дополнительно добытой нефти; - относительный прирост дебита показывает как изменятся объемы добычи нефти в результате проведения геолого-технического мероприятия. Таким образом, среди широкого множества критериев оценки результативности ГТМ, автором 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.
Формирование программы геолого-технических мероприятий на примере нефтедобывающего предприятия
Проведенный автором 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 автором предлагается включать в расчет NPV такие дополнительные риски, как: - риск неполучения расчетного дебита после проведения ГТМ; - риск потери запасов в недрах; - риск увеличения стоимости ГТМ; Проведенные по предлагаемой методике расчеты чистого дисконтированного дохода по ряду ГТМ с учетом выявленных дополнительных рисков показали, что применение скорректированной формулы меняет представления о целесообразности реализации мероприятия, что наглядно видно на рис. 3.7. 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.примере нефтедобывающего предприятия
Одним из наиболее распространенных на практике способов определения ставки дисконтирования является кумулятивный метод оценки премии за риск. В основе этого метода лежат предположения о том, что:- если бы инвестиции были безрисковыми, то инвесторы требовали бы безрисковую доходность на свой капитал (то есть норму доходности, соответствующую норме доходности вложений в безрисковые активы);- чем выше инвестор оценивает риск проекта, тем более высокие требования он предъявляет к его доходности.
Расчет безрисковой ставки будет определяться через процентные ставки по депозитам в указанных банках приведены в таблице 3.7.
К банкам высшей группы надежности (A3) относится только Сбербанк РФ. так, на 1 июля 2004 г. его доля на рынке частных вкладов составила 57,5% . В категорию А2 (очень высокая группа надежности) входит Внешторгбанк. Место в категории А1 (высокая группа надежности) заняли Альфа-Банк, Банк Москвы, Газпромбанк и МДМ-Банк".
Итогом расчетов является средняя ставка по депозитам, которая составила 10 %, зная эту величину можно рассчитать ставку дисконтирования (таблица 3.7).
В последние годы наблюдается тенденция совершенствования технологий проведения ГТМ, что, соответственно, предопределяет необходимость использования современных дорогостоящих материально-технических ресурсов и высокого уровня квалификации специалистов. Это ведет к росту стоимости мероприятий по интенсификации добычи нефти. В этой связи одной из важных задач при планировании ГТМ является получение наилучших результатов за счет выбора оптимального варианта программы.
Под оптимальным вариантом программы ГТМ автор понимает такой комплекс мероприятий и последовательность их осуществления, при котором Для отбора мероприятий и выстраивания последовательности их реализации они ранжируются на основе предложенного автором комплексного критерия по принципу: максимальному значению комплексного критерия соответствует максимальное значение ранга.
Программу ГТМ следует считать оптимальной при условии достижения максимума цлевой функции (формула 3.4): Mjj - количество материально-технических ресурсов, необходимое на выполнение і-го вида ГТМ в году];
M0j — количество материально-технических ресурсов в целом по компании в целом в году].В целях апробации предлагаемой методики планирования программы ГТМ автором сделаны расчеты на примере конкретного нефтегазодобывающего предприятия. (ПРИЛОЖЕНИЕ 5)
Из 10 возможных ГТМ было сформировано 2 варианта программы (с учетом и без учета авторских рекомендаций) для каждой из которых рассчитан МРУ(Таблица 3.8, 3.9)
Каждый из рассчитанных вариантов программ предполагал первоначальное целевое финансирование в размере 80 млн. руб. Первый вариант программы представленный в таблице 3.8, был разработан без учета предлагаемой процедуры оптимизации ГТМ. Опираясь лишь на значения комплексного критерия, таким образом, чтобы не превысить изначально заданный лимит финансирования.
