Развитие предпринимательства и хозяйственные изменения в российской промышленности (стр. 11 )

Важнейшая составная часть планирования повышения эффективности НГДП и улучшения использования нефтяных ресурсов являются количественная оценка влияния различных факторов на уровень добычи нефти, определение путей и выявление резервов роста эффективности НГДП, обеспечение необходимых предпосылок для экономической оценки планируемых технико-экономических мероприятий обоснование целесообразности и масштабов их применения. При этом успешное развитие любого НГДП связано с решением ряда важных проблем, направленных на повышение эффективности производственной деятельности:

- прирост и улучшение состояния сырьевой базы;

- сокращение издержек во всех звеньях производственного процесса.

Выявление влияющих факторов позволяет своевременно спланировать комплекс мероприятий, направленных на повышение эффективности НГДП и провести их оптимизацию. К основным факторам, определяющим изменение добычи нефти и состояния сырьевой базы, относятся:

® расширение применения и совершенствование методов воздействия на пласт;

® совершенствование способов добычи нефти;

® расширение применения и совершенствование методов воздействия на призабойную зону скважин;

® ввод новых скважин в эксплуатацию.

Серьезное влияние на формирование плановой добычи нефти в нефтегазодобывающем предприятии оказывает изменение работы фонда скважин или, точнее, количество скважино-месяцев, числившихся вследствие ввода новых скважин в планируемом году и круглогодичного использования новых скважин предпланового года.

Анализ внешних и внутренних условий, влияющих на функционирование НГДП, показывает, что существует ряд факторов, способствующих повышению издержек производства. К их числу, в первую очередь, следует отнести ухудшение качества ресурсной базы (увеличение доли трудноизвлекаемых запасов, истощенность месторождений),  растущие требования  к экологической безопасности, а также действующую систему учета издержек. В последние годы наблюдается быстрый рост издержек по всем отечественным нефтегазодобывающим предприятиям. Только за последние три года издержки по различным компаниям возросли в 2-3 раза [39].

Резкие колебания мировых цен на нефть в течение последних двух лет не позволяют делать достоверные прогнозы относительно уровня цен даже на ближайший период. В этих условиях особенно остро встает проблема сокращения издержек производства  и возникает  объективная  необходимость использования эффективных технико-экономических мероприятий. Зарубежные нефтяные компании с середины 80-х годов, когда цены на нефть на мировом рынке установились на относительно низком уровне, нашли способ развития за счет реализации долгосрочных программ сокращения текущих расходов [25, 32]. В период с 1980 по 1992 г. средние затраты на разведку и разработку месторождений (в ценах 1992 г.) снизились втрое в США и на 50 % в остальных регионах мира (рис. 4.8).

Рис. 4.8. Динамика издержек на разведку

и разработку месторождений нефти и газа

Такое снижение затрат было обусловлено уменьшением процентных ставок, сокращением суточных тарифов и величины маржи в газонефтяном секторе и фактором внедрения новых технико-экономических мероприятий [2]. Прогресс в основном был достигнут за счет внедрения более эффективных производственных и управленческих технологий. Так, за счет этого в начале 1990-х гг. общая численность занятых в 17 крупнейших нефтяных компаниях США сократилась на 40 % по сравнению с началом 1980-х гг.

Сегодня по сравнению с концом 1970-х гг. за счет внедрения научно - технических достижений стоимость бурения эксплуатационных скважин на Аляске сократилась почти в 3 раза. В результате использования новых достижений техники и технологии удельные капитальные затраты в освоение месторождений Северного моря сократились за последние 10 лет примерно втрое, несмотря на уменьшение размеров запасов и новых залежей.
Использование таких технологий, как буровые долота с алмазным режущим инструментом, приборы для измерения параметров в процессе бурения и т. п., позволило резко сократить продолжительность строительства скважин. Использование труб уменьшенного диаметра и облегченных буровых установок значительно снизило затраты на буровые работы, сегодня этот метод обеспечивает сокращение затрат на 50 % по сравнению с традиционными способами бурения скважин.

В области строительства скважин и разработки месторождений в последние годы достигнут существенный прогресс благодаря применению сначала наклонных, затем кустовых наклонных скважин, а сегодня - горизонтальных и разветвление горизонтальных скважин. На начальном этапе применения  горизонтальных скважин  стоимость  их строительства  в  несколько  раз превышала  стоимость вертикальной скважины. Сегодня внедрение результатов научно-технического  прогресса позволило существенно снизить стоимость проводки горизонтальных скважин, и теперь затраты на сооружение таких скважин лишь на 30-40 % превышают стоимость вертикальной скважины. Развитие научно-технического прогресса приводит к снижению расходов на поиск, добычу и переработку нефти. Ведущие мировые нефтяные компании достигли существенных успехов за счет лидерства в технологиях, что позволяет им эффективно функционировать и в условиях низких цен на нефть и нефтепродукты. С другой стороны - сам научно-технический прогресс создает базу для дальнейшего снижения цен на нефтяном рынке. Как отметил представитель руководства компании Shell, технология всегда понижает цену. Я не думаю, что ее влияние в этой отрасли может быть иным.

Анализ научно-технической деятельности в крупных интегрированных компаниях показывает, что в результате интеграции создаются ряд преимуществ для проведения исследований и разработок.

Во-первых, большинство «существенных» по определению Э. Мансфилда технико-экономических мероприятий приводящих к сокращению затрат на производство или к увеличению объема продаж, требуют, как правило, проведения комплекса научно-исследовательских работ иногда даже фундаментальных исследований, что в свою очередь связано с большими рисками получения положительного результата и в то же время требует значительных инвестиций на проведение работ. Проведение таких работ возможно лишь в крупной интегрированной компании, для других компаний отрасли это будет просто не под силу. 

Во-вторых, основной проблемой повышения технологического уровня компании за счет данного фактора является проблема быстрого внедрения в производство научно-технических достижений. 

В-третьих, для решения крупных научно-технических проблем  в  рамках  компании  необходимо  располагать достаточным научно-техни-ческим потенциалом, в том числе и кадровым,  что  может  дать  вертикальная  интеграция, способствующая установлению тесных связей  научно-технической сферы, производства и маркетинга, в том числе и на уровне персоналий. Это позволяет на основе повышения информированности сформировать единую  команду, деятельность которой будет направлена на решение задачи получения технологического преимущества в конкурентной борьбе компании. 

Исследуя ряд компаний, Д. Тис выявил условия, способствующие достижению успехов в направлении повышения экономической эффективности. К таким условиям он отнес уровень информированности и образования; необходимость его постоянного повышения; открытость компании; более точный прогноз объема производства и продаж; обеспечение связи науки и производства; отбор технико-экономических мероприятий в результате экспертизы при непосредственном участии заинтересованных подразделений. Российские нефтяные компании в последнее время уделяют повышенное внимание к мероприятиям, обеспечивающим технологическое развитие и рост конкурентоспособности. Технологическое обновление производства, осуществляется за счет внедрения новой техники и технологии, созданной как в собственной научно-технической сфере компании, так и приобретенной на рынке. Так, например, в успешно применяется около 40 новых технологий. Технология освоения сложно строенных залежей системой горизонтальных скважин, являющаяся ноу-хау компании, позволяет ей достаточно эффективно разрабатывать почти 300 млн. тонн запасов нефти, ранее считавшихся недоступными. В компании разработана Программа повышения нефтеотдачи, в соответствии с которой «Сургутнефтегаз» только за счет зарезки вторых стволов скважин может обеспечить до 2015 года добычу 42,3 млн тонн дополнительной нефти. Кроме того, намечается проведение гидравлического разрыва пластов, операций с гибкой трубой и другие.  В  перспективе  компания  планирует  повысить коэффициент нефтеотдачи на 7-10 %. [14].

В крупнейшей российской компании ВИНК - в результате широкого внедрения мер, направленных на повышение качества вскрытия пластов, средний дебит скважин в 2004 году возрос на 30 % и составил 33 тонны в сутки. Достигнуты существенные успехи в увеличении добычи нефти за счет применения методов повышения нефтеотдачи пластов. Каждое предприятие имеет приоритетное направление в применяемых технологиях интенсификации производства. Так, на объектах Западно-Сибирского района больше внимания уделяется физическим методам. Пермского - химическим, Нижневолжского - гидродинамическим.

Физическая и моральная изношенность технико-технологической базы является одной из причин низкой производительности скважин и высоких издержек нефтегазодобывающего производства. Существуют объективные мотивы, влияющие на рост простаивающих скважин. В первую очередь, это особенности используемых технологий по различным моделям воздействия на разрабатываемые залежи и призабойную зону пласта, которые предусматривают высокие давления нагнетания и значительные объемы закачки воды, что повышает интенсивность износа труб, штанг и насосов. Выпадение отложений парафина, солей и песка в отдельных узлах подземного оборудования часто вызывает осложнения в работе скважин и преждевременный выход из эксплуатации. Все это приводит к росту объемов работ по текущему и капитальному ремонту скважин и вызывает необходимость экономической оценки эффективности их проведения как на стадии эксплуатации фонда скважин, так и на стадии реанимации бездействующего фонда.

Мировой опыт последних 20-25 лет демонстрирует, что использование современных технических средств и технологий по восстановлению производительности скважин позволяет более чем на 60 % увеличить извлекаемые запасы углеводородов в акваториях Северного моря.

К главным факторам, влияющим на изменение издержек при добыче нефти относятся:

·  применение методов интенсификации добычи нефти;

·  повышение эффективности использования фонда скважин и нефтепромысловых объектов;

·  совершенствование управления и организации производством.

В связи с изменением структуры запасов нефти ежегодно возрастает количество скважин, эксплуатация которых нерентабельна из-за низкого дебита или высокой обводненности продукции. Только на месторождениях Западной Сибири эксплуатируется более 5 тыс. нерентабельных скважин, по которым общая добыча нефти в год составляет порядка 2 млн т [40]. В перспективе количество малодебитных и обводненных скважин будет интенсивно расти.

С точки зрения экономики такие скважины необходимо останавливать, чтобы улучшить финансовое положение предприятий. С другой стороны, остановка скважин приведет к полной деформации систем разработки эксплуатируемых объектов, консервации трудноизвлекаемой части запасов и существенному снижению конечной нефтеотдачи за счет безвозвратной потери значительного количества нефти. Основным путем решения сложившейся проблемы является расширение масштабов внедрения современных методов повышения продуктивности скважин. Неотъемлемая составная часть решаемой проблемы – усиление внимания к вопросам контроля за экономической эффективностью применяемых в НГДП технологий повышения продуктивности скважин и регулирования взаимодействия технологических и экономических служб, что невозможно осуществить без совершенствования механизма формирования программ повышения эффективности производства.

Значительная доля выработанных запасов в освоенных районах добычи топливных ресурсов и высокий износ оборудования являются причинами резкого снижения надежности энергоснабжения, роста аварийности систем, препятствует дальнейшему росту производства в нефтегазовой промышленности. Общее состояние производственных фондов и намечаемое в соответствии с рассматриваемыми вариантами Энергетической стратегии увеличение производственных мощностей предъявляют чрезвычайно высокие требования к уровням необходимых капиталовложений, обеспечивающих поддержание и развитие нефтегазодобывающих предприятий [84].

На рис. 4.9 приведены данные по структуре инвестиций в нефтяную промышленность. Несмотря на огромные доходы (чистая прибыль по итогам 2004 г. более 9 млрд долл.) производственные инвестиции со стороны российских интегрированных компаний составили менее 3 млрд долл. По данным Аналитического центра «Эксперт» удельный объем инвестиций у российских нефтяных компаний много ниже, чем у западных компаний (29 долл. против 40-50 долл. на тонну) [55].

В то же время, необходимо отметить проявление положительной тенденции, заключающейся в том, что за последние два-три года произошло существенное увеличение инвестиций как по отрасли в целом, так и по отдельным нефтяным компаниям. Причем, в связи с широким использованием схем финансирования капитальных вложений, фактические инвестиции превышают даже отчетные данные компаний.

Рис. 4.9. Структура капиталовложений

производственного назначения НГДП

По оценкам ТЭНИ для коренной модернизации нефтяного комплекса при обеспечении существующих уровней добычи сырой нефти и ее переработки требуется 15-20 млрд долл. в год [56]. Несмотря на рост капиталовложений в последние годы, их удельный объем для российских нефтяных компаний остается низким по сравнению с западными компаниями. У международных компаний удельный объем капиталовложений составляет 40-50 долл. на тонну добытой нефти. Для российских же предприятий аналогичный показатель, даже в 2001 г. не достиг 29 долл. на тонну, а к 2004 г. снизился до 17,5 долл [118]. Столь низкий показатель капиталовложений объясняется прежде всего размерами и структурой запасов российских компаний. В настоящее время свыше 90 % запасов природных ресурсов России уже переданы недропользователям. В нераспределенном фонде недр осталось чуть более 8 % запасов нефти, которые относятся к категории трудноизвлекаемых [55]. При текущем уровне добычи обеспеченность запасами нефти российских компаний составляет 24 года, тогда как для западных компаний этот показатель составляет 12-14 лет. Для сравнения, расходы на геологоразведочные работы крупнейших мировых нефтяных компаний составили за период с гг. в среднем 5,3 % от выручки, для российских компаний - 1,6 % [31]. В разведку российские компании вкладывают менее 10 % от общего уровня инвестиций отрасли (табл. 4.1). [117, 119].

Таблица 4.1

Структура капитальных вложений российских НГДП, млн долл.

Показатель	Значение по годам
2003	2004
Капитальные затраты	6 948	8 017
Из них:
добыча	4 981	6 149
разведка	130	126
переработка и продажи	1 736	1 641
другие	217	101
Долгосрочные инвестиции (слияния, поглощения, приобретения активов)	1 522	2 775
Текущие затраты на разведку (учитываются в статье текущих расходов)	341	605

На рис. 4.10 приведены оценки значений ожидаемых удельных затрат и капиталовложений в добычу нефти. За рассматриваемый период значительно возрастут затраты на добычу нефти: примерно с 55 долл./т в настоящее время до 80–85 долл./т к концу периода, а удельные капиталовложения – с 300 до 380–390 долл./т [83].

Таким образом, инвестирование в нефтяном комплексе России должно быть направлено на повышение экономической эффективности функционирования нефтегазового комплекса в результате интенсификации нефтедобывающего производства по всем направлениям: повышение эффективности использования основных фондов, регулирование и снижение издержек производства, повышение объемов внедрения и эффективности новых технологий по интенсификации добычи нефти, методов увеличения нефтеотдачи пластов, привлечение инвестиций для реконструкции и модернизации добывающего производства и загрузки производственных мощностей. Складывающаяся экономическая ситуация заставляет искать и использовать новые факторы роста, которые предопределяют разработку иных инструментов управления, направленных на повышение эффективности НГДП. Для обеспечения этих процессов требуется ежегодно увеличивать объем финансирования.

Затраты	Капиталовложения

 

Рис. 4.10. Прогноз роста затрат и капиталовложений

в добычу нефти в России, долл./т н. э.

Рис. 4.11. Потребность нефтяной отрасли

в капиталовложениях, млрд долл.

На рис. 4.11 приведена потребность нефтяной отрасли в инвестициях, прогноз которых был выполнен в соответствии с различными вариантами рассматриваемых стратегий развития экономики России и ее энергообеспечения до 2020 г. [83, 85]. Рассматривая вопрос о приоритетных направлениях капитальных вложений в развитие нефтяного комплекса необходимо учитывать следующие важнейшие направления финансирования:

·  инвестиции, обеспечивающие ввод в эксплуатацию бездействующих скважин и повышение их производительности;

·  инвестиции, направленные на повышение эксплуатационной надежности и долговечности нефтепромысловых объектов для решения проблем в системе ППД, нефтесбора и подготовки нефти;

·  инвестирование в энергосберегающие технологии, которое является актуальным в связи с постоянным ростом цен на электроэнергию и горючее.

В настоящее время усилия в области управления нефтегазовой промышленностью должны сосредотачиваться на целостном и взаимоувязанном рассмотрении всех технологических и экономических проблем при решении производственных задач и формировании инвестиционной политики. До сих пор на нефтегазодобывающих предприятиях не применяются сводные планы внутреннего распределения денежных средств, которые направляются на повышение эффективности, и не выявляется комплексная оценка технико-экономических результатов их внедрения. В НГДП необходимо выработать оптимальную систему фи­нансирования программы повышения эффективности НГДП.

Экономическая эффективность производства – обобщающий экономический результат хозяйственной деятельности предприятия, определяющий целесообразность производства и реализации продукции, выполнения разных видов работ и услуг, осуществления разнообразных мероприятий по управлению, научной организации труда и производства, внедрению новой техники, технологии, прогрессивных материалов и т. п. Экономическая эффективность производства характеризуется соотношением полученного эффекта и затрат, связанных с его получением. Сопоставим эффективность нефтяной промышленности России и США, что позволит определить недостатки в российском подходе управления НГДП и выявить направления их нейтрализации.

Ввиду высокой капиталоемкости нефтедобывающей промышленности важно проанализировать и оценить уровни как эффективности использования труда, так и основных фондов, которые образуют совокупный показатель эффективности (СПЭ).

СПЭ = Производительность труда(1-α) х Эффективность использования основных фондов α,

где α – доля капитала в добавленной стоимости (для российской нефтегазодобывающей промышленности α = 0,75).

Общая схема расчета совокупного показателя эффективности производства представлена на рис. 4.12. Совокупный показатель эффектив - ности – обобщенная мера эффективности использования трудовых ресурсов и основных фондов. Им измеряется величина объема добычи на единицу совокупных затрат (сумма трудозатрат и затрат основных фондов). Затраты основных фондов оценивались на основе статистических данных ряда отраслевых источников, включая ВНИИ ОЭНГ и отраслевые периодические журналы. За базовую единицу потребления трудовых ресурсов и основного средства производства в нефтегазодобывающей промышленности принимается эксплуатационная скважина, поэтому в качестве меры затрат основных фондов используется объем трудозатрат и затрат основных фондов, необходимых для ввода в действие и дальнейшей эксплуатации одной скважины.

В качестве меры объема добычи использовался физический объем сырой нефти, извлекаемой в расчете на одну скважину, с поправками на различие в качестве нефти. Сравним данные по России с показателями эффективности нефтедобычи на материковых промыслах штата Техас, эффективность работы которых, после исключения из расчета малодебитных скважин, близка к наивысшему мировому уровню. Для сопоставления показателей эффективности двух стран внесем определенные структурные поправки, связанные с различиями в их природных условиях.

Совокупный показатель эффективности российской нефтедобывающей промышленности составляет 30 % от уровня США после внесения структурных поправок, компенсирующих влияние природных факторов [120]. Такое отставание на уровне процесса производства приводит либо к более низкому дебиту на условную скважину, большим затратам на бурение и обслуживание скважины, либо к большим трудозатратам на эксплуатацию скважины. Меньший объем нефтедобычи в расчете на скважину оказывает максимальное влияние на совокупный показатель эффективности, поскольку на него приходится 45 % разницы в производительности России и США (рис. 4.13).

из-за некачественного

Рис. 4.12. Схема расчета совокупного показателя эффективности НГДП

Рис. 4.13. Факторы, объясняющие низкий уровень нефтедобычи в расчете на скважину

 

Значительное препятствие Второстепенное препятствие

 

Рис. 4.14. Внешние факторы, препятствующие улучшению

производственных показателей

Хотя в 2000 году нефтедобыча в России стабилизировалась, что главным образом было связано с повышением уровня нефтеотдачи существующих скважин (применение гидроразрыва пласта и других методов увеличения нефтеотдачи) и проведением большого объема работ по капитальному ремонту скважин. России еще необходимо повышать степень нефтеотдачи пластов, так как дебит средней скважины можно увеличить на 50 %. Что приведет к увеличению суммарной добычи на 30 % [27]. Дополнительные затраты основных фондов в расчете на скважину связаны с низкой эффективностью буровых работ и низким качеством обустройства скважин, а также с недостаточной степенью освоения новых месторождений, что приводит к простою буровых мощностей. Низкое качество буровых долот ведет к продлению сроков бурения и чрезмерному износу бурового оборудования и материалов. Низкое качество буровых растворов и цемента также наносит ущерб нефтеносным пластам и сокращает межремонтный период.

Другая проблема отрасли – недостаточное освоение новых месторождений. С 1990 по 2004 гг. в целом по России объемы поисково-разведочного бурения уменьшились в 4,7 раза, а эксплуатационного – в 3,8 раз [83]. Причинно-следственные связи между внешними факторами и факторами уровня процесса производства обобщены на рис. 4.14.

Существуют два главных внешних фактора, относящиеся к сфере государственного регулирования, которые препятствуют повышению совокупного показателя эффективности и росту объему добычи. Государственная поддержка стратегических отраслей и вытекающее из этого ограничение на экспорт нефти и отсутствие стабильной системы налогообложения.

Будущее развитие НГДП будет зависеть от устранения внешних препятствий, стоящих на пути роста инвестиций и повышения эффективности деятельности НГДП. Для удовлетворения растущих потребностей в нефти и газе необходимо, с одной стороны, выявлять и осваивать десятки и сотни новых месторождений, с другой – разрабатывать и внедрять широкий комплекс мер по рациональному использованию нефтяных невоспроизводимых ресурсов. Одновременно для нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации, актуальным является обеспечение наиболее полной выработки основных запасов нефти при получении максимальной прибыли.

В то же время, по мере выработки запасов из месторождений объективно ухудшаются как технологические, так и экономические показатели разработки: растет обводненность извлекаемой продукции, возрастает водный фактор, падают дебиты скважин по нефти, растут капитальные вложения и себестоимость единицы продукции.

Важнейшей проблемой для российских НГДП в настоящее время стал быстрый рост издержек, который только за последние 4-5 лет увеличились в 2-3 раза [116]. Повышение затрат в нефтяной отрасли снижает рентабельность. В результате существенная часть предприятий нефтяного комплекса являются убыточной. Между тем, себестоимость западных нефтедобывающих компаний ежегодно снижается на 1-2 долл. США. В этой связи важнейшей задачей нефтедобывающих компаний в краткосрочной и долгосрочной перспективе является повышение эффективности производства за счет его оптимизации.

При подготовке ежегодных, перспективных программ, направленных на сохранение уровней добычи нефти и снижение себестоимости, требуется проведение комплекса технико-экономических расчетов по выявлению оптимального набора мероприятий для достижения поставленной цели при минимальных издержках. Чтобы принять экономически оптимальную программу, руководство нефтяной компании сталкивается с необходимостью решения многофункциональной задачи с учетом ряда ограничений, таких как: дефицит инвестиционных ресурсов, эффективность и область применения геолого-технических мероприятий, сочетание с масштабами внедрения геолого-технических мероприятий.

4.2. Классификация технико-экономических мероприятий

нефтегазодобывающего производства

Важной предпосылкой формирования программ повышения эффективности работы НГДП является классификация технико-экономических мероприятий. Так, все технико-экономические мероприятия НГДП можно классифицировать в зависимости от характера работ, области производственной деятельности; целевой направленности, отношения к производственному процессу, технологических параметров, экологических параметров, степени радикальности и причин возникновения. При этом существуют отраслевые особенности формирования технико-экономических мероприятий.

По характеру работ технико-экономические мероприятия подразделяются:

1.  Мероприятия по повышению коэффициента извлечения нефти.

Как уже было выяснено в первой главе, назрела необходимость составить отраслевой документ по терминам и определениям методов увеличения нефтеотдачи (МУН), классификационным и отличительным признакам технологий по видам воздействия, который бы дополнил и уточнил действующие отраслевые регламенты и РД. О необходимости этого свидетельствует бесспорно устаревший перечень МУН, включенный в классификатор ремонтных работ [88]. То же можно сказать и об отраслевой форме отчетности РМ-61, где МУН классифицированы ограниченным перечнем в следующем виде: гидроразрыв пласта, физико-химические методы (раздельно по методам), тепловые методы, бурение горизонтальных скважин и газовые методы.

Классификация методов, повышающих коэффициент извлечения нефти, приведена на рис. 4.15.

Методы увеличения нефтеотдачи пластов:	а) тепловые:	§  паротепловое воздействие на пласт; §  внутрипластовое горение; §  вытеснение нефти горячей водой; §  пароциклические обработки скважин; §  комбинированное воздействие
б) газовые:	§  воздействие на пласт углеводородным газом; §  воздействие на пласт диоксидом углерода (смешиваю- щееся/несмешивающееся) вытеснение; §  воздействие на пласт азотом; §  воздействие на пласт дымовыми газами; §  водогазовое воздействие (включая двухфазные пенные системы); §  комбинированное воздействие
в) физико-химические:	§  вытеснение нефти растворами ПАВ; §  вытеснение нефти растворами полимеров и другими загущающими агентами; §  вытеснение растворителями, включая мицеллярные растворы; §  вытеснение нефти щелочными растворами (включая ПАВ - щелочь); §  вытеснение нефти кислотами; §  комбинированное воздействие; §  регулирование внутрипластовых фильтрационных потоков (включая многообъемные осадкогелеобразующие композиции)
г) физические:	§  электромагнитное воздействие; §  волновое воздействие; §  вибрационные методы; §  гидроразрыв пласта; §  бурение горизонтальных скважин
д) гидродинамические:	§  изменение схем закачки и отбора (перенос фронта нагнетания, изменение направления фильтрационных потоков, очаговое заводнение, барьерное заводнение на газо-нефтеносных скважинах, усиление системы заводнения, уплотнение сетки); §  изменение режимов работы скважин (перераспределение закачки и отбора жидкости по скважинам, повышение давления нагнетания, ограничение закачки воды, форсированный отбор жидкости, циклическое воздействие)

Рис. 4.15. Классификация методов повышения

коэффициента извлечения нефти (начало)

Методы обработки призабойных зон (ОПЗ):	а) изоляционные работы:	§  изоляция прорыва нагнетаемых вод; §  изоляция пласта; §  изоляция газа
б) кислотные методы:	§  обработка химреагентами; §  обработка призабойной зоны растворителями; §  обработка призабойной зоны растворами ПАВ гидрофобизация; §  обработка призабойной зоны гидрогелями комбинированное ОПЗ
в) методы депрессий:	§  гидрожелонк; §  циклические депрессии
г) перфорационные методы:	§  дострел; §  перестрел; §  перфорация на кислоте; §  щелевая резка; §  перфорация на другие горизонты; §  приобщение пласта

Рис. 4.15. Классификация методов повышения

коэффициента извлечения нефти (окончание)

Увеличение нефтеотдачи пластов – актуальная проблема нефтяной науки и практики нефтепромыслового дела. Существуют два направления увеличения уровня извлечения нефти: увеличение нефтеотдачи пластов и обработка призабойных зон пласта. Первая группа методов воздействует на пласт, а вторая на – скважину [33, 97].

Методы повышения нефтеотдачи (методы первой группы в приведенной классификации) являются комплексом принципиальных технологических решений, направленных на улучшенную выработку запасов нефти по сравнению с традиционным методом заводнения [2, 28]. Отличительной чертой этих методов является необходимость существенных научно-исследовательских проработок в каждом конкретном случае, а также их затратный характер, повышенный технологический и экономический риск.

Методы второй группы, включая гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов, являются в большей мере способами и технологиями, успешно апробированными современной наукой и практикой, использующие типовые задачи и решения на основе разработанных программно-имитационных моделей. Сами эти методы часто представляют собой необходимую часть проектов первой группы методов [24, 32, 38].

Уточненная классификация методов повышения нефтеотдачи пластов и формы отчетности по ним позволят объективно оценивать показатели выработки объектов и сопоставлять их с аналогичными показателями по другим странам.

2. Мероприятия, направленные на повышение эффективности использования основных фондов.

В старых нефтяных районах переходящие скважины составля­ют основную часть общего фонда скважин, а соответственно, и добычи нефти из них. В районах, впервые вступающих в эксплуатацию, вначале ведущее положение занимает категория - новых скважин. Сохранение в длительной эксплуатации скважин действующего фонда и организация жесткого повседневного контроля за работой скважин продолжают оставаться одними из важных задач.

Улучшение использования скважин требует постоянного наблюдения за их состоянием, систематического проведения работ по поддержанию их в работоспособном состоянии, организации технически грамотной эксплуатации. Ремонт нефтяных скважин является условием их частичного воспроизводства [24]. Рациональная организация ремонта поддерживает скважины в состоянии эксплуатационной готовности, улучшает их использование. Это положительно влияет на объем производства, производительность труда, рентабельность производства и другие показатели. К другим мероприятиям, направленным на повышение эффективности использования основных фондов относятся: обеспечение оптимальной добычи нефти из каждой скважины, вовлечение в эксплуатацию бездействующих скважин с проведением геолого-технических мероприятий, увеличение межремонтного периода скважин [41, 51].

На рис. 4.16 приведен программно-методический комплекс, с помощью которого решаются задачи по управлению движением фонда скважин и оптимизации плана добычи нефти.

3. Ресурсосберегающие мероприятия направлены рациональное использование материалов, производственных запасов используемых в производственном процессе. Так экономия топливно-энергетических ресурсов происходит в трех направления [11]:

·  снижение потребления электроэнергии за счет совершенствования технологии заводнения (снижение обводненности нефти), перехода к динамическому режиму разработки;

·  экономия тепловой энергии [34].

4. Мероприятия, направленные на повышение эксплуатационной надежности и долговечности нефтепромысловых объектов, можно также отнести к природоохранным мероприятиям, которые включают применение следующих технологий:

а) в системе поддержания пластового давления:

·  трубопроводная система: металлопластмассовые трубы, восстановление бездействующих трубопроводов, футерование демонтируемых труб в цеховых условиях, различные способы наружной изоляции, ингибиторная защита трубопроводов;

·  НКТ в нагнетательных скважинах, футерованные НКТ;

Рис. 4.16. Комплекс задач по управлению движением

фонда скважин и оптимизацией добычи нефти

б) в системе нефтесбора: металлопластмассовые трубопроводы, коррозионно-стойкие гибкие трубы, спиральношовные трубы с эпоксидным покрытием, стеклопластиковые трубы;

в) в системе сбора и подготовки нефти.

5. Мероприятия по автоматизации и телемеханизации объектов добычи нефти. Основными источниками экономической эффективности автоматизации объектов нефтегазодобычи являются:

а) увеличение текущей добычи нефти и газа за счёт:

·  уменьшения простоев фонда нефтяных скважин;

·  сокращения потерь нефти, газа и воды за счёт оптимизации режимов сепарации, обезвоживания, обессоливания и раннего обнаружения порывов системы нефтегазосборных сетей;

б) более полное использование потенциальных возможностей, заложенных в технологии и управлении:

·  наиболее полное извлечение нефти из продуктивных пластов с установленными технико-экономическими показателями;

·  повышение производительности оборудования;

·  сокращение обслуживающего персонала;

·  сокращение потерь всех видов ресурсов;

·  улучшение качества подготовки нефти, газа, которое позволяет получить экономический эффект по сравнению с базовыми вариантами автоматизированного технологического комплекса или неавтоматизированным производством;

в) для технологических процессов добычи и подготовки нефти и газа:

·  минимизация остановок в добыче нефти при отправке продукции с промысла; это предполагает сокращение простоев нефтяных скважин и другого оборудования, что приводит к повышению текущей добычи нефти;

·  исключение необходимости постоянного присутствия обслуживающего персонала на удалённых объектах, что можно достичь повышением уровня автоматизации и телемеханизации объектов; цель - сокращение обслуживающего персонала;

·  повышение эффективности использования персонала, направляемого на обслуживание удалённого оборудования, что можно достичь увеличением объёма информации о причинах аварийной остановки и направить тех специалистов, которые могут сразу устранить причину остановки; цель - сокращение транспортных расходов, трудозатрат и увеличение текущей добычи нефти;

·  повышение безопасности работы обслуживающего персонала, путём обнаружения отклонений режимных параметров оборудования и его отключения;

·  уменьшение числа и тяжести аварий, связанных с выходом из строя технологического оборудования, путём автоматического контроля за параметрами диагностики и отключения оборудования при их отклонении от нормы; цель - сокращение ремонтов, электроэнергии и т. д.;

·  повышение эффективности работы персонала, занятого сбором, анализом информации и лиц, ответственных за принятие решений;

·  повышение достоверности учёта нефти, газа и воды;

·  уменьшение удельного расхода реагентов, воды и электроэнергии на одну тонну добываемой нефти с учётом обводнённости продукции скважин при изменении технологических условий.

В соответствии с научно-технической концепцией автоматизации технологических процессов и автоматизированного управления в нефтяной промышленности принята следующая классификация систем управления [66]:

- СУ-0 - системы управления (автоматические) технологическими агрегатами (блоками);

- СУ-1 - системы управления (автоматические) технологическими объектами (установками);

- СУ-2 - системы управления цехами;

- СУ-3 - структурными единицами (предприятиями);

- СУ-4 - системы управления производственными объединениями.

Системы управления СУ-0 и СУ-1 выполняют функции автоматизации технологических процессов: измерение технологических параметров; управление агрегатами. На этих уровнях управления осуществляется автоматическое сведение балансов ресурсов, необходимых для ведения технологических процессов и фактически расходуемых путём автоматического регулирования заданных значений технологических параметров: температуры, уровня, уровня раздела фаз, расхода и соотношения расходов материальных потоков, а также качественных показателей материальных потоков. При этом экономия ресурсов получается за счёт более точного сведения баланса ресурсов на основе средств автоматизации. Выполняемые на этих уровнях управления функции аварийного отключения и автоматической диагностики оборудования позволят получить экономию за счёт сокращения времени простоя оборудования и стоимости ремонтных работ; функции автоматического включения резерва и самозапуска насосных агрегатов при кратковременных отключениях электроэнергии позволяют получить экономию трудозатрат и увеличить коэффициент эксплуатации оборудования; функции оперативного контроля состояния оборудования позволяют через функции управления верхнего уровня уменьшить время простоя и сократить трудозатраты и транспортные расходы за счёт расшифровки причин остановок оборудования, а также путём функций интеллектуального анализа возникшей ситуации, подсказок по действиям технологическому персоналу и ведению информационной базы. Системы управления СУ-2, СУ-3, СУ-4 выполняют функции: сбора и обработки информации с систем управления с систем нижнего уровня; учёта и контроля состояния оборудования, технологических режимов и выполнения плановых заданий; расчёта оптимальных режимов, работы агрегатов, установок, сетей и их реализации техническими средствами СУ-0 и СУ-1; расчёта оптимального режима разработки месторождения, текущего плана производства и плановых заданий по объектам, цехам и предприятию, обеспечивающих оптимальное использование капитальных вложений, материальных, энергетических и трудовых ресурсов; управление техническим обслуживанием и ремонтом оборудования; управление всеми видами ресурсов; ведение плановых, учётных и отчётных документов. Выполнение этих функций даёт экономию за счёт автоматизации управления всеми видами ресурсов и оптимизации процесса разработки месторождения и технологических режимов. Отметим, что если полученная информация или решаемая функция не имеет обратной связи через объект, т. е. на основе принятых решений не осуществляется воздействие на объект с помощью ресурсов, или не контролируется результат воздействия, то такая автоматизация экономического эффекта не даёт, и, как правило, является бесполезной и от ее применения невозможно будет получить выгод.

По участию в производственной цепочке выделяют мероприятия, направленные на повышение эффективности работы:

- в добыче нефти и газа;

- подготовке нефти и транспортировке нефти и газа;

- ремонте скважин;

- строительно-монтажных работах;

- утилизации бытовых отходов;

- прочих (транспортировке, обслуживании производственного процесса).

Для каждого нефтегазодобывающего предприятия классификация по данному признаку будет основываться на собственной организационной структуре.

К мероприятиям ресурсосберегающего типа относятся мероприятия, направленные на рациональное использование:

·  водных ресурсов (сокращение использования пресной воды на технологические нужды);

·  земельных ресурсов (сокращение отвода земельных угодий под строительство скважин и обустройство нефтяных месторождений, а также их возврат землепользователю после рекультивации);

·  нефтяных (сохранение потерь углеводородов в процессе добычи, хранении и транспортировки нефти) [62, 63].

К мероприятиям мало-безотходных производств относятся такие, которые [49]: полностью соответствуют экологическим нормативам; направлены на повышение полноты и комплексности переработки сырья и отходов добычи нефти и газа.

Мероприятия, направленные на улучшение экологической ситуации, включают такие, которые направлены на обеспечение предельно-допустимых нормативов ПДВ и ПДС [44], к ним относятся: ремонтно-изоляционные работы; устранение негерметичности эксплуатационных колонн; исследование технического состояния скважин; перевод скважин на использование по другому назначению; замена и капитальный ремонт резервуаров, нефтепроводов и водоводов. Для экономической оценки этих природоохранных мероприятий пользуются коэффициентом соответствия экологическим требованиям.

К мероприятиям, связанным со снижением техногенного и экологического риска, относятся: мероприятия, связанные с увеличением надежности работы нефтепромыслового оборудования (повышение межремонтного периода работы скважин, снижение аварийности трубопроводов, увеличение срока службы резервуаров). Такие мероприятия должны формироваться с учетом фактора экологического риска и сертификации производства по экологическому принципу.

4.3. Особенности оценки экономической эффективности

технико-экономических мероприятий

в нефтегазодобывающем предприятии

При  оценке  экономической  эффективности технологических мероприятий в НГДП необходимо учитывать следующие особенности.  Во-первых, как правило, оценка экономической эффективности проводится при решении вопроса о целесообразности реализации технико-экономических мероприятий на действующем предприятии. В связи с этим необходимо учитывать сравнительные оценки эффективности работы предприятия «с проектом» и «без проекта». Формирование варианта «без проекта» в нефтедобыче требует прогнозирования основных показателей предприятия с учетом изменения геолого-промысловых характеристик. Во-вторых, проведение экономической оценки эффективности технико-экономических мероприятий необходимо проводить с учетом влияния реализации программы на значение интегральных показателей эффективности деятельности НГДП. В-четвертых, при оценке технико-экономических мероприятий необходимо учитывать специфические научно-технические риски.

В НГДП технико-экономические мероприятия реализуются, как правило, на действующих предприятиях. При оценке их эффективности следует учитывать следующее:

·  возможное влияние реализации технико-экономических мероприятий на технико-экономические и финансовые показатели предприятия в целом;

·  возможность использования для реализации мероприятия основных фондов, материальных запасов и трудовых ресурсов, имеющихся на предприятии.

При оценке эффективности комплекса технико-экономических мероприятий рассматриваются:

­  предлагаемое или реализуемое  решение  научно-технической проблемы;

­  техническое средство, технология, их характеристики;

­  характеристики потенциально возможных и/или имеющихся прогрессивных вариантов решения технологической проблемы, включая инновационные задачи, приобретение техники, организацию производства на основе лицензий или совместного производства;

­  характеристики затрат и результатов в динамике по рассматриваемым вариантам решения проблемы производства;

­  объемы вложений;

­  внешние экономические условия: цены на продукцию на рынках сбыта, налоговая система (налоги, отчисления, платежи, способы их изъятия, ставки, льготы), кредитно-финансовая система (проценты по кредитам, вкладам), нормы амортизационных отчислений, квота продаж на свободном рынке и др.

Реализация технологических мероприятий влияет на следующие основные показатели деятельности предприятия:

• расходные нормы потребляемых материалов и энергии;

• объем выпускаемой продукции;

• производительность труда;

• численность работающих;

• себестоимость продукции;

• балансовую прибыль;

• фондоотдачу;

• рентабельность и др.

Основные средства, временно используемые при реализации мероприятия, учитываются:

а) по остаточной стоимости на момент начала их использования путем включения их в единовременные затраты;

б) в случае аренды основных фондов арендная плата за время их использования включается в текущие затраты.

Капиталовложения и эксплуатационные затраты по технико-экономическим мероприятиям определяются в соответствии с их назначением, параметрами, объемами внедрения. В нефтедобыче, при применении методов воздействия на нефтяные залежи, расчет капитальных и текущих затрат  осуществляется  в  соответствии  с  «Методикой экономической оценки технологических вариантов разработки нефтяных (газонефтяных) месторождений», включенной в Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений [34]. Во многих случаях для определения капитальных вложений целесообразно учитывать всю структуру капитальных затрат по отдельным объектам с выделением стоимости оборудования и строительно-монтажных работ, которые определяются на основе фактических данных по аналогии. Капитальные  вложения  по  новой  технике  для эксплуатации, ремонта, освоения, исследования скважин, для поддержания  пластового давления,  применения  методов повышения нефтеотдачи и т. д. определяются на основе цены на приобретаемое оборудование, транспортно-складских расходов и затрат на его монтаж.