Экономическая эффективность разработки месторождений углеводородов с многокомпонентным составом продукции тема диссертации по экономике, полный текст автореферата

Автореферат диссертации по теме "Экономическая эффективность разработки месторождений углеводородов с многокомпонентным составом продукции"

На правах рукописи

РЕЗВАНЦЕВА ТАМАРА ПАВЛОВНА

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ С МНОГОКОМПОНЕНТНЫМ СОСТАВОМ ПРОДУКЦИИ

Специальность 08.00.05 - Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями и комплексами промышленности)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук

Москва - 2004

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М.Губкина.

Научный руководитель:

доктор экономических наук, профессор

Зубарева Валентина Дмитриевна.

Официальные оппоненты:

доктор экономических наук, профессор Андреев Александр Федорович,

кандидат экономических наук, с.н.с. Шамис Лев Вениаминович

Ведущая организация: ООО «ВолгоУралНИПИгаз»

Защита состоится 2004 года в /¿г" часов

на заседании диссертационного совета Д.212.200.13 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина. Адрес: 117917, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, 65.

Отзывы и замечания на диссертацию и автореферат, заверенные печатью, просим направлять в двух экземплярах по указанному адресу.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан

1004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор экономических наук, профессор

Зубарева В.Д.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследования

Газовая промышленность относится к наиболее эффективным отраслям народного хозяйства, в то же время она характеризуется высокими капиталовложениями и большой фондоемкостью. Поэтому технико-экономические показатели газовой промышленности во многом зависят от выбора долгосрочной и среднесрочной стратегий разработки месторождений.

Один из действенных путей повышения экономической эффективности газовой промышленности состоит в решении для нее задачи оптимального развития и размещения. производства. Другими словами, значительные резервы улучшения технико-экономических показателей газодобывающей отрасли заключены в правильном распределении капиталовложений между всеми газоносными районами, а внутри них - между отдельными газовыми месторождениями.

В настоящие время проектирование разработки, как правило, ведется отдельно для каждого месторождения. Однако известно, что оптимальное функционирование элементов системы (с положенными в основу частными критериями их оптимальности) не способствует, а, зачастую, противоречит оптимальной работе всей системы, если исходить из критерия, построенного для системы в целом.

Выбор уровней годовых отборов из газового месторождения изолированно, без учета технико-экономических показателей эксплуатациии других месторождений, приводит к нерациональному размещению объемов добычи газа между залежами рассматриваемого газоносного района и к соответствующему ухудшению технико-экономических показателей. А это неизбежно влечет за собой увеличение затрат и снижение эффективности добычи газа по отрасли. Поэтому переход от проектирования разработки каждого месторождения отдельно к задаче комплексного планирования развития газовых залежей газоносного района является актуальной проблемой.

Составлению индивидуального, детального рабочего проекта разработки газового месторождения обязательно должно предшествовать проектирование эксплуатации газоносной провинции в целом. При этом необходимо обосновать оптимальную интенсивность отбора газа из каждой залежи. На этом пути возможно выявление большой экономии материальных средств и ресурсов. В такой же мере важно установить рациональную очередность ввода месторождений в эксплуатацию с учет

ваемык залежей, разведанных и находящихся в стадии разведки, а также законсервированных на некоторый срок.

Важным фактором, оказывающим влияние на эффективность разработки отдельных месторождений и выбор наилучших технологических вариантов является компонентный состав добываемой продукции. В этой связи особую актуальность приобретают исследования, направленные на разработку методов формирования производственной программы добывающих предприятий, эксплуатирующих газоконденсатные месторождения с многокомпонентным составом продукции.

Объект исследования — добывающие предприятия газовой промышленности.

Предмет исследования-- методы и инструментарий комплексной экономической оценки эффективности проектных решений в газовой промышленности.

Цель исследовании — разработка методов оценки эффективности разработки месторождений углеводородов с многокомпонентным составом продукции.

Для достижения указанной цели в диссертации поставлены и решены следующие основные задачи:

- анализ состояния ресурсной базы газовой промышленности;

- анализ методов оптимизации показателей разработки группы газовых месторождений;

- формирование методических подходов к оценке эффективности разработки месторождений углеводородов с многокомпонентным составом продукции;

- выбор системы критериев оценки вариантов разработки группы газовых месторождений с многокомпонентным составом продукции;

- разработка методов определения оптимальной производственной программы для добывающего предприятия, эксплуатирующего группу газоконденсатных месторождений с многокомпонентным составом продукции;

- апробация предложенных методов на примере группы газоконденсатных месторождений Оренбургской области.

Научная новизна и основные результаты исследований

В диссертационной работе проведен комплексный анализ ресурсной базы углеводородного сырья и производственных мощностей по их переработке в Оренбургской области.

Показана необходимость учета компонентного состава добываемой продукции при проведении оценки эффективности разработки газоконденсатных месторождений.

Разработаны методы формирования цен на добываемую продукцию, учитывающих удельный выход получаемых из них продуктов переработки и цен на них.

Разработаны методы формирования оптимальной производственной программы добывающих предприятий, учитывающих компонентный состав добываемой продукции.

Практическая значимость результатов исследований

Разработанные методы используются, в практике работы ООО «Оренбурггазпром» и 0 0 0 «Сервиснефтегаз» для оценки эффективности инвестиций в разработку газоконденсатных месторождений и при формировании производственных программ добывающих предприятий.

Полученные результаты имеют теоретическое и прикладное значение и могут быть использованы газодобывающими компаниями, государственными регулирующими органами и с целью рационального использования ресурсов нефти и газа.

Теоретические и методологические основы исследования

Работа основана на положениях экономической теории, методах стратегического управления, системного и проектного анализа.

Общим теоретическим вопросам, связанным с управлением развития нефтегазового комплекса посвящены труды Андреева А.Ф., Брагинского О.Б., Дунаева В.Ф., Гужновского Л.П., Злот-никовой Л.Г., Зубаревой В.Д., Миловидова К.Н., Перчика А.И., Телегиной Е.А., Николаевского Н.М. и др.

Апробация результатов исследовании

Основные результаты, полученные в диссертации, были доложены на 5-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (2003 г.) и научных семинарах в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (2000-2004 гг.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 4 печатные работы общим объемом 5 п.л.

Структура и объем диссертации. Работа состоит из введения, трех глав, заключения, списка использованных источников, включающего 90 наименований и 25 приложений. Диссертация представлена на 135 страницах и содержит 30 таблиц и 11 рисунков.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы исследования, характеризуется степень научной разработанности исследуемой проблемы, определяются цель, задачи, предмет и объект исследования, его теоретическая и методическая основа, научная новизна диссертационной работы и практическая значимость полученных результатов исследования.

В первой главе «Анализ состояния ресурсной базы газовой промышленности и методов оптимизации показателей разработки группы газовых месторождений» на основе анализа развития сырьевой базы газовой промышленности Российской Федерации, а также Оренбургской области, как одного из важнейших газодобывающих районов страны, выявлены главные особенности состояния и перспектив развития сырьевой базы отрасли.

Проведен комплексный анализ производственных мощностей по переработке углеводородного сырья Оренбургской области.

Исследованы существующие методы и критерии оптимизации показателей разработки группы газовых месторождений.

К началу XXI века разведенные запасы природного газа России составили 46,9 трлн. м3, из которых на суше сосредоточено 91,9% и на шельфе 8,1%. Тимано-Печерский регион содержит 1,4% разведанных запасов России, Северный Кавказ - 0,7%, Ура-ло-Поволжье - 8,2%, Западная Сибирь - 75,6%, Восточная Сибирь - 3,2%, на Дальнем Востоке - 2,8% и на шельфе 8,1%. На глубинах до 1,5 км сосредоточено 23,0 трлн. м3 разведанных запасов газа (49,1%), в интервале глубин 1,5-3,0 км - 16,3 трлн. м3 (34,7%) и ниже 3 км - 7,6 трлн. м3 (16,2%). Структура компонентного состава следующая: метановые сухие газы - 61%, этан-содержащие - 30,3%, сероводородсодержащие 8,7%. В структуре добычи газа доля метановых газов составила 84,6%, этансодер-жащие 9,2%, сероводородсодержащих 6,2%.

Из общего объема разведанных запасов газа только 13 трлн. м3 высокоэффективны.

Добыча газа по ОАО «Газпром» в 2003 году составила 540,2 млрд. м3, из них более 90% добыто в западной Сибири. Основные месторождения характеризуются высокой степенью выработан-ности запасов газа. В западной Сибири: Медвежье - 76,5%, Уренгойское (сеноман) - 58,%, Ямбургское - 38,2%, в европейской части: Вуктыльское - 83,3%, Оренбургское - 55,5%.

В перспективе до 2020 г. добыча газа по Газпрому будет поддерживаться на уровне 530 млрд. м3, по России в целом к 2020 г. она достигнет 680-700 млрд. м .

Прогноз развития сырьевой базы газовой промышленности базируется на оценке перспективных ресурсов России в таких регионах, как Западная и Восточная Сибирь, а также Дальний Восток, Прикаспий и шельф. Из общего объема неоткрытых ресурсов газа на регионы Западной Сибири приходится 27,0%, Восточной Сибири и Дальнего Востока - 24,2%, европейских районов - 6,2%, шельфа - 42,6 %.

Перспективной программой развития ОАО «Газпром» до 2030 г. уровни добычи газа определены в объеме 530 млрд. м3. За счет современной сформированной сырьевой базы прогнозируемые объемы добычи могут поддерживаться только до 2008 - 2010 гг. В последующем намечаемые уровни могут поддерживаться за счет освоения вновь открываемых месторождений или новых месторождений, на которые получены лицензии.

К приоритетным направлениям расширения сырьевой базы и устойчивого развития газовой отрасли относятся:

- в Тимано-Печорском регионе - освоение выявленных новых месторождений в Нарьян-Марском, Вуктыль-ском и Интинском геолого-экономических районах;

- на шельфе Баренцева, Печорского и Карского морей -подготовка к освоению Штокмановского месторождения, создания нового нефтегазодобывающего региона в Печорском море, доразведка и освоение крупнейших Ленинградского и Русановского месторождений в Карском море;

- в Западной Сибири подготовка промышленных запасов газа месторождений полуострова Ямал к разработке, освоение запасов УВ ачимовских отложений Большого Уренгоя, освоение и подготовка запасов в районах Та-зовской и Обской губ и прилегающей суши Гыдана и севера Тазовского полуострова;

- в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке - освоение Юрубчено-Тохомского и Собинского нефтегазокон-денсатных месторождений, разведка и освоение крупнейших газоконденсатных месторождений Иркутской области и Республики Саха;

- на шельфе - освоение месторождений нефти и газа шельфа Охотского моря и суши Сахалина;

- в Урало-Поволжье - подготовка промышленных запасов углеводородов в Оренбургской области, разведка глубокозалегающих отложений девона в Астраханской области.

В перспективе сырьевая база будет характеризоваться усложнением структуры запасов газа, снижением эффективности ГРР, ростом средних глубин разведочных скважин, уменьшением размеров открываемых месторождений.

Потенциальные ресурсы углеводородного сырья Оренбургской области имеют важное значение для развития экономики Южного Урала и России в целом. В табл. 1 представлены прогнозные и перспективные ресурсы углеводородного сырья по зонам деятельности ООО «Оренбурггазпром».

Таблица 1

Прогнозные и перспективные ресурсы углеводородного сырья по зонам деятельности ООО «Оренбурггазпром» (на 01.01.2004г.)

Л* 1111 Зона Га], млрд и» Конденсат, млн т Нефть, млн т

Геоло! н-ческке Геологические Извлекаемые Геологические Извлекаемые

1 Восточно-Оренбургское сводовое поднятие 18,230 114,810 40,240 0,385 0,30

2 Соль-Илецкмй свод 228,464 251,051 82,666 34,968 21,721

3 Прикаспинкая синеклиза 397,804 113,258 43,652 64,499 40,950

4 11рсд)ральскии прогиб 143,678 389,635 138,571 47,119 25,337

5 Ю/кмое погружение Бузу-лукской впадины 46,436 53,808 21,918 15,855 8,807

Итого 834,612 922,562 327,047 162,826 97,115

Утвержденные запасы газа, конденсата и нефти Оренбургской области (категории A+B+C1) по состоянию на 01.01.2004г. имеют следующую структуру:

1. Газа свободного - 927,1 млрд. м3

2. Конденсата (извлекаемые) - 64,9 млн.т.

3. Нефти (извлекаемые) — 470,6 млн. т.

Освоенность разведанных запасов:

1. Газа свободного — 54,2%.

2. Конденсата (извлекаемые) - 42,8%

3. Нефти (извлекаемые) — 44,4%.

В 2003 году в области добыто 21,098 млрд. м3 свободного газа, 0,623 млн. тонн конденсата и 14,061 млн. тонн нефти, что составляет 3,4% добычи газа и 3,5% жидких углеводородов от добычи по Российской Федерации.

На долю ООО «Оренбурггазпром», дочерних и зависимых предприятий приходится:

- газа свободного - 878,4 млрд. м3 (94,7%);

- конденсата (извлекаемые) - 56,6 млн. т (87,7%);

- нефти (извлекаемые) - 114,8 млн. т (24,4%).

На 01.01.2004 г. открыто 218 месторождений, из которых 8 месторождений выработано, 112 - находятся в промышленной разработке, 8 - подготовлено к разработке, 40 - в консервации (в нераспределенном фонде) и 50 - в разведке, частично с пробной эксплуатацией.

По сравнению с 2002 годом объем добычи нефти увеличился на 765 тыс. т, но сохранилось падение добычи газа, что обусловлено выработанностью Оренбургского НГКМ (около 55%).

Вместе с тем, существующая сырьевая база Оренбургского газохимического комплекса составляет весомую величину в структуре запасов области.

Таким образом, существующая и перспективная сырьевая база Оренбуржья характерезуется запасами углеводородов, в составе которых имеются газ, конденсат, нефть, являющиеся ценнейшим сырьем для производства продукции нефтегазопереработ-ки.

На балансе ООО «Оренбурггазпром» на 1.01.04г находятся запасы Оренбургского НГКМ, за исключением запасов Артинско-Сакмарской нефтяной оторочки (Восточный участок), лицензией на разработку которых владеет ЗАО «Стимул».

Дочерние и зависимые предприятия являются владельцами 9 лицензий на разработку и доразведку месторождений, в том числе:

- ООО «Сервиснефегаз» - 2 месторождения (Рождественское и Нагумановское НГКМ);

- ЗАО «Стимул» - Восточный участок Оренбургского НГКМ;

- ЗАО «Уралнефтегазпром» - 6 месторождений (Копан-ское, Бердянское и Чкаловское НГКМ, Теректинское и Южно-Оренбургское ГКМ и Новопавловское НМ).

Достигнутый в 2003 году уровень добычи углеводородного сырья по ООО «Оренбурггазпром», дочерним и зависимым предприятиям составил:

- газа, включая попутный - 20,6 млрд. м3;

- конденсата - 0,54 млн. т;

- нефти - 0,61 млн. т.

Проектные работы в части обеспечения и развития сырьевой базы направлены на решение следующих целевых задач для Оренбургского газохимического комплекса в целом и Оренбургского месторождения в частности:

- оптимальная текущая эффективность комплекса;

- сохранение эффективности комплекса на перспективу;

- расширение сырьевой базы Оренбургского газохимического комплекса (ОГХК) за счет прироста запасов на юге Оренбургской области;

- эффективная промышленная эксплуатация разрабатываемых запасов в условиях снижения пластового давления.

Несмотря на суммарную выработанность более 53% от начальных запасов, а по основной артинско-среднекаменноуголь-ной залежи более 57%, Оренбургское газоконденсатное месторождение продолжает являться основной ресурсной базой газохимического комплекса.

Имеющиеся утвержденные запасы по Оренбургскому НГКМ позволяют обеспечить эффективную загрузку перерабатывающего комплекса в объеме 18 млрд м3 до 2010 года.

После 2010 г. существующие запасы не обеспечат необходимые уровни добычи для эффективной загрузки перерабатывающих мощностей. Необходимо параллельно проводить геологоразведочные работы и к этому времени подготовить, утвердить и ввести в разработку запасы из новых месторождений в объеме 350 млрд м3 и обеспечить добычу на уровне 9-11 млрд м3 в год.

В этих условиях возникает необходимость решения проблемы оптимизации показателей разработки группы месторождений с целью определения эффективных уровней годовых отборов по каждому месторождению и очередности ввода их в эксплуатацию.

В связи с этим в диссертации проведен анализ существующих методов решения данной проблемы. Сначала рассмотрены известные методы оценки эффективности разработки отдельного газового и газоконденсатного месторождения.

Далее исследованы методы решения задачи рациональной разработки группы газовых месторождений в статической и динамической постановке, проведен анализ используемых критериев оценки экономической эффективности принятия решений.

Анализ известных методов оценки эффективности и оптимизации показателей разработки газовых месторождений показал, что в них основными критериями являются минимум дисконтированных затрат или максимум чистого дисконтированного дохода. Очевидно, что использование критерия минимум дисконтированных затрат при заданном объеме добычи основного продукта (природного газа) не позволяет учесть наличие в добываемой продукции полезных компонентов. При использовании в качестве критерия максимума чистого дисконтированного дохода обычно цены на основную добываемую продукцию (газ, конденсат,

нефть) устанавливаются на основе некоторых средних для всех месторождений газодобывающего района значений. Поэтому принимаемые проектные решения часто являются неоптимальными, т.к. не учитывается различие компонентного состава добываемой продукции на разных месторождениях.

Во второй главе «Методы оценки эффективности разработки месторождений углеводородов с многокомпонентным составом продукции» предложен метод учета компонентного состава добываемой продукции при оценке эффективности разработки газоконденсатного месторождения. Разработана оптимизационная модель формирования производственной программы газодобывающего района.

Обычно при оценке экономической эффективности инвестиционного проекта разработки нефтяных и газовых месторождений в соответствии с действующими методическими положениями при расчете критериев эффективности используются действующие цены предприятия (компании) на добываемые виды продукции (нефть, конденсат, природный, попутный газ) без учета их компонентного состава.

В то же время одной из специфических особенностей нефте-газоконденсатных месторождений является неоднородный состав углеводородного сырья, то есть наличие в основном продукте ценных компонентов, извлечение которых обычно осуществляется за пределами месторождения на нефтеперерабатывающих, газоперерабатывающих заводах или же на газохимических комплексах (НПЗ, ГПЗ, ГХК). Потребление извлеченных компонентов, как товарной продукции, может осуществляться как внутри страны, так и за ее пределами.

Прибыль от реализации извлеченных компонентов отражается в финансовых результатах непосредственно нефтеперерабатывающих, газоперерабатывающих или газохимических предприятий, если они находятся на самостоятельных балансах и не входят в состав нефтегазодобывающих предприятий.

В этой ситуации на результаты деятельности добывающих организаций совершенно не влияет ни состав углеводородного сырья, ни направление реализации продуктов, полученных из него.

Поэтому для оценки эффективности вовлечения в разработку месторождений с многокомпонентным составом сырья, на которых извлечение ценных компонентов осуществляется вне промысла необходимо рассчитывать специальные промысловые цены на нефть, газ, конденсат. Эти цены должны учитывать объем полученных из них продуктов переработки. При этом определе-

ние промысловых цен на нефть, газ, конденсат осуществляться индивидуально, как каждого месторождения так и для группы месторождений с одинаковым составом углеводородного сырья.

где С| - цена единицы ¡-го вцда товарного сырья на месторождении, руб., С^ - цена единицы ]-го вцда продукции на НПЗ, ГПЗ или I Xк. руб., = dQj - удельный выход го вцда про-

дукции из единицы сырья, %, Стр1- стоимость транспорта единицы сырья до объекта его переработки (ГПЗ,НПЗ,ГХК), руб., С,н стоимость переработки единицы 1-го вида сырья на НПЗ, ГПЗ или ГКХ, руб.

При определении цены сероводородсодержащего природного газа, в результате сероочистки и переработки которого производится товарная сера, цена серы выражается через цену тысячи кубических метров кислых газов (НгБ+СОг), поступивших на установку сероочистки:

Ссг Сс(^с/(^кс,

где Ссг - цена серы, выраженная через цену тысячи кубометров кислых газов, руб., Сс —цена одной тонны серы, руб., - выход товарной серы, тыс. т, - количество кислых газов, поступивших на установку сероочистки газа, млн м3.

Цена добытого природного газа, нефти, конденсата может быть также определена исходя из суммарного объема переработки каждого вида сырья, суммарной стоимости полученных из него продуктов переработки и цен на них:

где - объем выхода _|-го вида продукта, - объем переработки 1-го вида сырья.

Примеры расчета цен на газ, конденсат и нефть, исходя из удельного выхода продуктов переработки и цен на них, представлены втабл.2-4.

Представляется, что предлагаемый метод по сравнению с действующим обеспечит большую объективность оценки экономической эффективности разработки трудноразрабатываемых

нефтегазоконденсатных месторождений, характеризующихся высокой капиталоемкостью.

Таблица 2

Пример расчета цены природного газа, содержащего сероводород

Виды продукции Выход продукции, % Цена продукции, руб Лыс м1 Цена газа, руб / тыс.м1

Сухой газ 80 450 360

Сера (в пересчете на 1 м' Н^Б) 10 1820 18

Потери 10 0 0

Стоимость переработки на ГПЗ 150

Стоимость транспорта до ГПЗ 30

Итого 100 198

Таблица 3

Пример расчета цены конденсата

Виды продукции Выход про- Цена, продук- Цена конден-

дукции, % ции, руб /г сата, рубУт

Бензин АИ-95 20 6000 1200

Бензин А-76 30 5100 1530

Керосин 15 3900 585

Дизельное топливо 25 3600 900

Потери 10 0 0

Стоимость переработки на НПЗ 450

Стоимость транспорта до НПЗ 150

Итого 100 3615

Таблица 4

Пример расчета цепы нефти

Виды продукции Выход про- Цена, про- Цена нефти,

дукции, % дукции. рубЛ

руб /т

Бензин АИ-95 5 6000 300

Бензин А-76 15 5100 765

Керосин 10 3900 390

Дизельное топливо 20 3600 720

Мазут 40 3000 1200

Потери 10 0 0

Стоимость переработки на НПЗ 450

Стоимость транспорта до НПЗ 150

Итого 100 2775

Газодобывающий район как экономическая система является одной из составляющих более крупной системы - топливно-энергетического комплекса страны. Являясь нижней ступенью иерархии по отношению к ТЭК страны, отдельный газодобывающий район в то же время является верхней ступенью иерархии по отношению к отдельным месторождениям. Поэтому оптимальное планирование добычи газа в районе должно осуществляться путем совместной оптимизации функционирования двух взаимосвязанных экономических систем - газодобывающего района и отдельных месторождений.

На стадии перспективного планирования развития газодобычи взаимосвязь между этими системами может осуществляться следующим образом. Для каждого месторождения на основе проектных расчетов технико-технологических и экономических показателей и критериев эффективности выбирается наиболее целесообразный вариант его разработки. Эта информация по отдельным месторождениям используется для формирования перспективного плана добычи газа в целом по району на расчетный период. При этом предполагается, что параметры разработки отдельных месторождений определены как наиболее рациональные, т.е. четко зафиксированы режимы работы скважин, составлены схемы обустройства месторождений, включающие порядок размещения скважин на площади, места расположения пунктов сбора, дожимных компрессорных станций, установок комплексной подготовки газа и т.д.

В таком случае эффективность освоения ресурсов газа в районе будет зависеть от распределения добычи газа между отдельными месторождениями, определения очередности их ввода в эксплуатацию, от выбранной схемы внутрирайонного транспорта газа. Из сказанного следует, что только комплексный подход к перспективному планированию добычи газа во взаимосвязи и взаимозависимости между отдельными составляющими системы позволит повысить эффективность развития всего газодобывающего комплекса какого-либо региона.

Задача оптимизации добычи газа в газодобывающем районе формулируется следующим образом - распределить плановые объемы добычи газа между отдельными месторождениями и определить рациональный порядок ввода объектов в эксплуатацию. Цель решения данной задачи - найти такие стратегии разработки, которые обеспечивали бы в каждом году расчетного периода установленные уровни добычи газа в районе при максимуме эффекта (ЧДД) или минимуме интегральных затрат при выполнении всех ограничительных условий.

Первый из вышеназванных критериев более универсален, так как позволяет сравнивать варианты, различающиеся динамикой и общим объемом выпускаемой продукции

Второй критерий целесообразно использовать в том случае, если результаты от реализации всех сравниваемых вариантов развития газодобывающего района тождественны. Это достигается, если цены и объемы реализации газа на внутреннем и внешнем рынках в целом по району по вариантам не отличаются. По существу, этот критерий является модификацией первого и отражает один из частных случаев - ситуацию с точно определенной ежегодной потребностью страны в газе, поставляемом из данного региона, на ближайшую перспективу.

Задача имеет решение при следующих ограничениях:

1. Суммарная добыча газа по отдельным месторождениям равна установленному уровню добычи по району:

где О« - годовая добыча газа в году 1 на ¡-ом месторождении, млрд м3; 0"л - установленная добыча газа в году 1 в целом по району, млрд м .

2. Срок разработки каждого месторождения ограничивается предельным заданным давлением на входе в дожимную компрессорную станцию. При давлении на входе в ДКС меньше заданного эксплуатация объекта прекращается:

= 0 при условии Рдос^ Рдксп"п >

где Рдкс, РдКст,п - текущее в году 1 и минимально допустимое давление на входе в ДКС, МПа.

3. Ограничение на максимально допустимый годовой отбор газа:

С^Ом-р»

где (}0| - извлекаемые запасы газа в году, предшествующем первому году расчетного периода, млрд м ; ^ - максимально возможный темп годового отбора газа, доли един.

4. Ограничение, задающее форму кривой распределения добычи газа во времени и предел, при котором месторождения переходят на падающую добычу:

(к

^ <3(М)1, если ^ . 0)!;

при ЭТОМ <2«= 0(М);, если 0(1-1)8= 0(,-г)8;

1к

0«!<0(М)1,если )У|.Оо| ,

ш

где 0(1-1)1 - добыча газа в году,, предшествующем первому году расчетного периода, млрд м3; У; - заданная доля суммарного отбора газа на месторождении, при достижении которой начинается период падающей добычи (0<У<1), доли един.; начальный

и конечный год эксплуатации месторождения, предшествующий первому году расчетного периода.

До достижения определенного накопленного отбора газа

1к

= У|*0(н добыча на месторождении может возрастать

или оставаться стабильной. Третье условие данного ограничения показывает тот предел, при котором осуществляется переход на падающую добычу.

Суммарный отбор газа ' , при достижении которого начинается период падающей добычи, однозначно может быть определен только экономически, т.е. с использованием рассматриваемого критерия. Однако, если не ввести данное ограничение, в число допустимых войдут варианты заранее неэффективные, что увеличит размерность и трудоемкость решения данной задачи.

Таковы общие концептуальные подходы к моделированию вариантов распределения (в соответствии со спросом) добычи газа по отдельным объектам разработки газодобывающего района.

В данной работе была разработана автоматизированная система оптимизации добычи газодобывающего района (ОДГР), которая предназначена для решения задач перспективного планирования и оптимального распределения добычи по объектам газодобывающего района. Она включает в себя следующие модули: - расчет технологических показателей разработки месторождения (добыча, пластовое давление, депрессия на пласт, забойное давление, дебит, давление на устье скважины, давление на входе в КС, мощность ДКС, количество скважин и др.);

Гн

- расчет экономических показателей (выручки, эксплуатационных затрат, капитальных вложений, налогов, денежных потоков и показателей эффективности разработки месторождений);

- оптимизация распределения добычи по объектам газодобывающего района.

Решение задачи планирования может осуществляться как в автоматическом режиме с использованием процедур численной оптимизации, так и путем анализа вариантов, предлагаемых пользователем.

В автоматизированной системе ОДГР реализована следующая постановка задачи перспективного планирования, которая является типовой.

Пусть в газодобывающем районе имеется группа из N месторождений. Известна следующая информация, которая необходима для проведения технико-экономических расчетов, - геолого-промысловые характеристики и стоимостные показатели по месторождениям. Известны схема и параметры основных вариантов развития транспортной сети в газодобывающем районе. Обоснованы допустимые технологические режимы эксплуатации скважин на каждом месторождении.

Часть месторождений уже разрабатывается и на них достигнут плановый уровень добычи или они находятся на этапе падающей добычи. Другие могут быть введены в эксплуатацию начиная с первого года интервала планирования Т, ини по каким-либо причинам начиная с периода 1ш>1 (например, до окончания разведки).

В зависимости от решаемой задачи в качестве целевой функции могут использоваться:

ЧДД проекта без учета налогов;

ВНР (внутренняя норма рентабельности) проекта без учета, налогов;

ИД (индекс доходности) проекта без учета налогов;

коэффициент «выгоды/затраты» проекта без учета налогов;

затраты проекта (дисконтированные) без учета налогов;

ЧДД государства;

ЧДЦ проекта с учетом налогов;

ВНР проекта с учетом налогов;

ИД проекта с учетом налогов;

коэффициент «выгоды/затраты» проекта с учетом налогов;

затраты проекта (дисконтированные) с учетом налогов.

Если решаются задачи перспективного планирования в интересах экономики страны в целом, то в качестве критериев необходимо использовать показатели эффективности проекта без учета налогов. А если в интересах предприятия, то в качестве критериев необходимо использовать показатели эффективности с учетом налогов. Наиболее универсальным показателем является

чдц.

Кроме того, в качестве ограничений могут использоваться ограничения на возможности буровых и строительных организаций, финансовые ресурсы, длительность периода строительства и др.

Задача перспективного планирования и оптимального распределения добычи по объектам газодобывающего района может ставиться в двух постановках - дискретной и непрерывной.

В дискретной постановке считается, что варианты разработки по отдельным месторождениям жестко заданы. Задача состоит в определении оптимальной последовательности ввода месторождений в эксплуатацию и выбора вариантов их разработки, которые обеспечивают экстремальное значение показателя эффективности при выполнении всех ограничений. Подобная постановка целесообразна, когда имеются детальные проекты разработки месторождений и задача выбора оптимальных годовых отборов газа из месторождений не ставится.

В непрерывной постановке ставится задача определения таких объемов годовой добычи газа 0,(0 из каждого из N месторождений, чтобы соблюдались все ограничения на добычу и значение целевой функции было максимальным (минимальным).

При этом ограничения на добычу задаются на основе установленных планов поставок 0ш,(0 (1=1,...,Т) газа потребителю по годам периода планирования Т для данного газодобывающего района в виде равенств следующего вида:

2 О,(0=<Ы0,1=1,...,т,

где 0,(0 - годовая добыча газа из месторождения 1 в период <:.

Кроме того, для каждого месторождения может быть задан максимально допустимый годовой отбор газа ат111

0,(0/(Ш<ат„„1=1,...,м.

Задача в непрерывной постановке в вычислительном плане является достаточно сложной, так как число переменных 0,(0

равно произведению числа месторождений N на длительность периода планирования Т.

В третьей главе «Использование предложенных методических разработок при решении задач по оценке эффективности разработки месторождений углеводородов с многокомпонентным составом продукции» показана практическая реализация методических разработок на примерах месторождений Оренбургской области.

Расчеты по оптимизации объемов добычи и очередности ввода газоконденсатных месторождений выполнены на примере месторождений Оренбургской области.

Оптимизация осуществлялась по критерию максимума ЧДД при заданной суммарной добыче газа на 10 лет.

Были определены оптимальные годовые отборы газа и периоды начала разработки для новых месторождений при следующих значениях суммарной добычи по газодобывающему району: 25 млрд м3 в год в течение 10 лет, с 11-го года добыча на месторождениях не увеличивается или осуществляется переход на падающую добычу. Добыча жидких углеводородов не ограничивается. Динамика отобора газа по годам по действующему ОГКМ была принята по проекту доразработки.

Расчет технологических показателей производился на основе технологического режима постоянного дебита с учетом ограничений на допустимую депрессию на пласт. Конечная газоотдача определялась рентабельным сроком разработки отдельного месторождения, рассчитанным на базе положительного денежного потока на завершающем этапе.

Расчет экономических показателей разработки месторождений (капитальных вложений, эксплуатационных затрат и налоговых отчислений) выполнен на базе укрупненных нормативов и действующих налоговых ставок.

Модель газодобывающего района предполагает наличие развитой транспортной сети и строительства дополнительных ниток магистрального транспорта газа не предвидится.

Рассматривались два основных варианта:

1) продажа добываемой продукции (нефти, газа) на промысле по установленным закупочным ценам одинаковых для всех месторождений и не учитывающих компонентный состав продукции;

2) продажа продуктов переработки, получаемых из добываемой продукции, по рыночным ценам.

Результаты расчетов представленные в табл. 5 показывают, что учет компонентного состава продукции, добываемой на раз-

ных месторождениях, приводит к существенному изменению моментов начала разработки месторождений, оптимальных годовых отборов и значений показателей эффективности как по отдельным месторождениям, так и по группе в целом. При этом учет компонентного состава продукции обеспечивает более высокие значения показателей эффективности.

Таблица 5

ЧДД проекта при оптимальных годовых отборах газа, млн. долл.

Назва- Вариант 1 Вариант 1 (с учетом Вариант 2

ние компонентного соста-

место- ва продукции)

ро- Нача- ЧДД ЧДД ЧДД про- ЧДД про- Нача- ЧДД ЧДД

ждения ло проекта * проекта екта* екта ** ло проекта * проекта

разра- ♦ » разра-

ботки ботки

-1

д1 - 2933,527 2933,527 2977,665 2977,665 - 2977,665 2977,665

Н| - 0 0 0 0 - 0 0

н2 8 198,915 102,075 249,000 127,776 1 240,938 240,938

нЗ 1 73,132 73,132 75,602 75,602 1 131,282 131,282

н4 1 379,850 379,850 316,285 316,285 2 271,545 246,859

н5 1 79,430 79,430 73,384 73,384 1 97,072 97,072

Всего - - 3568,014 - 3570,713 - - 3693,816

* ЧДЦ приведен к началу периода разработки -1

** ЧДЦ приведен к моменту 1=0.

Апробация метода формирования цен на природный, газ, нефть и конденсат с учетом их компонентного состава осуществлена при выполнении технико-экономического обоснования проекта разработки Рождественского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «Сервиснефтегаз».

Расчеты выполнены с учетом действующих методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов, в соответствии с которыми в качестве основных показателей оценки эффективности проекта в рамках действующего налогового законодательства рассматриваются общепринятые в мировой и отечественной практике экономические критерии, основанные на анализе движения денежной наличности.

Экономическая оценка проекта разработки Рождественского месторождения выполнена для трех вариантов с одинаковыми значениями годовых объемов добычи газа, нефти и конденсата, различающихся направлением реализации продукции:

Вариант 1 - предусматривает строительство нового газопровода диаметром 168x10, протяженностью 22 км до ГЗУ-7 УПНГ Восточной зоны Оренбурского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ). По этому газопроводу с третьего года эксплуатации месторождения будет осуществляться совместный транспорт газа и жидких углеводородов до УПНГ и УКПГ - 10 ОГКМ, где происходит разделение нефтегазоконденсатной смеси на газ и жидкие нестабильные углеводороды с использованием существующего оборудования, далее по существующим трубопроводам от УКПГ-10 ОНГКМ до Оренбургского газоперерабатывающего завода (ОГПЗ). По этому варианту 50% жцдких углеводородов направляется потребителям автотранспортом до ж/терминала станции Соль-Илецк (расстояние 210 км). Остальные 50 % направляются трубопроводным транспортом через ОГКМ на ОГПЗ, где выделятся сера, ШФЛУ, которые ООО «Сервиснефтегаз» реализует через ООО «Газпром», а затем стабильный конденсат направляется на реализацию ЗАО «Салават-нефтеоргсинтез» (СНОС) для дальнейшей переработки. В этом варианте реализацию продуктов переработки нефти и конденсата осуществляет ЗАО «СНОС».

Добытый газ до ввода в эксплуатацию газопровода в первые два года сжигается, а с третьего года направляется по газопроводу на ОГПЗ для переработки. Предусматривается, что реализация продуктов переработки газа будет осуществляться через ООО «Газпром».

Вариант 2 - предусматривает, что в дополнение к первому варианту реализацию продуктов переработки нефти и конденсата. после СНОС будет осуществлять само ООО «Сервиснефтегаз».

Вариант 3 - предусматривает реализацию природного газа, нефти и конденсата непосредственно на самом месторождении по расчетным ценам с учетом стоимости продуктов переработки нефти, конденсата и газа. Расчетные цены при этом определяются исходя из направлений реализации потоков нефти, конденсата, сухого газа, принятых в проекте.

Реализацию продукции Рождественского месторождения по первому и второму вариантам предполагается осуществлять по фактически сложившимся в регионе ценам (табл. 6).

Таблица 6

Действующие цены реализации продукции >_

Виды продукции Единицы Цена (без НДС, акциза,

измерения экспортной пошлины)

Нефть и конденсат:

региональным потребителям дол./т 75,25

ЗАО «СНОС» дол./т 100

Сухой отбензиненный газ

на внутренний рынок дол./1000 м* 14,2

на экспорт дол./1000 м1 80

Сера дол./т 4,17

ШФЛУ дол./т 43,58

Этановая фракция дол./т 90,33

Автобензин Аи-92 дол./т 157,91

Автобензин А-76 дол./т 171,29

Дизельное топливо дол./т 205,87

Мазут дол./т 52,2

Сжиженный газ дол./т 61,99

Расчетные цены для третьего варианта, учитывающие компонентный состав природного газа, нефти и конденсата, определение которых выполнено по изложенной в разделе 2 методике, представлены в табл. 7~&.

Таблица 7

Расчет цены природного газа. Рождественского месторождения-

Компоненты Выход компонентов из 1000 м3 газа после переработки Цена, дол. за 1000 единиц Расчетная цена природного газа, дол./1000 м3

%% Натуральные единицы

Цена природного газа с учетом компонентного состава

Сухой газ 91,095 910,950 м'* 14,2 12,94

Сера 2,435 32,47 кг 4,2 0,14

ШФЛУ 1,427 33,48 кг 43,6 1,46

Этановая фракция 0,943 11,67 кг 90,3 1,05

Топливный газ 1,419 14,19 кг 0 0

Потери 2,681 26,81 м' 0 0

Итого 100 15,58

Стоимость услуг по транспорту и переработке природного газа: 4,28

Услуги по транспорту до ОП13 0,65

Услуги по переработке на ОГПЗ 3,63

Расчетная цена месторождения 11,30

Таблица 8

Расчет цены нефти и конденсата Рождественского месторождения

Компоненты

Выход компонентов из 1 т нефти и конденсата после _переработки_

%%

Натуральные единицы.

Цена, дол. за 1000 единиц

Расчетная цена нефти и конденсата, дол./т

Цена нефти и конденсата с учетом компонентного состава

Сера 0,806 8,06 кг 4,17 0,03

ШФЛУ 1,400 14,00 кг 43,58 0,61

Автобензин 12,585 125,85 кг 157,91 19,87

Аи-92

Автобензин 20,081 200,81 кг 171,29 34,40

А-76

Дизельное 33,498 334,98 кг 205,87 68,96

топливо

Мазут 11,104 111,04 кг 52,2 5,80

Сжиженный 2,498 24,98 кг 61,99 1,55

газ

Газ стаби- 1,783 12,56 м' 0 0,00

лизации

Топливный 1,988 14,00 м" 0 0,00

газ

Потери 14,256 140,26 кг 0 0,00

Итого 100,000 131,22

Стоимость услуг по транспорту и переработке нефти и конденсата: 14,23

Услуги по транспорту до ОГПЗ и СНОС по трубопроводу 1,12

Услуги по переработке на ОГПЗ и СНОС 13,11

Расчетная цена месторождения 116,99

В табл. 9 представлены результаты оценки экономической эффективности вариантов разработки Рождественского месторождения, которые свидетельствует о том, что применение расчетных цен на природный газ, нефть и конденсат с учетом их компонентного существенно улучшает показатели экономической эффективности проекта.

Выполненный в работе анализ чувствительности проекта показал, что вариант оценки экономической эффективности разработки Рождественского месторождения с учетом компонентного состава добываемой продукции характеризуется также самой

низкой степенью риска по всем рассматриваемым параметрам (объемам добычи, капвложениям, эксплуатационным затрата, ценам).

Таблица 9

Показатели экономической эффективности разработки Рож_дественского месторождения_

Показатели Действующие цены Расчетные цены

Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3

Добыча нефти и конденсата, тыс. т 1217,300 1217,300 1217,300

Добыча природного и попутного газа, млн. м3 1641,60 1641,60 1641,60

Выход продукции:

Стабильные нефть и конденсат, тыс. т 1126,45 613,7 1167,8

Природный газ, млн. м3 0 0 1462,9

Сухой газ, млн. м3 1332,63 1332,63 0

Сера, тыс. т 51,97 51,97 0

ШФЛУ, тыс. т 56,74 56,74 0

Этановая фракция, тыс. т 17,07 17,07 0

Автомобильный бензин Аи-92, тыс. т 0,00 69,73 0

Автомобильный бензин А-76, тыс. т 0,00 111,27 0

Дизельное топливо, тыс. т 0,00 185,61 0

Мазут, тыс. т 0,00 61,53 0

Сжиженный газ, тыс. т 0,00 13,84 0

Чистый дисконтированный доход, тыс. дол. 8182 12138 24348

Дисконтированный доход государства, тыс. дол. 24662 43132 37992

Внутренняя норма рентабельности (IRR), % 33,88 43,95 89,74

Дисконтированный срок окупаемости, лет 4 4 3

Индекс доходности предприятия, доли единицы 1,85 2,25 3,48

В заключении диссертационного исследования сделаны следующие основные выводы и рекомендации:

Главной особенностью развития сырьевой базы газовой промышленности России в перспективе является усложнение структуры запасов, снижение эффективности геолого-разведочных работ, рост глубин залегания продуктивных горизонтов, уменьшение размеров вновь открываемых месторождений и т.д., что вызывает рост затрат в разведку и разработку месторождений.

Проведенный анализ состояния и перспективы развития сырьевой базы углеводородов Оренбургской области показал, что после 2010 г. существующие запасы не обеспечат необходимые уровни добычи для эффективной загрузки перерабатывающих мощностей. Необходимо параллельно проводить геологоразведочные работы и к этому времени подготовить, утвердить и ввести в разработку запасы из новых месторождений в объеме 350 млрд м3 и обеспечить добычу на уровне 9-11 млрд м3 в год. В этих условиях возникает необходимость решения проблемы оптимизации показателей разработки группы месторождений с целью определения эффективных уровней годовых отборов по каждому месторождению и очередности ввода их в эксплуатацию.

Существующие методы оптимизации объемов добычи и очередности ввода газоконденсатных месторождений не учитывают компонентный состав добываемой продукции, а, следовательно, не обеспечивают достаточную объективность и корректность принятых на стадии проектирования решений.

Разработана оптимизационная модель формирования производственной программы добывающих предприятий, эксплуатирующих газоконденсатные месторождения с многокомпонентным составом продукции, позволяющая определить очередность ввода месторождений и величину оптимальных годовых отборов, которая реализована на практическом примере группы месторождений Оренбургской области.

Для месторождений с многокомпонентным составом сырья предложен метод формирования цен на добываемую продукцию, учитывающий удельный выход получаемых из них продуктов переработки и цен на них, который был использован при составлении технико-экономического обоснования проекта разработки Рождественского месторождения.

Результаты апробации предложенных методических рекомендаций на примере газоконденсатных месторождений Оренбургской области показали, что учет компонентного состава добываемой продукции приводит к существенному изменению очередности ввода месторождений, оптимальных годовых отборов,

показателей эффективности, как по отдельным месторождениям, так и по группе в целом, обеспечивая при этом более высокие значения показателей эффективности проектных решений.

Список публикаций по теме диссертации:

1. Финансовое планирование проекта// Тезисы доклада на 5-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России».- М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.- С.96.

2. Формирование цен на продукцию месторождений с многокомпонентным составом// Нефть, газ и бизнес- 2003.- №4.

3. Формирование производственной программы добывающих предприятий, эксплуатирующих газоконденсатные месторождения с многокомпонентным составом продукции.- М.: Нефть и газ 2004.- 74 с. (в соавторстве).

4. Налоговое стимулирование добычи углеводородов их трудноразрабатываемых месторождений// Тезисы доклада на пятой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности».- М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003.- С.60

Резванцева Тамара Павловна

АВТОРЕФЕРАТ

Подписано в печать 02.09.2004 г.

Формат 60x90 1/16. Усл. печ.л. 1,5

Тираж 100 экз._

Сдано в производство 03.09.2004 г. Бум. множит. Уч.-изд. л. 1,5.

Зак. № _

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 119991, Москва, ГСП-1, Ленинский просп., 65

i 169 A3

Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидата экономических наук, Резванцева, Тамара Павловна

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РЕСУРСНОЙ БАЗЫ ГАЗОВОЙ

ПРОМЫШЛЕННОСТИ И МЕТОДОВ ОПТИМИЗАЦИИ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ГРУППЫ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1. Развитие сырьевой базы газовой промышленности России и стран СНГ.:.:.

1.2. Анализ состояния и перспективы развития сырьевой базы ОАО

Газпром».

1.3. Анализ состояния и перспективы развития сырьевой базы углеводородов Оренбургской области.

1 .4. Анализ методов оптимизации показателей разработки группы газовых месторождений.

2. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ С МНОГОКОМПОНЕНТНЫМ СОСТАВОМ ПРОДУКЦИИ.

2.1. Учет компонентного состава добываемой продукции при оценке эффективности разработки газоконденсатных месторождений

2.2. Оптимизационная модель формирования производственной программы для группы газоконденсатных месторождений.

2.3. Методы решения задачи оптимального распределения добычи в среднесрочном периоде по объектам газдобывающего района

3. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРЕДЛОЖЕННЫХ МЕТОДИЧЕСКИХ РАЗРАБОТОК ПРИ РЕШЕНИИ ЗАДАЧ ПО ОЦЕНКЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОСВОЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ С МНОГОКОМПОНЕНТНЫМ СОСТАВОМ

3.1. Формирование производственной программы добывающих предприятий, эксплуатирующих месторождения с многокомпонентным составом продукции

3.2. Оценка экономической эффективности разработки отдельного месторождения с многокомпонентным составом продукции

Диссертация: введение по экономике, на тему "Экономическая эффективность разработки месторождений углеводородов с многокомпонентным составом продукции"

Актуальность исследований

Постепенный переход экономики страны на рыночные отношения диктует необходимость поиска новых подходов к определению объемов производства промышленной продукции (в том числе добычи углеводородного сырья), обеспечивающих минимизацию совокупных затрат на эксплуатацию промышленных объектов, рост прибыльности предприятий и рентабельности производства.

Одним из таких путей для предприятий газовой промышленности является использование в планировании методов оптимизации распределения добычи по объектам газодобывающего района (отдельным месторождениям) с целью минимизации интегральных издержек предприятий ОАО "Газпром" на освоение ресурсов природного газа.

Решение этой задачи возможно и в масштабах всей газовой отрасли, поскольку газовая промышленность России представляет собой единую производственно-экономическую систему, в рамках которой использование оптимизационных и имитационных моделей может принести ощутимый экономический эффект.

Газовая промышленность относится к наиболее эффективным отраслям народного хозяйства, в то же время она характеризуется высокими капиталовложениями и большой фондоемкостью. Поэтому технико-экономические показатели газовой промышленности во многом зависят от выбора долгосрочной и среднесрочной стратегий разработки месторождений.

Один из действенных путей повышения экономической эффективности газовой промышленности состоит в решении для нее задачи оптимального развития и размещения производства. Другими словами, большие резервы улучшения технико-экономических показателей газодобывающей отрасли заключены в правильном распределении капиталовложений между всеми газоносными районами, а внутри них - между отдельными газовыми месторождениями.

В настоящие время проектирование разработки, как правило, ведется отдельно для каждого месторождения. Однако известно, что оптимальное функционирование элементов системы (с положенными в основу частными критериями их оптимальности) не способствует, а, зачастую, противоречит оптимальной работе всей системы, если исходить из критерия, построенного для системы в целом.

Выбор уровней годовых отборов из газового месторождения изолированно, без учета технико-экономических показателей других месторождений, приводит к нерациональному размещению объемов добычи газа между залежами рассматриваемого газоносного района и к соответствующему ухудшению технико-экономических показателей. А это неизбежно влечет за собой увеличение затрат и снижение эффективности добычи газа по отрасли. Поэтому переход от проектирования разработки каждого месторождения отдельно к задаче комплексного планирования развития газовых залежей газоносного района является актуальной проблемой.

Составлению индивидуального, детального рабочего проекта разработки газового месторождения обязательно должно предшествовать проектирование эксплуатации газоносной провинции в целом. При этом необходимо обосновать оптимальную интенсивность отбора газа из каждой залежи. На этом пути возможно выявление большой экономии материальных средств и ресурсов. В такой же мере важно установить рациональную очередность ввода месторождений в эксплуатацию с учетом уже разрабатываемых залежей, разведанных и находящихся в стадии разведки, а также законсервированных на некоторый срок месторождений.

Важным фактором, оказывающим влияние на эффективность разработки отдельных месторождений и выбор наилучших технологических вариантов является компонентный состав добываемой продукции. В этой связи особую актуальность приобретают исследования, направленные на разработку методов оценки эффективности разработки месторождений углеводородов с многокомпонентным составом продукции.

Цель исследований — разработка методов оценки эффективности разработки месторождений углеводородов с многокомпонентным составом продукции.

Для достижения указанной цели в диссертации поставлены и решены следующие основные задачи:

- анализ состояния ресурсной базы газовой промышленности;

- анализ методов оптимизации показателей разработки группы газовых месторождений;

- формирование методических подходов к оценке эффективности разработки месторождений углеводородов с многокомпонентным составом продукции;

- выбор системы критериев оценки вариантов разработки группы газовых месторождений с многокомпонентным составом продукции;

- разработка методов определения оптимальной производственной программы для добывающего предприятия, эксплуатирующего группу газоконденсатные месторождения с многокомпонентным составом продукции;

- апробация предложенных методов на примере группы месторождений Оренбургской области.

Объект исследования - добывающие предприятия газовой промышленности.

Предмет исследования - методы и инструментарий комплексной экономической оценки эффективности проектных решений в газовой промышленности.

Теоретические и методологические основы исследования

Работа основана на положениях экономической теории, методах стратегического управления, системного и проектного анализа.

Общие теоретические вопросы, связанные с управлением развитием нефтегазового комплекса, рассматриваются в трудах Брагинского О.Б., Дунаева В.Ф., Гужновского Л.П., Злотниковой Л.Г., Миловидова К.Н., Перчика А.И., Телегиной Е.А. и др.

Проблема оптимизации распределения добычи по объектам газодобывающего района с целью минимизации интегральных издержек исследовалась в работах Андреева А.Ф., Волковой Н.Г., Зубаревой В.Д., Николаевского Н.М., Орловского М.Ю., Сыромятникова Е.С. и др.

Научная новизна и основные результаты исследований

В диссертационной работе проведен комплексный анализ ресурсной базы углеводородного сырья и производственных мощностей по их переработке в Оренбургской области.

Показана необходимость учета компонентного состава добываемой продукции при проведении оценки эффективности разработки газоконден-сатных месторождений.

Разработаны методы формирования цен на добываемую продукцию, учитывающих удельный выход получаемых из них продуктов переработки и цен на них.

Разработаны методы формирования оптимальной производственной программы добывающих предприятий, учитывающих компонентный состав добываемой продукции.

Практическая значимость результатов исследований

Разработанные методы используются в практике работы ООО «Орен-бурггазпром» и ООО «Сервиснефтегаз» для оценки эффективности инвестиций в разработку газоконденсатных месторождений и при формировании производственных программ добывающих предприятий.

Полученные результаты имеют теоретическое и прикладное значение и могут быть использованы газодобывающими компаниями, государственными регулирующими органами и с целью рационального использования ресурсов нефти и газа.

Апробация результатов исследований

Основные результаты, полученные в диссертации, были доложены на 5-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (2003 г.) и научных семинарах в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (2000-2004 гг.).

По теме диссертации опубликовано 4 печатные работы.

Диссертация: заключение по теме "Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда", Резванцева, Тамара Павловна

ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ

Главной особенностью развития сырьевой базы газовой промышленности России в перспективе является усложнение структуры запасов, снижение эффективности геолого-разведочных работ, рост глубин залегания продуктивных горизонтов, уменьшение размеров вновь открываемых месторождений и т.д., что вызывает рост затрат в разведку и разработку месторождений.

Проведенный анализ состояния и перспективы развития сырьевой базы углеводородов Оренбургской области показал, что после 2010 г. существующие запасы не обеспечат необходимые уровни добычи для эффективной загрузки перерабатывающих мощностей. Необходимо параллельно проводить геологоразведочные работы и к этому времени подготовить, утвердить и ввести в разработку запасы из новых

Л 1 месторождений в объеме 350 млрд м и обеспечить добычу на уровне 9-11 млрд м в год. В этих условиях возникает необходимость решения проблемы оптимизации показателей разработки группы месторождений с целью определения эффективных уровней годовых отборов по каждому месторождению и очередности ввода их в эксплуатацию.

Существующие методы оптимизации объемов добычи и очередности ввода газоконденсатных месторождений не учитывают компонентный состав добываемой продукции, а, следовательно, не обеспечивают достаточную объективность и корректность принятых на стадии проектирования решений. ^ Разработана оптимизационная модель формирования производственной программы добывающих предприятий, эксплуатирующих газоконденсатные месторождения с многокомпонентным составом продукции, позволяющая определить очередность ввода месторождений и величину оптимальных годовых отборов, которая реализована на практическом примере группы месторождений Оренбургской области.

Для месторождений с многокомпонентным составом сырья предложен метод формирования цен на добываемую продукцию, учитывающий удельный выход получаемых из них продуктов переработки и цен на них, который был использован при составлении технико-экономического обоснования проекта разработки Рождественского месторождения.

Результаты апробации предложенных методических рекомендаций на примере газоконденсатных месторождений Оренбургской области показали, что учет компонентного состава добываемой продукции приводит к существенному изменению очередности ввода месторождений, оптимальных годовых отборов, показателей эффективности, как по отдельным месторождениям, так и по группе в целом, обеспечивая при этом более высокие значения показателей эффективности проектных решений.