Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Анализ развития нефтедобывающей отрасли России в последнее десятилетие двадцатого века 5
1. Институциональные преобразования в отрасли: создание вертикально-интегрированных компаний и малых предприятий 17
2. Проблемы ценообразования и привлечения инвестиций 2 6
3. Воспроизводство минерально-сырьевой базы углеводородов как основа развития нефтедобывающей отрасли страны 36
4. Анализ динамики объемов добыча нефти и структуры фонда скважин 4 2
5. Перспективы дальнейшего развития отрасли. Экономический фактор как двигатель технического прогресса 50
Выводы 5 6
Глава II. Анализ существующих методик технико-экономической оценки проектов разработки нефтяных месторождений 60
1. Особенности оценки проектов в области нефтедобычи 60
2. Анализ алгоритмов технико-экономического анализа проектов разработки,применявшихся в плановой экономике62
3. Анализ современных отечественных моделей экономической оценки технологических проектов 69
4. Анализ моделей экономической оценки, разработанных зарубежными компаниями 8 4
5. Анализ официальных нормативных документов по технико-экономической оценке нефтяных проектов . . 87
Выводы 8 9
Глава III. Предлагаемый алгоритм технико-экономических расчетов 93
1. Прогноз основных технологических показателей ... 95
2. Оценка выгод и затрат по базовой и дополнительной добыче нефти 103
3. Оценка эффективности технологических проектов . 112
4. Ранжирование проектов и выбор оптимального сценария 116
5. Место предлагаемой модели оценки в процессе планирования производственно-хозяйственной деятельности предприятия 120
Выводы 130
Глава IV. Формирование и экономическая оценка стратегического плана разработки месторождений 132
1. Обоснование выбора месторождений 133
2.Исходные данные 137
3. Расчет базовой добычи нефти 14 0
4. Предварительная оценка и ранжирование проектов по дополнительной добыче нефти 142
5. Формирование и оценка стратегического плана разработки месторождений 144
Выводы 149
Заключение 151
Список литературы 156
Приложение 1. Калькуляция себестоимости добычи нефти на Сугмутском и Суторминском месторождениях 166
Приложение 2. Потенциал фонда для ГТМ. Матрица "дебит-скважина" 168
Приложение 3. Расчет базовой добычи нефти 169
- Институциональные преобразования в отрасли: создание вертикально-интегрированных компаний и малых предприятий
- Особенности оценки проектов в области нефтедобычи
- Прогноз основных технологических показателей
- Обоснование выбора месторождений
Введение к работе
Актуальность темы исследования. В последние годы в нефтедобывающем секторе российской экономики произошли существенные изменения, которые привели к переосмыслению принципов процессов планирования и анализа результатов производственно-хозяйственной деятельности компаний. Действовавший до начала рыночных преобразований лозунг «Как можно больше нефти за кратчайший срок» уступил место принципам ведения хозяйствования, обеспечивающим наибольшую эффективность производства. Переориентация целей деятельности нефтедобывающих предприятий потребовала разработки методики оценки технологических проектов, позволяющей осуществить выбор наилучшего варианта разработки месторождений из множества имеющихся альтернатив.
В сегодняшней России более 95% объемов добываемой нефти извлекается из разрабатываемых месторождений, находящихся на зрелых и поздних стадиях развития. Для таких площадей характерно, что около 25% нефти добывается за счет программы геолого-технических мероприятий (ГТМ), причем удельный вес затрат на их реализацию составляет от 10 до 50% в общей сумме затрат по месторождению. Это потребовало от нефтяных компаний более детального анализа эффективности проектов, который нельзя провести, опираясь на общепризнанные формы учета и отчетности. Причина этого заключается в том, что действовавшие в дореформенный период формы учета и отчетности не позволяют четко сопоставить технологические и экономические результаты деятельности предприятия в разрезе отдельных технологических проектов.
Анализ предлагаемых авторами методик экономического анализа показателей разработки месторождения показал, что в большинстве случаев исследования ограничивались оценкой проекта разработки месторождения в целом. Это приводило, в частности, к тому, что в экономически эффективный проект разработки закладывался набор убыточных мероприятий, отрицательный эффект от реализации которых растворялся в суммарных оценочных показателях. А предпринимавшиеся попытки оценки отдельных видов работ и мероприятий носили разрозненный и узко специализированный характер (только конкретные виды работ, например ввод новых скважин), не позволяя при этом проводить комплексный анализ и осуществлять выбор производственной программы из всего множества имеющихся технологических альтернатив.
Предлагаемая диссертантом методика экономической оценки проектов разработки нефтяных месторождений позволит повысить эффективность функционирования и увеличить объемы добычи нефти предприятиями топливно-энергетического комплекса.
Цели и задачи исследования. Целью диссертационной работы является создание универсальной методики экономической оценки эффективности проектов разработки месторождений с учетом эффекта от программы геолого-технических мероприятий. Для достижения данной цели потребовалось решение следующих задач исследования:
обоснование необходимости разработки методики экономической оценки проектов с учетом эффективности программы ГТМ;
анализ существующих методик экономической оценки, применяемых в нефтедобыче;
определение места предлагаемой методики в системе планирования и анализа производственно-хозяйственной деятельности предприятия;
создание программного комплекса, позволяющего автоматизировать алгоритм расчетов (программирование осуществлялось в среде MS Excel);
практическая применимость предлагаемой методики экономической оценки.
Объект и предмет исследования. Объектом исследования в диссертационной работе выступает эффективность производственно-хозяйственной деятельности предприятий в рыночной экономике. Предметом исследования является экономическая оценка проектов разработки нефтяных месторождений с учетом эффективности программы геолого-технических мероприятий.
Теоретическая и методологическая основа исследования. Основными методами исследования явились статистические и математические методы анализа. При разработке алгоритма оценки технологических проектов применялись общепринятые в мировой практике методы анализа денежного потока и расчета результирующих оценочных показателей.
В качестве информационных источников диссертационного исследования использовались:
статистические данные Центрального диспетчерского управления Минэнерго России и справочников ВНИИОНГ, базы данных АК&М и другая отчетность, опубликованная в средствах массовой информации;
методические рекомендации по составлению проектных документов и анализу инвестиционных предложений;
нормативные документы, регулирующие деятельность хозяйствующих субъектов в нефтедобывающем секторе российской экономики.
Основными методами исследования стали экономико-статистические и математические методы анализа. В частности, в работе используется метод статистического анализа динамики изменения дебита скважин, на которых были проведены геолого-технические мероприятия, и осуществляется выбор функции его изменения. При разработке алгоритма оценки технологических проектов применялись общепринятые в мировой практике методы анализа денежного потока и расчета результирующих оценочных показателей.
Неоценимую помощь при разработке технологической части исследования оказали работы и личное общение с доктором геолого-минералогических наук Виленом Евдокимовичем Гавурой, который еще в годы дореформенного развития экономики писал о необходимости отдельного планирования, анализа и учета эффекта от геолого-технических мероприятий. Разработанная методология расчета затрат опирается на труды доктора экономических наук Виталия Федоровича Дунаева, уделившего большое внимание вопросам экономического анализа проектов разработки и принципам калькулирования себестоимости продукции. При рассмотрении методик экономического анализа основное внимание было уделено работам доктора экономических наук Ирины Александровны Пономаревой, чьи идеи, на наш взгляд, наиболее последовательно и комплексно отражают основные проблемы и возможные пути их решения в исследуемой области знаний. Огромную помощь при разработке методики рейтинговой оценки проектов и общей структуры оценки проектов внесла кандидат экономических наук Наталья Дмитриевна
Саурина. Также хотелось бы отметить коллектив ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» и лично начальника планово-бюджетного департамента Латыша Ростислав Ростиславовича за помощь в адаптации модели к практическим потребностям нефтедобывающего предприятия.
Научная новизна работы. В рамках проведенного диссертационного исследования была разработана методика экономической оценки, позволяющая моделировать варианты реализации проектов разработки месторождения с учетом различных программ геолого-технических мероприятий.
Предлагаемая методика обеспечивает условное деление всего объема добываемой нефти на базовую и дополнительную добычу, позволяет сопоставить различные проекты геолого-технических мероприятий и базовую добычу. Под базовой добычей нефти понимается вариант разработки месторождения, характеризующийся отсутствием ввода новых скважин при сохранении достигнутого технологического потенциала: все проводимые работы направлены лишь на поддержание действующего фонда скважин при существенном сокращении объема ГТМ и естественном выбытии скважин. Технологические проекты предлагается оценивать по однотипной схеме с расчетом общепризнанных в мировой практике результирующих показателей эффективности (чистый дисконтированный доход, внутренняя норма доходности, срок окупаемости инвестиций, индекс доходности).
Предложен алгоритм расчета нормативов затрат на основе общепринятой формы калькуляции себестоимости добычи нефти.
Разработан алгоритм ранжирования проектов геолого-технических мероприятий на основе интегрального показателя экономической эффективности, учитывающего чистый
дисконтированный доход, внутреннюю норму доходности, срок окупаемости инвестиций и индекс доходности.
Увязаны воедино стратегические и текущие планы производственно-хозяйственной деятельности нефтедобывающего предприятия, а также утверждаемые в государственных органах проектные документы.
Разработан программный комплекс, позволяющий решать ряд вопросов по всей цепочке деятельности предприятия: планирование - учет - анализ результатов.
Практическая значимость работы. Предлагаемая методика экономической оценки и созданная на ее базе модель расчетов может широко использоваться в нефтедобывающей отрасли промышленности для решения практических задач стратегического, операционного и текущего планирования, при составлении проектных документов и анализе достигнутых производственно-хозяйственных показателей. Внедрение в повседневную производственно-хозяйственную деятельность постоянно действующей модели расчетов позволит существенно сократить затраты на разработку старых месторождений и повысить общую эффективность работ, проводимых на таких площадях. Расчет эффективности разработки новых месторождений с учетом программы выполняемых на них геолого-технических мероприятий позволит оптимизировать инвестиционные затраты и выбрать наилучшие объекты вложения средств из множества имеющихся альтернатив.
Апробация результатов исследования. Разработанная методика экономической оценки проектов разработки месторождений с учетом эффективности программы геолого-технических мероприятий нашла широкое применение в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз». На основе разработанного
алгоритма на предприятии была создана постоянно действующая модель экономической оценки, которая легла в основу процессов планирования, учета и анализа результатов производственно-хозяйственной деятельности. В течение двух лет система планирования и анализа в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» базируется на положениях, изложенных в диссертационной работе.
Применение предлагаемого подхода к оценке технологических проектов и соответствующему распределению финансовых ресурсов позволило компании «Сибнефть» в 2000г. ввести в разработку два новых месторождения в Ноябрьском регионе Ямало-Ненецкого округа: Ярайнерское и Романовское, повысить эффективность разработки других месторождений. В соответствии с выполненными расчетами стратегического и операционного планов предприятия было принято решение о вводе в промышленную эксплуатацию в 2001г. еще двух месторождений: Еты-Пуровского (Ноябрьский регион) и Крапивинского (Омская область). Эффективность проектов их разработки удалось существенно повысить за счет оптимизации программы геолого-технических мероприятий, проводимых на этих площадях.
Предлагаемая методика удовлетворила запросы нового партнера компании «Сибнефть» - английской фирмы Sibir Energy. В созданном совместном предприятии (000 «Сибнефть-Югра») внедряются аналогичные методы экономической оценки.
Основные положения диссертации докладывались автором на следующих семинарах и конференциях:
Научная конференция молодых ученых и студентов ГАУ «Реформы в России и проблемы управления - 9 6» (г. Москва, ГАУ, 1996 г.);
5-ыи Всероссийский студенческий семинар «Проблемы управления» (г. Москва, ГАУ, 1997 г.);
15-ая Всероссийская конференция молодых ученых и студентов «Реформы в России и проблемы управления -2000» (г. Москва, ГУУ, 2000 г.);
Международная научно-практической конференция «Актуальные проблемы управления - 2000» (г. Москва, ГУУ, 2 000 г. ) ;
Научно-практическая конференции института управления в энергетике (г. Москва, ГУУ, 2000 г.);
Научно-технический Совет ОАО «Сибирская нефтяная компания» (г. Москва, 2 0 01 г.) .
Основные положения методики оценки экономической эффективности изложены в работах:
«Оценка экономической эффективности геолого-технических мероприятий как основа бизнес-планирования на нефтедобывающем предприятии»[47];
«Прогноз базовой добычи нефти для выбора экономически эффективного проекта разработки месторождения» [45]
«Рейтинговая оценка акций нефтяных компаний России» [46];
«Методика построения сравнительной рейтинговой оценки акций нефтяных компаний» (учебное пособие) [82] .
В рамках первой главы диссертационной работы проводится анализ результатов развития нефтедобывающей отрасли России в 90-х годах двадцатого века с выявлением проблем, стоящих сегодня перед отраслью, и возможных путей их решения. Обосновывается возможность решить накопившиеся проблемы и повысить устойчивость нефтедобывающего сектора.
Во второй главе работы представлен обзор наиболее интересных, на наш взгляд, подходов к анализу эффективности проектов разработки месторождений. По итогам их рассмотрения и анализа нормативной базы в области оценки проектов разработки нефтяных месторождений формируются основные требования, которым должна удовлетворять разрабатываемая методика анализа экономической эффективности.
С практической точки зрения большой интерес представляют методологические подходы, сформулированные на этапе плановой экономики, в годы активного роста нефтедобывающей промышленности страны. Разработанные в то время алгоритмы, в большинстве своем, были сориентированы на решение практических задач и широко применялись в производственно-хозяйственной деятельности предприятий. Однако их использование сегодня практически исключено в силу кардинальных изменений в области критериев оценки эффективности проектов.
Большинство предлагаемых сегодня алгоритмов направлены на решение проблем увязки действующих форм отчетности и общепризнанных критериев экономической эффективности, в которых основной задачей является формирование методики оценки на базе широко использующихся форм учета и отчетности. При этом вопрос о правильности расчета исходных технологических данных не поднимается, что, в конечном итоге, приводит к разрыву технологической и экономической части модели расчетов. Кроме того, большинство подходов к оценке проектов в области нефтедобычи страдает излишней академичностью, поскольку они не апробированы на практике. Некоторые методики, наоборот, разрабатывались для решения узких практических задач, что существенно сокращает область
их применения и делает невозможным задачу сопоставления различных технологических проектов.
Алгоритмы экономической оценки, широко применяемые западными нефтяными компаниями, в большинстве своем не могут использоваться для нефтяных проектов, реализуемых в России из-за существенной разницы в налоговых режимах различных стран, а также утвержденных стандартах предоставления исходной информации и результатов расчетов.
Все перечисленное подчеркивает острую необходимость формирования универсальной методики оценки технологических проектов в области нефтедобычи, которая позволит решить рассмотренные выше проблемы и противоречия.
Третья глава полностью посвящена методике экономической оценки проектов разработки нефтяных месторождений с учетом эффективности программы геолого-технических мероприятий. В ней детально рассмотрены принципы расчета базовой и дополнительной добычи нефти в разрезе отдельных месторождений, алгоритм расчета текущих и капитальных затрат, принципы оценки и ранжирования технологических проектов. В ней же детально рассматривается вопрос о месте предлагаемой модели оценки в общей системе планов предприятия и адаптации алгоритма расчетов к требованиям планов каждого уровня.
В заключительной четвертой главе диссертационного исследования выполнены расчеты стратегических планов разработки двух месторождений Западной Сибири (Сугмутского и Суторминского). Эти расчеты наглядно демонстрируют практическую применимость разработанного алгоритма расчетов для нужд повседневной производственно-хозяйственной деятельности нефтедобывающих предприятий.
Институциональные преобразования в отрасли: создание вертикально-интегрированных компаний и малых предприятий
Институциональную структуру нефтегазового сектора СССР отличал ярко выраженный дезинтеграционный характер - нормы и правила, формы хозяйствования, организационная структура сектора - все это имело мало общего с ориентацией на достижение экономической эффективности. В основе институциональной структуры лежали нормы и правила административного управления и взаимодействия хозяйственных единиц. Отсюда и преобладание бюрократических процедур управления и координации, а также стремление к образованию замкнутых территориально-производственных формирований с узкой специализацией, таких как производственные объединения по добыче и переработке углеводородов.
Вполне очевидным явлением на начальном этапе проведения экономических реформ стало стремление к преодолению данных недостатков. В этой связи «одним из важнейших событий 90-х годов стали акционирование и приватизация нефтедобывающих предприятий России и создание вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК). Буквально за несколько лет структура собственности компаний кардинальным образом изменилась: преобладающая часть предприятий в нефтяной промышленности перешла в частную собственность» [7].
На наш взгляд, такие изменения, несмотря на то, что в конечном итоге они оказали положительное влияние на развитие нефтедобывающей отрасли страны, имели ряд отрицательных последствий: падение объема добычи нефти и инвестиций, сокращение государственных доходов, рост социальной напряженности в регионах. Большинства этих негативных факторов можно было бы избежать при сохранении в стране помимо частных предприятий сильной государственной компании. Однако, созданная для этих целей государственная компания «Роснефть», не сумев сохранить своих позиций, не смогла стать ориентиром для других компаний по динамике основных показателей. Тем не менее, по завершении периода передела собственности, наметилась стабилизация основных технико-экономических показателей вновь созданных предприятий. Существенно возросла эффективность деятельности новых компаний, улучшился технический уровень производства, что вселяет определенный оптимизм и надежду на дальнейшее развитие и укрепление позиций отечественных нефтедобывающих предприятий.
Ситуацию в стране на рубеже 8 0-90-х годов можно охарактеризовать как чрезвычайно сложную: развивается внутриполитический кризис, апогеем которого становятся распад СССР и начало демократических преобразований. В экономической жизни также происходят радикальные изменения: разрываются хозяйственные связи между бывшими союзными республиками и партнерами по СЭВ, начинаются процессы разгосударствления, либерализации цен и внешнеэкономической деятельности, формирования совершенно новой для России системы управления экономикой.
«В начале 90-х гг. существовали различные варианты реформирования нефтегазового комплекса России. Условно можно выделить два основных, базирующихся соответственно на: сохранении государственного контроля за деятельностью предприятий ТЭК; приватизации предприятий и проведении политики, направленной на формирование самостоятельных нефтегазовых компании, создание конкурентного рынка углеводородов, повышение эффективности использования материальных и трудовых ресурсов, продвижение международных инвестиционных проектов.
Как известно, за основу был принят второй вариант. При этом стратегией реформирования стало создание крупных ВИНК, включающих предприятия всей технологической цепочки: от добычи нефти до поставки конечной продукции потребителям» [7] .
Указ Президента РФ № 1403 от 17 ноября 1992 года «Об особенностях приватизации и акционирования государственных предприятий, производственных и научно-производственных объединений нефтедобычи, нефтепереработки и нефтепродуктообеспечения» обусловил преобразование государственных предприятий в акционерные общества, положив тем самым начало приватизации российской нефтяной промышленности. Указом устанавливалась следующая первоначальная схема распределения акций акционерных обществ нефтяной отрасли: акционерный капитал подразделялся на 2 5% привилегированных и 7 5% обыкновенных акций; 51% обыкновенных акций передавался в федеральную собственность сроком на 3 года; остальные акции распределялись между персоналом и администрацией компании и продавались на чековых аукционах; иностранные инвесторы могли приобретать не более 15% акций каждой компании. Указ предусматривал создание 4 компаний, контрольный пакет акций которых будет принадлежать государству.
Особенности оценки проектов в области нефтедобычи
Радикальные изменения в системе управления экономикой, переходящей на рельсы рыночных отношений, являются одним из важнейших направлений программы реформ, проводимых в стране. Особое значение эти проблемы приобретают на уровне хозяйствующего субъекта, положение которого в рыночных условиях меняется коренным образом. Становясь объектом рыночных товарно-денежных отношений, обладающим экономической самостоятельностью и полностью отвечающим за результаты своей хозяйственной деятельности, предприятие должно сформировать у себя такую систему менеджмента, которая обеспечила бы ему высокую эффективность работы, конкурентоспособность и устойчивое положение на рынке.
Современное состояние нефтедобывающей отрасли, в которой спад производства сменился тенденцией стабилизации и постепенного наращивания объемов добычи, характеризуется увеличивающимся потоком проектных решений. Это требует четкой структуризации процесса управления нефтегазодобывающего предприятия, в котором особое значение приобретает проблема рационального распределения объемов добычи (в случае заданного спроса на нефть) или финансовых ресурсов (в случае ограничения по инвестициям) по месторождениям.
Отличительной чертой нефтедобывающего комплекса страны на современном этапе развития является сокращение удельного веса добычи из новых месторождений в суммарном объеме производства. На первый план выходит вопрос выработки стратегии разработки старых месторождений, предусматривающей мероприятия, направленные на увеличение коэффициента нефтеизвлечения и поддержание существующих уровней добычи углеводородов. Успешная деятельность предприятия в сегодняшних условиях во многом зависит от его инновационной политики, направленной на использование нововведений в области техники и технологии разработки месторождений и добычи нефти. Необходимо выбрать наиболее эффективный способ извлечения остаточных запасов, среди которых можно выделить три основных направления: эволюционный подход (постепенная добыча нефти из действующего фонда скважин); S бурение новых скважин (существенная интенсификация добычи нефти)/ S реализация программы геолого-технических мероприятий (ГТМ), направленных на увеличение объемов добычи нефти и наращивание фонда действующих скважин. Задача инвестора заключается в выборе наиболее эффективного распределения ресурсов между выделенными направлениями доразработки месторождения.
В материалах конференции, проходившей в декабре 1997 года [5], А.Ф. Андреев и В.Ф. Дунаев отмечают, что для оптимизации производственной деятельности нефтегазодобывающего предприятия можно использовать два основных критерия: максимум выигрыша компании при выполнении определенных ограничительных условий; минимум совокупных затрат на добычу фиксированных объемов добычи нефти и газа при выполнении тех же условий. Первый критерий более универсален, второй же является модификацией первого и отражает один из частных случаев -ситуацию с точно определенной потребностью на некоторый период времени.
Чтобы решить проблему обработки большого количества технологических вариантов и увидеть реальную картину движения денежных средств, необходимо сформировать алгоритм экономической оценки, опирающийся на общепринятые показатели эффективности: денежный поток, чистый дисконтированный доход, срок окупаемости и т.д. Ниже представлены точки зрения ряда авторов по рассматриваемому вопросу.
Прогноз основных технологических показателей
Как уже отмечалось выше, предлагаемый метод планирования и оценки проектов нефтедобычи базируется на разделении суммарного объема добычи углеводородов на базовую и дополнительную нефть, полученную за счет реализации программы ГТМ. Рассмотрим понятия и принципы определения базовой и дополнительной добыч нефти более подробно.
Под базовой добычей нефти понимается наименее затратный вариант разработки месторождений. Базовая добыча характеризуется отсутствием ввода новых скважин и месторождений при сохранении достигнутого технологического потенциала: все проводимые капитальные и подземные ремонты скважин (КРС и ПРС) направлены лишь на поддержание действующего фонда скважин при существенном сокращении объема мероприятий и естественном выбытии скважин. Для прогноза добычи нефти используются статистические данные и фактические темпы падения дебитов по скважинам переходящего фонда (все скважины кроме вновь введенных в текущем году). На основании этой информации и экспертной оценки динамики выбытия скважин формируется уровень добычи углеводородного сырья. Для прогноза объемов базовой добычи нефти баэ необходимо определить динамику следующих технологических показателей: базового фонда скважин [ Ф (t) ] ; дебита по нефти [ q (t) ]; коэффициента эксплуатации [ к (t) ] .
Под динамикой базового фонда скважин понимается его изменение, связанное: с выбытием скважин под закачку (в соответствии с проектными решениями); с выбытием фонда по причине "безвозвратных" аварий (используется статистический анализ прошлых лет); с сезонными колебаниями фонда скважин.
Для определения динамики дебита по нефти производится анализ имеющихся статистических данных широко применяемой в нефтедобывающей отрасли формы Госплана СССР. Строится кривая изменения базового дебита, определяемого путем деления добычи нефти из переходящих скважин на отработанные ими скважино дни. Затем по имеющимся данным методом наименьших квадратов (или любыми другими программными средствами, например, средствами MS Excel) определяется функция изменения дебита наиболее точно отражающая фактическую динамику базового дебита. Выбранная функция используется для прогноза динамики базового дебита с учетом того, что нулевая точка (среднее значение дебита за предшествующий период) определяется как отношение суммарной добычи нефти за последний отчетный период к отработанным скважино-дням (так, например, при определении уровня базовой добычи нефти на 2001 год по месяцам используются данные за декабрь 2000 года).
Динамика коэффициента эксплуатации базового фонда скважин определяется как среднее арифметическое по статистическим данным последних трех лет по переходящему фонду скважин.
На основании полученной функции изменения дебитов по нефти [ q (t) ] , динамики изменения базового фонда скважин [ Ф (t) ] и коэффициента эксплуатации [ к (t) ] по фрмуле (3.1) определяется базовая добыча нефти: 0"баз = Ф(Ь) х q(t) х k(t) х Г (3.1) где Т - продолжительность периода.
Параллельно решается задача по определению уровней дополнительной добычи нефти. «При эксплуатации нефтяных и газовых скважин нередко не удается получить высокие притоки нефти и газа. Как правило, это объясняется плохой проницаемостью призабойной зоны скважины, что связано с загрязнением забоя в конце бурения глинистым раствором и закупоркой пор пластов в этой зоне. Нередко загрязнение происходит за счет отложения в порах парафина или смол, а также - механических примесей из закачиваемой воды. В целях улучшения производительности эксплуатационных скважин проводят различные мероприятия по воздействию на призабоиную зону скважин» [63]. Совокупность комплекса таких мероприятий и бурение новых скважин при планировании уровней добычи углеводородов на перспективу называется программой ГТМ, а нефть, добытая за счет ее реализации, составляет дополнительную добычу нефти.
Для расчета объемов дополнительной добычи нефти определяется перечень наиболее затратных ГТМ (сумма затрат на реализацию которых достигает 90% от общих расходов на мероприятия), добыча от которых рассматривается как дополнительная. На наш взгляд, в этот перечень следует включить следующие виды ГТМ.
1. Ввод новых скважин - бурение скважин, которое «производится путем механического разрушения горных пород с применением специальных двигателей» [63], их обустройство и освоение.
2. Гидроразрыв пласта (ГРП) «способствует увеличению продуктивности эксплуатационных скважин... Гидроразрыв пласта происходит под действием нагнетаемой под большим давлением в скважину жидкости, в результате чего образуются искусственные и расширяются естественные трещины. Образующаяся система трещин связывает призабоиную зону скважины с более удаленными частями продуктивного пласта, протяженностью вплоть до нескольких десятков метров» [63].
3. Интенсификация притоков на нефтяном фонде скважин «широко используются для очищения забоя и образования каналов...» [ 63] .
4. Возвраты на другие горизонты - перфорация более высоких горизонтов нефтеносности, когда отбор углеводородов с первоначально разрабатываемого пласта завершен;
5. Зарезки вторых стволов - операция, аналогичная бурению, реализующаяся в стволе уже пробуренных скважин, что позволяет существенно экономить на их обустройстве.
6. Расконсервация разведочных скважин - подготовка и запуск в работу пробуренных ранее разведочных скважин, если они попадают в текущую зону разбуривания месторождения.
Обоснование выбора месторождений
Учитывая большой объем анализируемой информации, привести в данной работе результаты расчетов для всех месторождений ноябрьского региона невозможно. В этой связи было принято решение ограничить рамки экономического анализа группой из двух наиболее значимых (по уровням добычи) и находящихся на разных стадиях разработки (срок ввода в эксплуатацию) нефтяных месторождений. Ниже приводится краткая историческая справка и основные текущие технологические показатели разработки Сугмутского и Суторминского месторождений в 2000 году.
Сугмутское месторождение было введено в эксплуатацию в 1996 году. Оно разрабатывается на основании технологической схемы опытно-промышленной эксплуатации месторождения, утвержденной протоколом ЦКР № 1599 от 3.11.93 года. Максимальный проектный уровень добычи нефти - 4 7 87 тыс. тонн, жидкости - 8 394 тыс. тонн, фонд - 1 859 скважин, в том числе добывающих - 1 063, нагнетательных - 349, 20 - контрольных, 9 водозаборных и 418 резервных, уровнь закачки - 9 885 тыс. м3 воды.
В стадии завершения технологическая схема разработки пилотного участка, по результатам рассмотрения которой будет принято решение о составлении технологической схемы всего месторождения.
В 2000 году фактически добыто 2 4 01,3 тыс. тонн, с начала разработки добыто б 520,0 тыс. тонн нефти. Среднегодовая обводненность продукции составила 14,63%. В фонде по Сугмутскому месторождению всего 312 скважин, в том числе эксплуатационных добывающих - 22 0, действующих - 206. Неработающий фонд составил 22 скважины. Суммарный потенциальный дебит нефти неработающего фонда 196 т/сут.
За 2 00 0 год введены 3 9 новых добывающих скважин, добыча нефти из них составила 574,0 тыс. тонн, средний дебит 87,3 т/сут.
Средний дебит действующей скважины в 2 000 году составил 35,63 т/сут. по нефти. На 01.01.2001 года 104 скважины работают с дебитом меньше среднего, из них 11 малодебитных (до 5 т/сут) и 64 скважины - с дебитом более 50 т/сут. Все скважины эксплуатационного фонда механизированы.
За счет применения прочих видов ГТМ (кроме ввода новых скважин) в 2000 году было добыто 153,0 тыс. тонн нефти. На 18 скважинах были проведены ГРП, добыча нефти за счет их проведения составила 113,6 тыс. тонн, средний дебит -31,От/сут.
Суторминское месторождение введено в разработку в 1982 году. Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 198 9 году 11 370 тыс. тонн, после чего началось снижение добычи нефти. Месторождение разрабатывается по технологической схеме разработки, утвержденной в ЦКР (протокол № 1390 от 21.11.90 года). Протоколом ТКР ЯНАО №23-99 от 16.12.1999 г в качестве «Анализа текущего состояния разработки Суторминского месторождения» принят до 2 0 03 года проект, составленный СИБНИИНП - с добычей нефти в 2001 году 3 180,0 тыс. тонн.
В 2000 году добыто 3 249,0 тыс. тонн нефти, с начала разработки 110 066,1 тыс. тонн нефти. Вся добыча нефти в 2000 году осуществляется механизированным способом. Обводненность добываемой продукции составила на конец года 71,3%. В фонде месторождения - 4 133 скважины, из них - 2 52 0 эксплуатационных. Неработающий фонд на 01.01.2001 года -1 237 скважин, т.е. 4 9,1% эксплуатационного фонда с суммарным дебитом нефти 1 7 99 т/ сут. Неработающий фонд уменьшился по сравнению с прошлым годом на 1,3 процента, или на 52 скважины.
За год введены 3 новые добывающие скважины со средним дебитом 12,3 т/сут., по ним добыто 5,8 тыс. тонн нефти. Средний дебит нефти по месторождению составил 7,2 т/сут. С дебитом ниже среднего работают - 958 скважин, или 70, 6% действующего фонда, из них малодебитных (менее 5 т/сут) 777.
В 2000 году, по сравнению с двумя предыдущими, на месторождении наращивались объемы работ по повышению нефтеотдачи пластов. За счет применения современных геолого-технических мероприятий (кроме бурения) было добыто 786,2 тыс. тонн нефти. По 45 скважинам были проведены ГРП с дополнительной добычей 62,8 тыс. тонн нефти, средний дебит нефти составил 8,2 т/сут.
Таким образом, выбор пал на два месторождения, обеспечивших более трети суммарной добычи нефти по ОАО «Ноябрьскнефтегаз» (всего предприятие осуществляет добычу на 20 нефтяных месторождениях в ноябрьском регионе, см. рисунок 10). Сугмутское месторождение находится на стадии растущей добычи, а добыча нефти на Суторминском месторождении падает. Следовательно, были выполнены все основные критерии отбора, и результаты расчетов по указанным месторождениям можно считать показательными.
