Оптимизация методов экономической оценки эффективности нефтедобывающего производства (стр. 2 )

Анализ расчетных данных свидетельствует о том, что объемы извлекаемых запасов, составляют 30-40% от геологических. Удельный вес разведываемых (14), законсервированных (22) и месторождений, подготовленных для промышленного освоения (11), вместе взятых, в общей структуре месторождений составляет примерно столько же, что и количество разрабатываемых месторождений (55). Несмотря на то, что качество запасов на всех месторождениях разное, объем извлекаемых запасов зависит от используемых при добыче технологий. Поэтому применение новых технологий позволяет начать эксплуатацию запасов, ранее отнесенных к неизвлекаемым, а также увеличить коэффициент нефтеотдачи на 5-7%.

Таблица 2 - Краткая характеристика мероприятий по повышению нефтедобычи

Наимено вание	Дополни-тельная добыча, %	Добыча, млн. т/год	Основные методы, входящие в группу
Физичес-кие	10	12,3	Барьерное заводнение, нестационарное заводнение, ГРП, бурение горизонтальных скважин
Тепло-вые	22	3,4	Паротепловое воздействие на пласт, внутрипластовое горение, вытеснение нефти горячей водой, пароциклические обработки скважин
Биологи-ческие	15	8,0	Воздействие на призабойную зону и пласт бактериями
Газовые	15	4,7	Воздействие на пласт углеводородным газом, двуокисью углерода, азотом, дымовыми газами
Физико-химичес-кие	68	22,6	Применение ПАВ, (пенные системы), растворов полимеров и других загущающих агентов, щелочных растворов, кислот, виброволновых методов.

Примечание: составлено автором на основе информативных материалов с месторождения Жетыбай за 2005 г.

Как видно из таблицы, за счет проведения физико-химических процессов, прирост дополнительной нефти обеспечивается в 4 раз больше чем от тепловых процессов, и в 5-7 раз больше, чем за счет остальных технико-технологических мероприятий. Основная причина заключается в сложности контроля за их эффективностью из-за отсутствия комплексной методики определения технологических и экономических условий (границ) осуществления мероприятий по восстановлению производительности скважин, позволяющей дать современную рыночную оценку использования с учетом специфических условий эксплуатации каждой скважины. Если технология опробована, решение о внедрении принимается на предприятиях или в силу ее технологической эффективности или значительной дополнительной добычи нефти за непродолжительный период эксплуатации.

Авторская позиция такова, что проведение более детальной экономической оценки на основе интегральных показателей необходима с целью обоснования дальнейшей эксплуатации малодебитного фонда скважин. Проведенные исследования показывают, что нельзя ограничиваться только получением технологического эффекта, так как успешность проведения технико-технологических мероприятий непосредственно влияет на эффективность нефтедобывающего производства. Изменение каждой технологической составляющей мероприятия по-разному влияет на экономическую эффективность применяемого метода. Поэтому расчет экономических показателей эффективности должен предусматривать оценку влияния каждой составляющей технологического эффекта на экономический результат. В свою очередь экономическая эффективность мероприятия оценивается без учета технологических особенностей получения эффекта, на основе экспресс-оценки из условия, что дополнительная прибыль от осуществления мероприятия должна быть выше нуля.

Для экономического обоснования доходности технологических проектов и, принимая во внимание особенности производственного процесса с учетом дополнительных факторов, влияющих на результаты оценки, необходимо и очень важно сделать правильный выбор методов и критериев эффективности вложения инвестиций. Показатели эффективности, в которых денежные поступления и выплаты, возникающие в разные моменты времени, оцениваются как равноценные и являются статическими. При оценке эффективности мероприятий, направленных на восстановление производительности скважин, к таким факторам следует отнести:

·  фактор времени, который определяет период вложения инвестиций на проведение мероприятий;

·  источники финансирования инвестиций (капитальные или за счет себестоимости);

·  длительность получения технико-экономического эффекта;

·  изменение технологических составляющих эффекта (изменение добычи нефти и жидкости, а также обводненности продукции).

К динамическим показателям относятся такие, в которых денежные поступления и выплаты, возникающие в разные моменты времени, приводятся с помощью дисконтирования
к единому моменту времени, обеспечивая их сопоставимость. Статические методы оценки экономической эффективности относятся к простым методам и используются, главным образом, для быстрой оценки технологических мероприятий на ранних стадиях экспертизы для принятия решений. Показатели или критерии эффективности, относящиеся ко всему периоду реализации проекта, называются интегральными и используются в целях:

·  оценки выгодности реализации проекта;

·  выявления граничных условий эффективности проекта;

·  оценки риска реализации проекта;

·  экономической оценки результатов выбора альтернативных вариантов проекта.

Для расчета технико-экономических показателей автором предлагается схематичное распределение показателей и критериев экономической эффективности в зависимости от их динамичности и изменения во времени. Следует учесть важный фактор, что скважина может работать на повышенном дебите несколько лет, а возврат вложенных средств необходимо рассчитать сразу, ибо оценка проводиться до проведения мероприятий (схема 1).

Годовой экономический эффект Э = В – С*∆Q

Точка безубыточности P*Q = F + V*Q

Чистый доход (ЧД) ЧД = В – К – Э – Н + А

Статические

Критерии экономической эффективности

Временные

Абсолютные

Относительные

 

 

Схема 1. Критерии оценки экономической эффективности инвестиций

Следует отметить, что главной проблемой при оценке экономической эффективности является проблема выбора критерия. Использование традиционных методов, основанных на сопоставлении приведенных затрат, не согласуется с используемыми в современных рыночных условиях методиками оценки экономической эффективности мероприятий, проводимых на скважинах, поскольку получается, что сравниваются уже не реальные, а приведенные, условно-расчетные показатели, что приводит к серьезным искажениям в расчетах.

Таким образом, при расчете основных критериев экономической эффективности мероприятий от применения гидравлического разрыва пласта, предлагается воспользоваться коэффициентом дисконтирования. Чистая текущая стоимость по проекту определяется как сумма величин, полученных дисконтированием разностей между всеми годовыми притоками и оттоками реальных денег, накапливаемая в течение жизни проекта. Если чистый дисконтированный доход (ЧДД) положителен, то это означает, что в результате проекта ценность компании возрастет, следовательно, инвестирование мероприятий методом ГРП будет целесообразным, так как проект при прочих равных условиях считается приемлемым. Ставка дисконта равна фактической ставке процента по долгосрочным ссудам на рынке капитала или ставке процента (стоимости капитала), которая уплачивается получателем ссуды. Ставка дисконта по существу отражает возможную стоимость капитала
, соответствующую возможной прибыли инвестора. Другими словами – это минимальная норма прибыли, ниже которой предприятие считает инвестиции невыгодными для себя.

Общая экономическая эффективность в результате осуществления мероприятий по восстановлению производительности скважины, будет складываться из следующих составляющих:

·  увеличения выручки от реализации дополнительно полученной нефти за счет повышения продуктивности скважины и снижения ее обводненности;

·  оптимизация постоянных и переменных затрат по скважине за счет повышения уровня успешности и эффективности проведения мероприятия;

·  снижения условно-переменных затрат за счет сокращения налогов;

·  снижения технологических и экологических рисков.

Объекты выбираются на основе критериев, учитывающих геологические особенности строения пласта, текущее состояние разработки и технологические возможности гидроразрыва. Проводится постоянный мониторинг всех скважин с гидравлическим разрывом пласта (ГРП) и окружающих скважин с целью совершенствования критериев выбора объекта. В настоящее время данная технология успешно распространена на многие месторождения АО «Мангистаумунайгаз». Получены положительные результаты. ГРП, проведенные по нагнетательным скважинам, позволили увеличить приемистость по всем при рабочих давлениях нагнетания. Как видно из вышесказанного эффект от ГРП на месторождениях ПУ «Жетыбаймунайгаз» довольно значительный и обеспечивает более 35 % всей добычи.

Таблица 3 – Прирост дополнительной нефти за счет гидравлического разрыва пласта по производственному управлению «Жетыбаймунайгаз» за гг.

№	Годы	2000	2001	2002	2003	2004
1	Дополнительная добыча на 1 одну скважину, определенная по всем скважинам ПО «ЖМГ», где проводился ГРП, т/сут	14,0	10,5	8,0	7,7	8,0
2	Дополнительная добыча нефти на 1 скважину по году проведения ГРП в целом по «ЖМГ», т/сут	14,0	11,4	7,3	11,8	13,9
3	Дополнительная добыча нефти от проведения ГРП, тыс. т /год	62,4	192,5	284,0	383,0	498,3
4	Процент от общей добычи по ПО «ЖМГ», %	9,1	20,9	26,0	31,1	35,1

Примечание: cоставлено автором.

При оценке прироста нефти, продемонстрированной, за пять лет, очевидно, что более трети добываемой продукции составляет дополнительная нефть. По результатам 2004 года 35% от общей добычи обеспечен за счет интенсификации притока нефти в скважину. Однако, полученный технологический эффект не доказывает экономической успешности проведенного мероприятия, так как не проведена экономическая оценка. Применение интегральных критериев при оценке реализации технологических проектов обосновано наличием некоторой продолжительности периода работы скважины на повышенном дебите.

Учитывая специфику и особенности мероприятий по восстановлению производительности скважин, рекомендуется оценку оптимальных условий их осуществления проводить по следующим этапам:

1.  Установление критериев технологической и экономической эффективности мероприятий по восстановлению производительности скважин с учетом особенностей и стадий эксплуатации нефтяных скважин.

2.  Ранжирование проведенных мероприятий по выбранным критериям эффективности в зависимости от решения поставленной задачи.

3.  Оценка границ технологической и экономической целесообразности проведения мероприятий по восстановлению производительности скважин.

Поскольку внедрение методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов связано с повышенными затратами, ухудшающими показатели хозяйственной деятельности предприятия, реализация разработанной программы требует создания специального экономического механизма, стимулирующего рост уровня использования ресурсов.

Существенным фактором, негативно влияющим на рост затрат по сравнению с ростом объема добычи нефти, является снижение продуктивности скважин с одновременным повышением доли высокообводненных скважин в условиях вступления месторождений в позднюю стадию разработки, что и характеризует одну из особенностей нефтедобывающей отрасли промышленности.

Таблица 4 – Расчет производственных затрат применения гидравлического разрыва пласта по производственному управлению «Жетыбаймунайгаз» за 2005 г.

Затраты на проведение ГРП, тыс. тенге	Условно-переменные затраты на 1 тонну нефти, тенге	Эксплуатационные затраты, тыс. тенге	ВСЕГО затраты с учетом ГРП, тыс. тенге
ТОО "Технотрейдинг" (геофизические работы)	ТОО "ОСК" (подготовка и освоение скважиин к ГРП)	ОАО "СММ" (выполнение ГРП)	Услуги ПУ "ЖМГ" (материальные и транспортные расходы)	ВСЕГО
3 219	20 315	7 386	2 482	33 403	12 517,55
11 703	26 202	9 995	2 758	50 659	12 517,55	10 908	61 567
7 639	44 550	7 311	2 425	61 925	12 517,55	2 184	64 110
1 222	30 474	7 488	2 648	41 833	12 517,55	13 638	55 471
1 894	20 606	7 673	2 482	32 655	12 517,55	78 752
1 513	14 028	10 122	2 367	28 030	12 517,55	37 203	65 233
2 201	27 861	7 377	2 774	40 212	12 517,55	75 542
3 119	53 111	7 334	1 768	65 331	12 517,55	4 729	70 061
2 998	28 829	10 018	2 758	44 603	12 517,55	7 343	51 946
6 650	22 686	7 386	1 693	38 416	12 517,55	89 403
1 400	22 928	7 570	2 565	34 463	12 517,55	18 416	52 879
9 675	19 397	7 357	1 748	38 178	12 517,55	13 593	51 770
1 966	18 090	7 386	2 540	29 982	12 517,55	86 337
1 528	22 170	10 046	2 477	36 220	12 517,55	5 448	41 667
2 048	20 896	12 067	964	35 975	12 517,55	-	35 975
9 351	78 942	12 347	3 039		12 517,55	5 252
3 835	23 412	7 373	2 213	36 832	12 517,55	13 027	49 859
1 635	18 768	7 373	2 584	30 360	12 517,55	30 300	60 660
	1			2		1	4
9 092	19 977	10 121	1 813	41 003	12 517,55	-	41 003
7 242	27 862	7 654	2 540	45 297	12 517,55	-	45 297
2 853	29 023	8 888	1 643	42 407	12 517,55	-	42 407
2 949	20 896	7 498	1 647	32 990	12 517,55	-	32 990
5 458	45 565	7 373	1 476	59 872	12 517,55	-	59 872
5 610	36 279	7 675	1 793	51 357	12 517,55	-	51 357
						-
	2			3		1	4

Примечание: рассчитано автором на основе информативных данных производственного управления «Жетыбаймунайгаз» за 2005 год.