Содержание к диссертации
Введение
1 Теоретические вопросы внутрифирменного планирования добычи нефти на поздних стадиях разработки месторождений 12
1.1 Современное состояние и проблемы нефтедобычи России 12
1.2 Классификация методов увеличения нефтеотдачи 21
1.3 Сравнительный анализ России и США в области применения методов увеличения нефтеотдачи 34
1.4 Основные проблемы применения методов увеличения нефтеотдачи в России 38
1.5 Теоретические вопросы планирования технико-экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи 49
2 Разработка комплексного подхода по учету рисков при планировании методов увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки месторождений 49
2.1 Риски технико-экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи 52
2.2 Систематизация и выбор методов технико-экономического прогнозирования
2.3 Комплексный подход по учету рисков при планировании технико-экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки месторождений 63
3 Реализация комплексного подхода по учету рисков при планировании методов увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки месторождений 111
3.1 Характеристика ТИП «Лангепаснефтегаз» и формирование исходных данных
3.2 Апробация комплексного подхода по учету рисков при планировании технико-экономических показателей методов увеличения нефтеотдачи в ТИП «Лангепаснефтегаз» 119
3.2.1 Прогнозирование дополнительной добычи нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи 130
3.2.2 Прогнозирование экономической эффективности и оценка рисков методов увеличения нефтеотдачи
3.2.3 Экономико-математическая модель формирования эффективных портфелей методов увеличения нефтеотдачи ТИП «Лангепаснефтегаз» 139
3.4 Оценка эффективности предлагаемых подходов при планировании результатов деятельности ТИП «Лангепаснефтегаз»
Заключение 147
Библиография 157
Приложение 1 174
- Сравнительный анализ России и США в области применения методов увеличения нефтеотдачи
- Систематизация и выбор методов технико-экономического прогнозирования
- Апробация комплексного подхода по учету рисков при планировании технико-экономических показателей методов увеличения нефтеотдачи в ТИП «Лангепаснефтегаз»
- Экономико-математическая модель формирования эффективных портфелей методов увеличения нефтеотдачи ТИП «Лангепаснефтегаз»
Введение к работе
Актуальность исследования. В настоящее время в большинстве нефтегазодобывающих предприятий России в связи с ухудшением структуры запасов нефти ежегодно возрастает число скважин, эксплуатация которых из-за низкого дебита или высокой обводненности продукции является нерентабельной. С одной стороны, для улучшения технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий эксплуатацию этих скважин необходимо приостанавливать. С другой стороны, остановка добывающих скважин может привести к полной деформации заданных проектных систем разработки эксплуатируемых объектов и существенному снижению конечного коэффициента извлечения нефти из-за безвозвратной потери значительного количества нефти в удаленных ловушках. Успешная доработка подобных объектов возможна только с использованием высокоэффективных, научно и экономически обоснованных методов увеличения нефтеотдачи.
Одной из важнейших проблем при планировании методов увеличения нефтеотдачи является прогнозирование возможного прироста добычи нефти. Однако в настоящее время отсутствуют научно обоснованные и практически приемлемые методы оценки рисков, связанных со спецификой этих мероприятий, что приводит к получению некорректных показателей их прогнозной технико-экономической эффективности. Применяемые отраслевые и внутрифирменные рекомендации нефтегазовых компаний по оценке и планированию технико-экономической эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи не используют инструментарий, позволяющий учитывать различные риски их проведения.
В связи с этим особую актуальность приобретают исследования, направленные на разработку инструментов прогнозирования и планирования технико-экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи, которые позволят учитывать стохастический характер их проведения и выполнять научно обоснованный отбор мероприятий с целью получения наилучших результатов с приемлемым для менеджмента нефтегазодобывающих предприятий уровнем риска.
Степень научной разработанности проблемы. Проблемы бизнес-прогнозирования и планирования деятельности нефтегазодобывающих предприятий, разрабатывающих нефтяные месторождения на поздних стадиях их эксплуатации, являются достаточно сложными и многоаспектными, что объясняет интерес широкого круга отечественных и зарубежных ученых к данным проблемам.
Решению проблем повышения технико-экономической эффективности разработки нефтегазовых месторождений поздних стадий разработки посвящено достаточно много работ отечественных ученых, таких как Андреев А.Ф., Америка Л.Д., Волынская Н.А., Гужновский Л.П., Газеев М.Х., Герт А.А., Дунаев В.Ф., Зац С.А., Зубарева В.Д., Карпов В.Г., Котенев Ю.А., Крайнова Э.А., Краснов О.С., Макаров А.В., Миловидов К.Н., Мотина Л.И., Пленкина В.В., Рогачев М.К., Тарасюк В.М., Швец С.М. и др., а также ряда зарубежных авторов: Аткинсон Скотт Е., Джерби К.К., Диксит А.К., Зекри А.И., Лари В. Лэйк, Лерше И., Миан М.А., Ньюендроп П.Д., Ноес С., Себа Р.Б., Хайт Дж. Рождер, Хоканадел С.М., Шуйлер Дж. Р., Экономидис М. Дж. и др.
В диссертационном исследовании значительное место уделено анализу проблем прогнозирования технико-экономических показателей и экономико-математического моделирования в различных сферах деятельности с использованием многих работ в этой области как отечественных, так и зарубежных специалистов и ученых. Среди них Айвазян C.А., Андронова И.В., Боровиков В.П., Васильев Ф.П., Гизатуллин Х.Н., Гребенкин А.В., Диболд Ф.И., Добродей В.В., Дубров А.М., Елисеева И.И., Ильченко А.Н., Калика В.И., Качалов Р.М., Конюховский П.В., Лётчиков А.В., Льюис К.Д., Лю Б., Марковиц Г., Михеев И.М., Мхитарян В.С., Никонов О.И., Мельников А.В., Орлов А.И., Петров М.Б., Попов Е.В., Салманов О.Н., Сдвижков О.А., Силкина Г.Ю., Смирнов Н.В., Смоляк С.А., Тейл Г., Тьюки Дж. В., Уотсон М.В., Ханк Д.Э. Хийе Ф., Шелобаев С.И., Юдин Д.Б. и др.
Аспекты управления рисками отражены в классических работах Дж. М. Кейнса, П. Самуэльсона, И. Фишера, Р. Энгла, Ф. Блэка, С. Шоулса и др., в работах ученых по теории портфельных инвестиций, а также в международных стандартах по управлению рисками (COSO Enterprise Risk Management – Integrated Framework, FERMA, AS/NZS ISO 31000:2009, BS 25999 и т.д.).
Необходимо отметить, что модели и подходы, предлагаемые перечисленными выше авторами, по нашему мнению, должны быть дополнены и расширены с целью разработки методов и соответствующего инструментария, применение которого позволит нефтегазодобывающим предприятиям прогнозировать эффективность методов увеличения нефтеотдачи, формировать портфели методов увеличения нефтеотдачи таким образом, чтобы их реализация обеспечивала достижение стратегических целей с приемлемым уровнем риска. Все вышеперечисленное обусловило выбор темы исследования, его объект и предмет.
Объектом исследования является производственно-хозяйственная деятельность нефтегазодобывающих предприятий, разрабатывающих нефтяные месторождения, вступившие на поздние стадии эксплуатации.
Предметом исследования являются методические и практические аспекты прогнозирования, планирования, оценки рисков и экономико-математического моделирования при планировании методов увеличения нефтеотдачи на нефтегазодобывающих предприятиях.
Целью диссертационного исследования является разработка комплексного модельно-методического подхода количественного учета рисков при планировании методов увеличения нефтеотдачи, необходимого для успешной доработки нефтегазовых месторождений при существующих ресурсных и природных ограничениях с приемлемым уровнем риска.
Цель исследования предопределила постановку и решение следующих задач:
-
На основе систематизации теоретических исследований по проблемам прогнозирования и планирования эффективности методов увеличения нефтеотдачи уточнить понятийный аппарат в области их экономической оценки в условиях риска и сформировать общую схему учета рисков при их планировании.
-
Учитывая недостатки и особенности применения современных методов прогнозирования технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи, разработать комбинированную модель прогнозирования, характеристики которой позволят её использовать на нефтегазодобывающих предприятиях.
-
Выбрать критерии оценки прогнозной технико-экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи, позволяющие, в отличие от применяемых подходов, учитывать стохастический характер эффективности их проведения.
-
Построить двухкритериальную экономико-математическую модель формирования Парето-оптимальных портфелей мероприятий по увеличению нефтеотдачи, а также апробировать и оценить эффективность предложенных подходов учета рисков при планировании методов увеличения нефтеотдачи на нефтегазодобывающих предприятиях.
Теоретико-методологическую базу исследования составили отечественные и зарубежные разработки по теории портфельных инвестиций, методологии управления проектами, теории управления рисками, теории вероятностей и математической статистики, действующие отраслевые методики и нормативные документы по оценке эффективности научно-технических мероприятий в нефтяной промышленности.
Основными методами исследования явились общенаучные методы (анализ и синтез, методы аналитического моделирования, системный и структурный анализ), методы одно- и многомерного статистического анализа, методы исследования операций и экономико-математическое моделирование с применением компьютерных технологий.
Информационную основу исследования составили материалы нефтегазодобывающих предприятий, экспертные оценки, аналитические и статистические материалы, действующие законодательные акты, нормативные документы и другие материалы, содержащиеся в отечественной и зарубежной литературе, периодической печати, отчетности отечественных и зарубежных нефтегазодобывающих компаний, данные, размещенные на официальных сайтах в сети Интернет, а также собственная информационная база автора.
Научная новизна. В диссертационном исследовании представлены следующие результаты, полученные автором, содержащие элементы научной новизны:
-
Расширен понятийно-категорийный аппарат, связанный с прогнозной оценкой результатов проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи в условиях риска, и сформирован комплексный методический подход по учету рисков при планировании этих мероприятий, учитывающий влияние различных вероятностных факторов на технико-экономическую эффективность планируемых мероприятий (пункт 1.4 Паспорта специальности 08.00.13 ВАК РФ).
-
Предложено использование комбинированной модели прогнозирования технологической эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи, позволяющая определять ожидаемые объемы дополнительной добычи нефти приемлемой точности в условиях значительного разброса геолого-промысловых данных и малых выборок (пункт 1.1 Паспорта специальности 08.00.13 ВАК РФ).
-
Предложено использование критериев ожидаемой денежной выгоды и технико-экономического риска рассматриваемого метода по увеличению нефтеотдачи для прогнозной оценки технико-экономической эффективности его применения в условиях риска, учитывающих негативное влияние геолого-промысловых и технико-экономических параметров (пункт 1.4 Паспорта специальности 08.00.13 ВАК РФ).
-
Разработана двухкритериальная экономико-математическая модель по формированию Парето-оптимальных портфелей мероприятий по увеличению нефтеотдачи, которая, в отличие от существующих, учитывает стратегические приоритеты деятельности нефтегазодобывающего предприятия, склонность к риску компании, ресурсные, транспортные, законодательные и другие ограничения (пункт 1.1 Паспорта специальности 08.00.13 ВАК РФ).
Практическая значимость разработанных предложений заключается в том, что они представляют собой основу практически приемлемого инструментария по оценке и учету рисков при планировании методов увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки месторождений.
В частности, предложенные подходы позволяют управлению нефтегазодобывающих предприятий:
– в условиях значительного разброса геолого-промысловых параметров, малых выборок наблюдений повысить точность прогнозирования прироста добычи нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи;
– с помощью предложенных критериев ожидаемой денежной выгоды и технико-экономического риска метода увеличения нефтеотдачи проводить оценку эффективности мероприятия с учетом различных его исходов;
– в рамках разработанного комплексного подхода оценивать влияние геолого-промысловых параметров на технико-экономический риск мероприятия по увеличению нефтеотдачи;
– с помощью построенной экономико-математической модели формирования эффективных портфелей методов увеличения нефтеотдачи формировать программы мероприятий, обеспечивающие выполнение лицензионных соглашений, снижение себестоимости добычи нефти с приемлемым уровнем риска.
Апробация работы. Основные предложения и результаты, полученные в диссертации, были доложены на восьми международных и четырех российских научно-практических конференциях, в том числе: «Технолого-инструментарные новации в управлении топливно-энергетическим комплексом: макро-, мезо- и микроуровень» (г. Тюмень, 2006 г.); «СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ-2007» (г. Ухта, 2007 г.); «Логистика и экономика ресурсосбережения и энергосбережения в промышленности» (г. Саратов, 2007 г.); «Технология управления социально-экономическим развитием региона» (г. Уфа, 2009 г.), а также на научных семинарах в ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» и других научно-исследовательских организациях Российской Федерации и Республики Башкортостан.
Практическое внедрение результатов диссертационного исследования проведено в нефтедобывающих компаниях, сервисных компаниях Республики Башкортостан. Рекомендации и выводы диссертации использовались в ООО «Мобел-нефть», ООО «Экопласт», ООО «Башминерал». Отдельные положения диссертации использовались в учебном процессе ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет». Практические результаты автора исследования подтверждены соответствующими документами.
Публикации. По материалам диссертации опубликовано 22 научные работы общим объемом 9,42 п.л., в том числе лично автором – 8,41 п. л., в т.ч. 5 в рецензируемых научных журналах и изданиях, определенных ВАК РФ («Аудит и финансовый анализ», «Вопросы экономики», «Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом», «Нефтяное хозяйство», «Экономика и производство»).
Структура диссертации. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, библиографического списка, приложений. Объем работы 173 страницы машинописного текста, содержит 19 таблиц, 46 рисунков, библиографию из 196 наименований, 3 приложения.
Сравнительный анализ России и США в области применения методов увеличения нефтеотдачи
На основе проведенного сравнительного анализа России и США в области МУН, различных исследований можно выделить основные проблемы и причины, ограничивающие их применение на отечественных НГДП, причем причины можно подразделить на причины внутренней и внешней среды 81.
К основным причинам внешней среды, влияющие на применение МУН на предприятиях нефтедобычи, можно отнести следующие: 1. Отсутствие однозначной классификации и методологии оценки техно логической эффективности МУН. Существующие в настоящее время в отрасли нормативные документы в значительной мере противоречивы в определениях и терминах МУН, что предопределяет невозможность сегодня достоверной оценки в России дополнительной добычи нефти за счет МУН и сравнение ее с мировым уровнем. Последняя редакция «Методического руководства по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» была утвер-ждена в качестве отраслевого РД в 1993 г. ив настоящее время уже не действует. Отметим, что наиболее частой причиной завышения дополнительной добычи за счет МУН является определение эффекта по отдельным скважинам без учета их интерференции. Из-за отсутствия достоверных статистических данных в регулярных зарубежных изданиях с 1992 г. не публикуются данные о применении МУН в России.83 2. Нестабильность мировых цен на нефть. Данный фактор обуславливает такое поведение, когда НГДП в условиях высоких цен на нефть активизируют свою деятельность по интенсификации выработки активных запасов, а не на добыче трудноизвлекаемых запасов, что может в дальнейшем привести к крупным потерям извлекаемых запасов. Отметим, что потенциал производства нефти только из «легких» запасов в России в 2005 г. составлял 450 млн. т/год, и поэтому добыча из «трудных» запасов невелика и не превышает 25-30%, и, следовательно, современные МУН не востребованы. В условиях же низких цен на нефть главным приоритетом НГДП является снижения затрат, в том числе и с помощью перевода низкодебитных скважин в бездействующий фонд. 3. Отсутствие государственной политики по рациональному недропользованию. Как уже было отмечено, одной из главных задач государства в области недропользования — это обеспечение достижения НГДП максимально возможных КИН. Данный факт в настоящее время полностью игнорируется в России. В большинстве экономически развитых странах данная проблема решается, в первую очередь, через систему налогового стимулирования НГДП по применению МУН. Следует подчеркнуть, что в новой редакции Налогового кодекса РФ, вступившее в силу с 01.01.2007, предложена пассивная форма дифференцированного налога на добычу полезных ископаемых (НД11И) на основе степени выработки запасов и природного фактора (трудности освоения), а не в зависимости от применения современных МУН, позволяющих эффективно преодоле од ос Of. вать эти трудности и кардинально повышать КИН. Предложенная сейчас схема дифференциация НДПИ, по существу, направлена на перераспределение, скорее всего несущественное, налогов между нефтяными компаниями, потому что должно быть соблюдено требование ведомств экономического блока о сохранении величины поступлений в бюджет. Такое перераспределение не должно устраивать государство, так как оно не учитывает необходимость повышения эффективности использования запасов нефти, а также диверсификацию добычи нефти, что, согласно мировой практике обеспечивает долговременное увеличение поступлений в бюджет. Преодоление нерачительного отношения к сырьевой базе возможно только в том случае, если дифференцированные ставки налога будут вынуждать недропользователей разрабатывать месторождения при помощи современных МУН.87 Отметим, что данный фактор является комплексным и взаимосвязанным с причинами внутренней среды. Это объясняется тем, что благодаря системе стимулирования НГДП по применению МУН часть рисков (технических и экономических) НГДП компенсируются государством. К основным причинам внутренней среды, ограничивающие применение МУН на нефтяных месторождениях, можно отнести: 1. Неопределенность технико-экономической эффективности МУН. Применяемые в настоящее время фирменные методические подходы и рекомендации не позволяют учесть риски и неопределенности проведения МУН.88,89 2. Отсутствие в нефтяных компаниях инструментов стратегического пла нирования. Основной проблемой управления в нефтяных компаниях, ограничивающих применение МУН, является концентрация руководства компаний на тактические и оперативные цели, главной из которых является рост добычи нефти за счет интенсификации активных запасов. От уровня добычи нефти будет зависеть рыночная стоимость компании и личное вознаграждение руководства. 3. Сверхобеспеченность многих нефтяных компаний активными запаса ми. На основе проведенного анализа можно сделать вывод, что главной причиной, ограничивающей повсеместное применение МУН в нашей стране, явля 37 ется отсутствие цивилизованной государственной системы управления рациональным использованием запасов нефти, способной на основе гармонизации экономических интересов государства и бизнеса создать побудительные условия для расширения масштабов применения современных МУН. В настоящее время необходимо формирование структуры государственного управления и контроля рационального использования запасов нефти, способной реализовать механизм стимулирования и обязательного применения достижений научно-технического прогресса в целях правильности разработки месторождений и значительного увеличения КИН. Экономическая целесообразность формирования программы преодоления падения КИН и возобновления на этой основе прироста извлекаемых запасов вытекает из сопоставления экономических показателей (табл. 1.2). Как видно из приведенных в табл. 1.2 данных, стоимость добычи 1 т нефти в освоенных районах с применением МУН в 1,8 раза ниже по сравнению с затратами на освоение новых месторождений. Мировой опыт так же свидетельствует об экономической целесообразности применения современных МУН для разработки месторождении, в первую очередь с трудноизвлекаемыми запасами .
Систематизация и выбор методов технико-экономического прогнозирования
Развитие прогностики как науки в последние десятилетия привело к созданию отдельного направления - эконометрических методов прогнозирования, — которое включает множество методов, процедур, приемов прогнозирования, неравноценных по своему значению.
Исследованию проблем прогнозирования технико-экономических показателей деятельности предприятий посвящены работы многих специалистов и ученых как у нас в России, так и за рубежом. Среди них Айвазян С.А., Дубров A.M., Елисеева И.И., Ильченко А.Н., Каплан А.В., Льюис К.Д., Мхитарян B.C., Тейл Г., Makridakis S., Teshman A., Tukey J.W. и др.
В настоящее время по оценкам зарубежных и отечественных систематиков прогностики уже насчитывается свыше 100 методов прогнозирования, в связи с чем при разработке прогнозов на НГДП возникает проблема выбора методов, которые давали бы адекватные прогнозы технологических показателей разработки месторождений. Конечно, число базовых методов прогнозирования, которые в тех или иных вариациях повторяются в других методах, гораздо меньше. Многие из этих методов относятся скорее к отдельным приемам или процедурам прогнозирования, другие представляют набор отдельных приемов, отличающихся от базовых или друг от друга количеством частных приемов и последовательностью их применения.
Очевидно, что выбор метода прогнозирования зависит от многих факторов, в том числе от параметров прогнозирования.
Как было отмечено в п. 1.5, при планировании технологической эффективности МУН широко используются различные методы прогнозирования, однако у них в настоящее время есть ряд недостатков, ограничивающие их эффективное применение:
В мире создано достаточно много математических моделей процесса заводнения, позволяющих прогнозировать показатели разработки нефтяных месторождений. Подавляющее большинство гидродинамических моделей нефтяного пласта базируется на классической теории двухфазной фильтрации, в соответствии с которой под действием градиента давления происходит совместное течение двух фаз: нефти и воды. Принимая обе фазы и пористую среду несжимаемыми, можно получить замкнутую систему дифференциальных уравнений двухфазной фильтрации. В настоящее время наиболее известными математическими моделями разработки нефтегазовых месторождений являются модель института «Гипровостокнефть», математическая модель ECLIPSE-100 (разработчик Schlumberger GeoQuest) и TEMPEST MORE (разработчик Roxar/Smedvig), Black Oil, ТРИАС, методика ВНИИ, методика БашНИПИнефть (Леви Б.И.), квазитрехмерная гидродинамическая модель нефтяного пласта (Швецов А.И.) и т.д. Большинство гидродинамических моделей нефтяного пласта основаны на использовании систем дифференциальных уравнений. Однако в виду сложности при их решении, большинство авторов существенно упрощает задачу . Отметим, что в некоторых математических моделях авторы стремились учесть все многообразие факторов, влияющих на процесс разработки неоднородного пласта. Каждая из существующих моделей обладает своими достоинствами и недостатками: точные математические модели используют сложный математический аппарат и не всегда применимы для инженерных расчетов, так как требуют исходных данных на практике, как правило, недостающих или недостоверных. Процессы, происходящие в пласте при вытеснении нефти водой, очень сложны. На них оказывает влияние множество факторов, которые зачастую невозможно определить. Объем информации о геологическом строении пласта ограничен и не всегда достоверен. В этих условиях даже самые точные модели, учитывающие все факторы, влияющие на разработку месторождения, могут оказаться непригодными для достоверного прогноза промысловых показателей и описания процессов нефтевытеснения. Другие модели, пригодные для инженерных расчетов, упрощены до такой степени, что прогнозные показатели неадекватно отражают реальную картину разработки месторождений.
Следовательно, применимость постоянно-действующих гидродинамических математических моделей в настоящее время ограничено: - Отсутствие достоверной информации о детальном геологическом строении пласта и большие погрешности в промысловых данных. Как отмечает Лысенко В.Д. , точность геолого-геофизических материалов настолько низка, что трехмерные геологические и (особенно) гидродинамические модели, построенные с помощью сейсмических данных и определения проницаемости по ГИС, не более чем фикция (погрешность определения проницаемости по ГИС - 100%); - Отсутствием критериев выделения группы участков прогноза, что чрезвычайно важно при проведении опытных работ по воздействию на ограниченную часть залежи различными методами интенсификации и МУН. - Непригодностью в тех случаях, когда необходимо сделать оценку эффективности применения МУН или прогнозирования технологических показателей по множеству скважин, участков, залежей нефти. - Необходимостью затрат очень большого объема расчетного времени; - Дороговизной, сложностью и продолжительностью по времени внедре ния наиболее сложных программных продуктов.151 152 153 154 2. Применение множественного корреляционно-регрессионного анализа при прогнозировании прироста добычи нефти за счет МУН ограничено: - вводимой на практике, например, в соответствии с СТО Газпром 2-3.1-079-2006155, априори линейной функции прогнозирования; - необходимостью независимости экзогенных геолого-промысловых параметров и их нормальности распределения;155 - совместная частота распределения нескольких переменных в выборке должна представлять соответствующее распределение в генеральной совокупности; - среднеквадратические отклонения величин функции для всех значений факторов-аргументов должны находиться в пределах нормальных колебаний выборочных характеристик. - отсутствием робастности (устойчивости при исключении каких-либо наблюдений) построенной модели вследствие малых выборок. - неоднозначностью оценки адекватности модели по различным статистическим критериям, таким как R2, / -критерий Фишера, /-критерий, стандартная ошибка оценки, средняя абсолютная ошибка, средняя абсолютная процентная ошибка, /з-значение, коэффициент инфляции для каждой переменной, информационный критерий Акаике (AIC), байесовский информационный критерий Шварца (SBIC), информационный критерий Хеннана-Куинна (HOIC), статистика Мэллоуса и др., то есть возможна ситуация, когда модель, оцененная как адекватная по одному критерию, оказывается непригодной по другому крите „,„156,157,158,159,160,161 рИЮ, - возникающей противоречивой ситуацией, когда знаки перед предикто рами модели не соответствуют технико-экономической логике эффективного проведения МУН.
Апробация комплексного подхода по учету рисков при планировании технико-экономических показателей методов увеличения нефтеотдачи в ТИП «Лангепаснефтегаз»
В российской экономике нефтегазовый комплекс занимает ведущее место: около 40 % фондов промышленных предприятий и 13 % балансовой стоимости основных фондов экономики страны сосредоточено именно в сфере недропользования. Доля России в мировой добыче нефти составляет 12,1%, а в потреблении 3,4%. Несмотря на лидерство России в мировой добыче нефти, темпы роста добычи в стране, резко снизившийся в 2005 г., в настоящее время практически отсутствуют. В балансе первичных топливно-энергетических ресурсов России ресурсы нефти составляют 38%. При этом если доля добавленной стоимости отраслей топливно-энергетического комплекса в объеме ВВП в 2007 г. составила 30,9%, то вклад нефтяного комплекса - 21,4%, а нефтехимического комплекса - 0,4%). В отрасли занято более 2 млн. чел., которые производят около 30% всего объема промышленной продукции.
Проведенный анализ современного состояния и проблем нефтедобычи России показывает, что большинство нефтедобывающих регионов страны перешли уровень максимальной добычи, основные нефтегазовые месторождения вступили в поздние и завершающие стадии разработки, а рост нефтедобычи в последние годы обеспечивается только форсированным отбором активных запасов на действующих месторождениях. При этом все это сопровождается сильным ростом обводненности добываемой продукции, достигшей в среднем по стране 83,7%), опережающей компенсацией закачки и, начиная с 1994 г., отрицательным приростом запасов нефти. Выработанность запасов основных нефтегазоносных провинций составляет на Северном Кавказе 70-80%, в регионах Урало-Поволжья - 50-70% , в Западной Сибири - свыше 45%. Ухудшаются горнотехнические условия отработки месторождений, средние дебиты нефти упали с 26 т/сут. в 1980-х годах до 8-10 т/сут. к концу 2008 г. Анализ добычи нефти по способам эксплуатации скважин, показал, что за последние 17 лет доля фонтанного способа сократилась в России 2 раза, а компрессорного - в 10 раз, увеличив долю насосного способа до 93,3% от общего объема добычи. Это косвенно свидетельствует об усложнении процессов добычи нефти в связи с истощением источников. Кроме того, в стране, начиная с 60-х гг. продолжается снижение основных показателей эффективности недропользования - текущего и проектных КИН, причем в последние 15 лет эта тенденция ускорилась, что связано, в первую очередь, с низким применением современных методов увеличения нефтеотдачи. Вообще, начиная с 60-х гг., в целом потеряно около 15 млрд. т, что соответствует добыче за всю историю отечественной нефтяной промышленности.
Особенности планирования добычи нефти на поздних стадиях разработки месторождений характеризуется тем, что добыча нефти от новых и переходящих скважин постепенно сокращается, а добыча нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи наоборот увеличивается. Следовательно, от эффективности их проведения и планирования на поздних стадиях разработки зависит технико-экономическая эффективность всего предприятия. Однако, при планировании методов увеличения нефтеотдачи необходимо учитывать, что проведение одного и того же метода на нефтяных месторождениях может приводить к совершенно различным исходам, то есть по существу технико-экономическая эффективность их проведения имеет вероятностный характер. На основе анализа отраслевых и внутрифирменных методических рекомендаций по прогнозированию и планированию методов увеличения нефтеотдачи, результатов деятельности различных нефтегазодобывающих предприятий (ОАО АНК «Башнефть», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Татнефть», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Газпром») в этой области выявлено, что применяемые подходы в значительной мере (ошибки достигают 90%) не обеспечивают выполнения плановых значений технико-экономической эффективности проведения мероприятий, что связано, в первую очередь, с недостаточным учетом различных рисков их проведения и наличием геолого-физических особенностей объектов воздействия. Ситуация осложняется еще тем, что на эффективность мероприятий по увеличению нефтеотдачи влияют многообразные технические (геологические, технологические и т.д.) и экономические параметры (цена на нефть, затраты на их проведение, затраты на добычу нефти и т.д.), которые также являются неопределенными. Коэффициент успешности проведения данных мероприятий составляет лишь 30-80% по различным объектам, а в половине скважин затраты, связанные с проведением воздействия, не окупаются дополнительно добытой нефтью.
Следовательно, особую актуальность приобретают исследования, направленные на разработку инструментов прогнозирования и планирования технико-экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи, которые позволят устранить указанные проблемы, учитывать различные исходы их проведения и делать их научно-обоснованный отбор с целью получения наилучших результатов за счет осуществления мероприятий с приемлемым уровнем риска.
В связи с этим, в диссертационном исследовании уточнен понятийный аппарат в области экономической оценки эффективности методов увеличения нефтеотдачи. Введены понятия ожидаемой денежной выгоды метода увеличения нефтеотдачи, технико-экономический риск метода увеличения нефтеотдачи, учет рисков при планировании методов увеличения нефтеотдачи.
Ожидаемая денежная выгода метода увеличения нефтеотдачи - наиболее вероятный сгенерированный денежный поток от проведения метода увеличения нефтеотдачи с учетом различных исходов его осуществления.
Технико-экономический риск метода увеличения нефтеотдачи - это получение возможного материального ущерба в результате осуществления мероприятия вследствие наступления того или иного события, вызванное неопределенностью множества исходных технических и экономических данных.
Экономические риски - это функция внешних по отношению к мероприятию факторов, коррелирующие с общей динамикой в экономике, элиминация которых возможна в результате ожидания улучшения состояния экономики.
Технические риски - это функция внутренних по отношению к мероприятию факторов, элиминация которых возможна в результате дополнительного изучения внутренних факторов мероприятия.
Экономико-математическая модель формирования эффективных портфелей методов увеличения нефтеотдачи ТИП «Лангепаснефтегаз»
Для устранения выявленных в диссертационном исследовании недостатков ЧДД как критерия оценки методов увеличения нефтеотдачи проведен анализ методов оценки рисков. Наличие экономических и технических рисков предлагается оценивать различным экономико-математическим инструментарием. Проведение методов увеличения нефтеотдачи характеризуется наличием высоких экономических и технических рисков, поэтому оптимальным методом оценки риска в данных условиях является использование стохастического дерева решений.
Использование данного подхода позволяет усовершенствовать критерии плановой оценки технико-экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи. В качестве абсолютного критерия оценки плановой технико-экономической эффективности разработан критерий ожидаемой денежной выгоды (ЕМУ), а в качестве меры риска мероприятии - полусреднеквадратическое отклонение ожидаемой денежной выгоды (SV). При расчете ЕМУ предлагается также учитывать неравномерность помесячного значения прогноза добычи нефти для чего выведена эмпирическая кривая, сокращение попутно-добываемой воды и неполучение прибыли из-за остановки скважины на время проведение мероприятия.
Учитывая безусловную значимость характеристик каждого метода увеличения нефтеотдачи, входящих в план добычи, стратегическая конкурентоспособность и развитие нефтегазодобывающего предприятия зависит от характеристики всего портфеля мероприятий, что обуславливает необходимость разработки эффективных методов управления портфелями этих методов.
Портфель методов увеличения нефтеотдачи — совокупность разнообразных методов, направленных на достижение стратегических целей нефтегазодобывающего предприятия и имеющих общие ограничения по ресурсам.
Принимая во внимание недостатки ранее разработанных подходов, в диссертационном исследовании предлагается экономико-матетическая модель оптимизации инвестиционной деятельности в области методов увеличения нефтеотдачи, построенная на основе теории портфельного инвестирования Маркови-ца-Тобина с учетом ограничений, специфичных для деятельности нефтегазодобывающих предприятий.
Для формирования Парето-эффективных портфелей методов увеличения нефтеотдачи на плановый период предлагается двухкритериальная экономико-математическая модель, в которой максимизируется суммарная ожидаемая денежная выгода, а минимизируется совокупный риск портфеля мероприятий по увеличению нефтеотдачи. Влияние стратегических приоритетов нефтегазодобывающего предприятия, а также условий внешней среды, учитывается в ограничениях модели: 1. на максимально возможное число скважино-операций у -го метода увеличения нефтеотдачи, которое может быть проведено на всех месторождениях и группах скважин в плановом периоде при существующем ресурсном и технологическом оснащении; 2. на пропускную способность нефтепроводов с /-го месторождения; 3. на проект разработки в соответствии с лицензионными соглашениями; 4. на достижение минимально приемлемых технико-экономических показателей в целом по нефтегазодобывающему предприятию.
Для решения экономико-математической модели предлагается использовать итеративный подход, использующий методы математического программирования. Алгоритм позволяет отыскать эффективную границу двухкритериаль-ной модели с помощью использования вначале в качестве целевой функции одного из критериев при вводе дополнительного ограничения. Этот подход основан на методе поиска допустимых решений (є-constraint method), разработанный Haimes Y.Y.
Разработанные подходы апробированы для условий ТПП «Лангепаснефтегаз». Проанализированы 8 месторождений и 5 методов увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ деятельности ТПП «Лангепаснефтегаз» показывает, что перед управлением предприятия остро стоит проблема совершенствования методов планирования технико-экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи.
В результате проведения группировки скважин с помощью метода главных компонент на различных месторождениях выделены от 1 до 3 групп скважин, обладающие схожими геолого-физическими и организационно-технологическими особенностями. Проведенное цензурирование по критериям Титьена-Мура и Дина-Диксона показывает, что почти в каждой группе скважин по каждому методу увеличения нефтеотдачи наблюдаются аномальные приросты добычи нефти. Подобранные теоретические законы распределения показывают, что по большей части групп скважин прирост добычи нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи описывается логнормальным, экспоненциальным законами распределения и распределением Пирсона. Точность рассчитанных прогнозных значений приростов добычи нефти за счет мероприятий по всем группам скважин рассматриваемых месторождений по критерию Тейла Г. находится в интервале [0,11;0,25], то есть обеспечивается 75-89% точность расчетов.
В результате решения разработанной экономико-математической модели сформирован один из эффективных портфелей с ожидаемой денежной выгодой 605 014 тыс. руб. и риском 251 030 тыс.руб. Сравнительный анализ технико-экономической эффективности проведения методов увеличения нефтеотдачи до и после Парето-оптимизации показывает, что при снижении совокупного риска портфеля мероприятий на 41,4% ожидаемая денежная выгода портфеля уменьшится 18,1%. При этом обеспечивается прирост добычи нефти по рассматриваемым мероприятиям по сравнению с базовым планом на 120,73 тыс. т (+22,2%), а по предприятию в целом рост составляет 2,3%. Плановая себестоимость добычи нефти по сравнению с базовым вариантом снижается на 2,7%. Таким образом, проведенные расчеты показывают, что при реализации разработанного комплексного подхода по учету рисков при планировании методов увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки месторождений успешно решаются следующие задачи: - в условиях значительного разброса геолого-промысловых параметров, малых выборок наблюдений повышается точность прогнозирования прироста добычи нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи; - предложенные критерии ожидаемой денежной выгоды и технико экономического риска метода увеличения нефтеотдачи позволяют проводить оценку эффективности мероприятия с учетом различных его исходов; - в рамках разработанного комплексного подхода можно оценивать влияние геолого-промысловых параметров на технико-экономический риск мероприятия по увеличению нефтеотдачи; - разработанная экономико-математическая модель формирования эффективных портфелей методов увеличения нефтеотдачи позволяет управлению нефтегазодобывающего предприятия формировать программы мероприятий, обеспечивающие выполнение лицензионных соглашений, снижение себестоимости добычи нефти с приемлемым уровнем риска.
