Методы планирования и оценки эффективности геолого-технических мероприятий и увеличения нефтеотдачи с учетом риска и неопределенности тема диссертации по экономике, полный текст автореферата

Автореферат диссертации по теме "Методы планирования и оценки эффективности геолого-технических мероприятий и увеличения нефтеотдачи с учетом риска и неопределенности"

На правах рукописи

Матиив Виталий Михайлович

Методы планирования и оценки эффективности геолого-технических мероприятий и увеличения нефтеотдачи с учетом риска и неопределенности

Автореферат

Диссертации на соискание учёной степени кандидата экономических наук по специальности 08.00.05 "Экономика и управление народным хозяйством"

1 о ДЕК 2009

Москва, 2009

и/

003488908

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М.

Губкина.

Научный руководитель: Официальные оппоненты.

доктор экономических наук, профессор Миловидов К.Н.

доктор экономических наук, Саркисов А. С.

кандидат экономических наук, Косарев А. Ю.

Ведущая организация:

Институт проблем нефти и газа РАН

Зашита состоится^ Д.212.200.13 в Российском Г01

009 г. на заседании диссертационного совета I Университете нефти и газа им. И.М. Губкина по специальности 08.00.14 - «Мировая экономика» в-7% часов в ауд. 1318.

Ваши отзывы и заключения на автореферат и диссертацию в двух экземплярах с подписью, заверенной гербовой печатью, просим отправлять по адресу: 117917 Москва. Ленинский проспект, д. 65.

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

Автореферат разослан « Л?»

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор экономических наук, профессор

Зубарева В.Д.

Общая характеристика работы Актуальность

В условиях прогрессивного истощения ресурсной базы требование гарантированного энергообеспечения формирует новые приоритеты в политике недропользования. Важнейшей задачей становится рационализация процесса освоения месторождений, заключающейся в увеличении коэффициента извлечения нефти. Повышение рациональности освоения запасов нефти состоит в использовании методов интенсификации и увеличения нефтеотдачи. Отсутствие должного стимулирования со стороны государства, и, как следствие, широкой практики вовлечения современных технологий в добычу привело отечественные нефтяные компании к значительному технологическому отставанию. Российские нефтяные компании, как правило, используют традиционные методы добычи, при этом нередко игнорируют необходимость рациональной разработки запасов недр. В этих условиях актуальной задачей становится исследование конкурентоспособности современных технологий увеличения нефтеотдачи и интенсификации работы скважин.

Отсутствие методов оценки, способных учитывать специфику геолого-техничеких мероприятий, приводит к получению некорректных показателей экономической эффективности. Прежде всего, это обусловлено тем, что вторичные и третичные методы добычи обладают спецификой, которая не учитывается существующими методами инвестиционного анализа. Рассмотрение проблем оценки экономической эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ) предполагает развитие и совершенствование методов их анализа с целью обнаружения не явныхэкономических эффектов, способных существенно повысить инвестиционную привлекательность ГТМ.

Совершенствование методов оценки экономической эффективности увеличения нефтеотдачи представляет теоретический и практический интерес и является актуальной задачей.

Объектом исследования явилась рационализация эксплуатации недр на основе осуществления проектов ГТМ.

Предметом исследования явились методы оценки экономической эффективности ГТМ, инструменты оптимизации инвестиционной политики, направленные на повышение эффективности разработки недр. Цель исследования: предложить методы планирования оптимальной программы ГТМ, обеспечивающие максимальные результаты в достижении конкурентных преимуществ для российских компаний. Задачи исследования:

1.Обобщить мировой опыт внедрения современных методов интенсификации добычи на основе ГТМ и методов повышения нефтеотдачи.

2.Предложить методические рекомендации планирования геолого-технических мероприятий в условиях риска и неопределенности.

3.На основе методов портфельного анализа провести оценку экономической эффективности программ повышения нефтеотдачи и интенсификации работы скважин.

Степень разработанности проблемы. Научно-теоретической основой работы являются труды российских и зарубежных учёных по теоретическим и практическим вопросам внедрения методовинтенсификации и увеличения нефтеотдачи и оценке инвестиционных решений в условиях риска и неопределённости.

В зарубежной и отечественной научной литературе проблемы оценки нефтегазовых проектов в условиях риска и неопределённости широко рассматривались в работах: А. Ф. Андреева, В. Д. Зубаревой, В. Н. Лившица, К. Н. Гужновский, А. С. Саркисова, С. А. Смоляка, А. Г. Шаломицкого; зарубежных ученых: W. Bailey, В. Coitet, James R. DuBois, J. Howell, F. Lamb, P. Rose.

Прикладные аспекты применения методов увеличения нефтеотдачи подробно исследованы российскими авторами:А. А. Боксерманом, Н. М.

Байковым, Л. П. Гужновским, В. И. Грайфером, Б. А. Козловским, К. Н. Миловидовым, В. П. Соломиным, В.В. Шелеповым.

Методологическими и теоретическими основами диссертации послужили теоретические разработки в области инвестиционного и проектного анализа, а также прикладные аспекты применения проектов увеличения нефтеотдачи пластов. Информационной основой для проведенного исследования явились статистические бюллетени российских и зарубежных нефтяных компаний, материалы международных конференций.

Основные результаты диссертационного исследования и их научная новизна:

1.Выполнена классификация, анализ и оценка современных технологий, применяемых в зарубежной нефтяной промышленности, направленных на повышение нефтеотдачи и интенсификацию добычи нефти;

2. Дана оценка геолого-экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН) на примере отдельных стран;

3.Предложена методика определения экономической эффективности совокупности проектов вторичной и третичной добычи с использованием оригинальных подходов к учету риска и неопределенности.

4.Проведен анализ экономической эффективности мероприятий по интенсификации работы скважин на примере российской инновационной топливно-энергетической компании (РИТЭК).

5-Предложены рекомендации в области оптимального планирования мероприятий по интенсификации добычи нефти на уровне нефтяной компании, Практическая значимость выполненного исследования. Результаты диссертационного исследования могут быть использованы отечественными нефтегазовыми компаниями в целях совершенствования методов оценки

инвестиционной привлекательности проектов интенсификации добычи и проектов увеличения нефтеотдачи пластов.

Апробация и внедрение результатов исследования. По теме диссертации автором опубликовано 3 статьи, в том числе в изданиях, рекомендованных ВАК, - 2 статьи.

Структура и объём диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, трёх глав, заключения и списка использованной литературы. Объём диссертационной работы -110 стр., в том числе 37 рис. и 15 таблиц.

Структура и объём диссертационной работы

Во введении обоснованы выбор и актуальность темы, сформулированы необходимые предпосылки проведения исследования, раскрыты цель и задачи работы, научная новизна и практическая значимость полученных результатов.

В первом разделе диссертации исследованы отдельные проблемы развития российской нефтедобычи, приведена классификация вторичных и третичных методов воздействия на пласт, проанализирован отечественный и зарубежный опыт применения методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Вторичные методы или методы интенсификации добычи не увеличивают КИН, а позволяют добиться более раннего извлечения запасов, что увеличивает чистый дисконтированный доход (ЧДД) проектов за счёт максимизации денежных потоков в первые годы эксплуатации месторождения. К категории вторичных методов относят совокупность способов воздействий на пласт, направленных на поддержание внутрипластового давления.

Третичные методы основаны на изменениях пластовых свойств, ведущих к повышению коэффициента нефтеотдачи. В настоящее время наиболее распространёнными являются тепловые, газовые и химические методы. К третичным методам также относят микробиологические методы воздействия на пласт.

Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) имеют особое значение для месторождений, вступивших во вторую и третью стадию эксплуатации, где, как правило, наблюдаются высокий уровень обводнённости добываемой нефти и резкое снижение дебитов скважин. Среди преимуществ МУН следует выделить следующие:

• За счёт увеличения срока эксплуатации месторождений отдаляется срок их ликвидации, что позволяет снизить расходы на ликвидацию в дисконтированном эквиваленте;

• Решение задач утилизации попутного газа. Объём попутного газа часто оказывается недостаточным для его рентабельной продажи на организованных рынках. Применение попутного газа для МУН позволяет не только решать проблему его утилизации, но также значительно сократить количество вредных выбросов в атмосферу.

Безусловно, методы увеличения нефтеотдачи не могут в полной мере компенсировать естественное истощение сырьевой базы нефтяных компаний, однако они существенно расширяют возможности по управлению ресурсным потенциалом и во многих случаях являются конкурентоспособной инвестиционной альтернативой. Диапазоны колебаний удельных капитальных затрат внедрения МУН представлены на рис. 1.

Микробиологические методы ..■¡■I

Закачка ПВА тшШшШш

, г

Закачка полимеров

С02 шшл

Внугрипластовое горение 'шшш

Термические методы L-- |

О 5 10 15 20 25

долл. I барр.

Рис. 1. Удельные капитальные затраты добычи с помощью МУН

Источник; Рассчитано автором по материалам журнала "О'Н&вазиоигпаГ 2006-2008 г.

По оценкам отечественных специалистов средневзвешенные издержки добычи одной тонны нефти в освоенных районах Западной Сибири с использованием МУН приблизилась к отметке 40$/тонн(табл. 1). Такой уровень себестоимости по-прежнему выше по сравнению с классическими схемами освоения месторождений. Однако МУН уже могут конкурировать с новыми районами нефтедобычи, где себестоимость добычи одной тонны при полном цикле воспроизводства запасов составляет более 70$/тонн. Данные на период 2005 года преведены в табл. 1. Однако за последние четыре года произошел существенный рост издержек. К настоящему времени эти затраты возраслии, как минимум, в 1.4 раза.

Таблица 1. Сравнение стоимостных показателей освоения месторождений с

использованием различных технологий

В освоенных районах, долл. / т. В новых районах, доллУт.

Стоимость прироста 1 тонны извлекаемых запасов за счёт ГРР* 3-4 10-12

Стоимость добычи 1 тонны традиционными методами 25-30 60

Добыча I тонны нефти традиционными методами с учётом ГРР 28-34 70-72

Стоимость добычи 1 тонны с применением МУН р. V 40

ГРР* - геологоразведочные работы

Источник: "Увеличение отдачи нефтяных месторождений как стратегия оптимального воспроизводства нефтедобычи" Е. Козловский, А. Боксерман - "Промышленные Ведомости№11 2005.

Совокупная добыча за счёт третичных методов в 2006 году составила 88,75 млн. тонн, что составляет =4% от мировой добычи. Несмотря на невысокую долю добычи за счёт МУН, следует отметить, что в структуре добычи некоторых стран, с помощью третичных технологий добывается до 30% нефти. Лидерами по добыче третичными методами являются США - 32 млн. т., Венесуэла - 18,3 млн. т. и Канада - 17,8 млн. т. (рис. 2).

О 10 20 30 40

млн. тонн / год

Источник: Рассчитано автором по материалам журнала "0|1&Саз.)ои|-паГ 2006-2008 г.

Рис. 2. Распределение добычи (МУН) по странам

В России с 1996 года, отсутствует официальная статистика по объёмам применения вторичных и третичных методов.

Во втором разделе проведен анализ условий экономической целесообразности внедрения ГТМ, исследованы принципы эффективного применения современных технологий, разработаны методы оптимизации инвестиционной программы МУН в условиях риска и неопределённости.

Процесс истощения ресурсов интенсивными и экстенсивными методами приводит к использованию все более дорогих ресурсов нефти и газа, одновременно этому противостоит тенденция снижения затрат в результате осуществления мероприятий воздействия на пласт. Однако для каждой технологии существует предельный рентабельный уровень КИН, который регулируется ценами на нефть и нормой дисконта. Со временем при изменении внешних условий, уровень оптимального КИН может изменяться. В условиях роста спроса на энергоносители и вовлечения в добычу трудноизвлекаемых запасов, учитывая его современный низкий уровень (около 20%), величина оптимального КИН должна увеличиваться. Недостижение оптимального уровня КИН свидетельствует о диспропорциях

в распределении капиталовложений. На практике нефтяные компании сталкиваются с необходимостью применения совокупности методов воздействия на пласт, каждая из которых характеризуется собственными пороговыми уровнями рентабельности. Возникает задача выбора оптимальной совокупности технологий, а также масштабов их внедрения.

Увеличение роли инновационных технологий в современном нефтегазовом бизнесе требует пересмотра принципов и методов управления с учётом новых реалий, носящих объективный характер. В этих условиях ГТМ следует рассматривать как самостоятельный объект управления. Значимость ГТМ состоит и в том, что во многих случаях эффективная разработка новых месторождений не осуществима без использования вторичных и третичных методов, т.к. без их участия невозможно довести проектный КИН до уровня, обеспечивающего рентабельность инвестиций.

Планирование инвестиционных программ требует учёта специфики ГТМ. Такие проекты отличаются составом затрат, продолжительностью инвестиционного периода и длительностью технологических эффектов. По большинству методов воздействия на пласт длительность технологического эффекта может составлять от одного месяца до нескольких лет. Чаще наблюдается невысокая продолжительность периода дополнительной добычи. Преимущества вторичных и третичных методов возникают в рамках масштабных инвестиционных программ реабилитации месторождений. Основной принцип эффективного применения современных методов увеличения нефтеотдачи состоит в том, что возможный эффект от их применения может быть безвозвратно утрачен в случае некорректного планирования и реализации программы ГТМ. Обобщение мирового и отечественного опыта позволяет сформировать следующие принципы эффективного их применения:

1. Время внедрения ГТМ и последовательность чередования.

2. Массовость применения технологий.

3. Системность применения методов.

4. Регулярность применения.

5. Адресность.

6. Комплексность.

Конечная эффективность геолого-технических мероприятий зависит от целого ряда параметров, которые можно разделить на две категории. Первую категорию таких параметров составляют геологические характеристики месторождения (т.е. параметры пласта, оставшийся геологический запас углеводородов и т.д.). Другая группа параметров определяется индивидуальными характеристиками применяемых ГТМ.

Спецификой указанных параметров является их неопределённость, а также степень воздействия на технологические и экономические показатели эффективности. В силу этого использование детерминированных величин для прогнозирования успешности ГТМ часто является неоправданным. В случаях значительного масштаба программ интенсификации добычи отсутствие анализа возможных рисков может привести к значительной переоценке возможных результатов.

Процесс внедрения ГТМ в определённом смысле не является уникальным, т.к. последовательность технологических стадий и их содержание продиктованы фундаментальными знаниями в сфере геологии, бурения и т.д. При всём различии месторождений этапы их функционирования подчинены определённым закономерностям. Накопленный опыт и статистические наблюдения позволяют лицам принимающим решения (ЛПР) формировать сценарии возможных значений проектных переменных. В результате возникает возможность прогнозировать эффективность проектов МУН. Тем самым неопределённость может обретать форму количественной оценки, т.е. измеримой неопределённости.

Использование детерминированных величин в комплексной оценке инвестиционных проектов приводит к невозможности корректной оценки рисков. Возникает необходимость использования дополнительной информации о неопределенности ключевых переменных инвестиционных

проектов. В определенной мере этого удаётся достичь с использованием методов имитационного моделирования Монте-Карло.

К преимуществам метода Монте-Карло можно отнести возможность построения адаптивных моделей. Такие модели включают защитные механизмы при воспроизведении негативных состояний внешней среды, т.е. реализуют заранее заданные варианты управленческих действий, направленных на минимизацию возможного риска. Так, например, в сценариях с низкой ценой на нефть, модель должна регулировать масштабы производства или оптимизировать структуру издержек, тем самым реагируя на неблагоприятные условия. Срок продолжительности проекта также может выступать регулируемой величиной, где длительность добычи будет определяться совокупностью факторов. Построение адаптивных моделей включает в себя две стадии: подготовку модели проекта и создание правил, описывающих реакцию модели на изменения переменных факторов.

Несомненным преимуществом адаптивных моделей является возможность оценки эффекта отложенных решений. Например, на основе заранее заданных правил модель может варьировать срок ввода новых месторождений в эксплуатацию.

Применение метода статистических испытаний позволяет получить индивидуальную стохастическую характеристику проекта. Разнообразие технологических решений порождает множество альтернативных путей развития программ по интенсификации добычи. В этой связи выбор оптимальных программ интенсификации добычи можно представить в виде проблемы выбора оптимального портфеля, компонентами которого являются отдельные проекты интенсификации добычи. Тем самым, регулирование портфеля может осуществляться за счёт определения оптимального набора геолого-технических мероприятий и масштаба их внедрения.

В условиях вероятностной неопределённости основной задачей при выборе решений является максимизация экономических эффектов с учётом вероятности их осуществления. Соответственно, в отношении риска должна

выполняться параллельная задача - минимизация возможных потерь и снижение вероятности их появления в ходе реализации инвестиционной программы.

Проблема состоит в том, что, имея набор проектов, ЛПР сталкивается с необходимостью рассматривать множество их комбинаций. Например, на основе только десяти инвестиционных проектов, число возможных сочетаний составит более тысячи, а именно - 1023. В условиях многообразия инвестиционных альтернатив, необходимо сокращение числа альтернативных решений. В этих целях оправданным является использование теории Марковица, которая находит широкое применение в нефтегазовой промышленности. В теории Марковица активы характеризуются парой значений - математическим ожиданием ЧДД и дисперсией чистого дисконтированного дохода. В роли активов рассматриваются проекты. Портфели, представляют собой совокупность проектов и также характеризуются парой значений - математическим ожиданием портфеля (ОЧДЦ) и дисперсией, ассоциирующей риск портфеля. Совокупный риск портфеля определяется не только индивидуальными рисками проектов, но также взаимной ковариацией между проектами.

Преимуществом портфельной теории является способность учёта эффекта диверсификации, основанного на отсутствии у риска аддитивного свойства - добавление нового рискового актива в портфель может не приводить к росту совокупного риска в целом. Учёт эффекта диверсификации является неотъемлемым условием эффективности методов оптимизации портфеля.

Применение портфельной теории позволяет получить ограниченный набор альтернативных решений, за счёт чего количество альтернативных решений сокращается и ограничивается только эффективными портфелями. Однако основной задачей ЛПР является выбор единственного решения из множества на границе эффективности.

Оценивая последовательность эффективных портфелей, инвестор

исходит из критерия доходности и риска, при этом основная сложность состоит в нахождении оптимального паритета. Однако показатели симметричных мер риска, таких как дисперсия или стандартное отклонение в полной мере не отражают качественную специфику риска. Большее значение дисперсии часто обусловлено большей вероятностью положительных исходов. Как правило, ЧДЦ нефтегазовых проектов имеет ассиметричное распределение, что в конечном итоге приводит к ситуации, когда большее значение дисперсии не свидетельствует о реальном возрастании риска в его экономической интерпретации.Использование дополнительных критериев оценки эффективных портфелей позволит получить более качественную характеристику решений, и проследить каким образом изменяется их вероятностная специфика с ростом ОЧДЦ.

Руководствуясь целью получения обобщённой, но достоверной оценки альтернативных решений, предлагается использовать показатель условного математического ожидания:

у(х,С) = Е{х\х<су*]х/{х\х<сух (1),

где Х-случайная величина, /(^^<0)- функция условной плотности В целях дополнительной оценки риска предлагается использовать следующие функции:

V*- = < дя%)=?Ух(4г < Й0%)ЙГ (2)

у-*=Е(Х\Х > &,,„)= > в^ух (3)

виг/. - медиана случайной величины X, /(Х\Х функция условной плотности

Фактически, величина (2) представляет собой среднее тех значений ЧДД, которые могут быть достигнуты с вероятностью более 50%. Соответственно величина (3) отражает среднее тех исходов ЧДД, которые имеют,вероятность менее 50%. Предлагаемые показатели дают возможность осуществить косвенную оценку склонности инвестора к риску. Косвенный характер оценок здесь состоит в том, что существуют отличия между

предлагаемым подходом и классической теорией полезности. Инвестор менее склонный к риску примет конечное решение, в большей мере основываясь на показателе В то время, как для ЛПР склонного к риску решающим показателем будет являться критерий

Использование предложенных схем оптимизации инвестиционных программ включает следующие процедурные стадии:

1. Выбор целевых функций (например, ЧДЦ, ВНР и т.д.);

2. Подготовкаисходныхданных;

3. Анализ накопленной статистической информации, характеризующей возможные колебания параметров модели:

о Классификация параметров модели по принадлежности к

детерминированным или стохастическим величинам; о Определение типов и характеристик распределений для стохастических параметров модели ГТМ;

4. Моделирование налогового окружения;

5. Создание ценовой модели;

6. Проведение имитационного моделирования по методу Монте-Карло для каждого проекта;

7. Расчёт математического ожидания и дисперсии для каждого проекта;

8. Определение корреляционных связей между исходными проектами;

9. Установление ограничений на целевую функцию, а также, при необходимости, на дополнительные показатели эффективности;

Ю.Использование оптимизационных процедур для получения границы эффективности;

11.Расчёт условного математического ожидания для классификации полученных решений на границе эффективности;

12.Выбор конечного решения.

В третьем разделе произведена оценка эффективности методов вторичной и третичной добычи на примере российской нефтедобывающей компании ОАО "РИТЭК", на основе разработанной схемы оптимизации инвестиционной программы разработаны рекомендации по оптимальному планированию геолого-технических мероприятий НГДУ "РИТЭКнефть".

Деятельность в НГДУ «РИТЭКНефть» характеризуется применением технологий, направленных как на повышение нефтеотдачи пластов, так и на интенсификацию текущей добычи. Применяемые технологии характеризуются различным влиянием на совокупные технико-экономические показатели. В период с 2003 по 2006 годы в НГДУ «РИТЭКНефть» осуществлены следующие геолого-технические мероприятия: приобщение пластов, закачка полимера «Полисил», переход на новые объекты, перестрел пластов, гидро-разрыв пластов (ГРП), глинокислотная обработка скважин (ГКО), бурение второго бокового ствола (БВГС).

Структура дополнительной добычипо ГШ

200000 Т-

180000

160000 I

® 140000-;' О

у 120000 |

* 100000 £ х л

5 80000 х

X

о 60000

а

40000 20000 О

: !

11181

В'

4

;

......

Ш Приобщение пласта

Г! Переход на новые ооъгты

□ Перзстрел пластов ШГРП

®ГКО

□ Б8ГС

Рис. 4. Структура дополнительной добычи

Рассматривая структуру дополнительной добычи НГДУ "РИТЭКНефть" (рис. 4), можно отметить, что наибольшие её приросты были обеспечены технологиями по гидроразрыву, а также приобщением пластов. Однако оценка показателя «чистая прибыль/накопленная добыча нефти (НДН)» позволяет выявить технологии, которые обеспечивают больший уровень удельной чистой прибыли (табл. 2). Как следует из таблицы, мероприятия по ГРП имеют минимальный показатель удельной прибыли. В то же время следует отметить высокий уровень рассматриваемого показателя по таким операциям как «Перестрел» и «переход на новые объекты», хотя величина дополнительной добычи по ним в рассматриваемый период не превышала 12,2% и 13,4% от совокупной добычи по ГТМ. Отрицательное значение удельной прибыли по «БВГС» обусловлено продолжающимся технологическим эффектом, т.е. данная технология в рассматриваемом периоде ещё не окупилась. В диссертационной работе рассчитаны удельные показатели эффективности отдельных технологий, применяемых в ОАО «РИТЭК» (таблица 2).

Таблица 2. Удельные показатели эффективности применения ГТМ в НГДУ "РИТЭКНефть"

Ткни юти Ч|. 111 н <и IIIII. м 1н |П-> ■ у' - Чш ШИ прибыль. «111 р^. 11111 ■ ис И 1111 11К%|||||| ЫЦЖ! 1 ■..■■■,■■,■■■■'' 1 ч

БВГС -0.52 -1,24 2,39

ГКО 1,15 1,17 1,01

ГРП 2,28 1,61 0,71

Перестрел 17,55 2,34 0.13

Переход на новые объекты 11,83 2,40 0,20

Полисил 2,44 1,68 0,69

Приобщение пласта 73,40 2,31 0,03

Как следует из рис. 5, технологии перестрела и перехода на новые объекты характеризуются низкими инвестиционными затратами, однако обеспечивают максимальный уровень удельной чистой прибыли. Технология ГРП, которая обеспечивает максимальные приросты дополнительной добычи, напротив, характеризуется наибольшей удельной потребностью в капиталовложениях.

3

Переход на новые объекты

Приобщение

пласта ; §

2 V Полисил;

ц ф Перестрел

пластов

=

т -ю

м

20

за

50 60 70 11(1

-1

§ ввгс*

-2

Чистая прибыль / Текущие затраты руб.

Рис. 5. Соотношение удельных показателей эффективности

Между исходивши проектами существуют значительные различия по технологическому содержанию. Несмотря на это, методология экономической оценки является общей и равно применима к геолого-техническим мероприятиям вне зависимости от их специфики. Безусловно, данное упрощение не может рассматриваться в качестве правила во всём множестве возможных случаев. Однако в настоящем рассмотрении, состав переменных в проектах одинаков. Модели исходных проектов могут быть построены на основе следующих элементов (переменных): первоначальные инвестиционные затраты (К), объём дополнительной добычи (Д), цена на нефть (Д) и удельные затраты, связанные с дополнительной добычей (3). Учитывая, что внедрение ГТМ может не обеспечить объёмы дополнительной добычи, введём переменную (Ф), которая может принимать значение «I» в случае, если исход проекта обеспечил дополнительную добычу и «0», если ГТМ оказалось технологически не эффективным. Ставка дисконтирования (¿0 определена на уровне 17% и является константой. В таком случае величина чистого дисконтированного дохода имеет следующий вид:

где г - год текущей операции, Н - ставка налога на прибыль, Нндпи -ставка налога на добычу полезных ископаемых, выраженная в процентах от

(1 - ¿г

валовой выручки. Параметры налоговой системы являются константами. Для локальных переменных проектов были определены типы распределений и их параметры. Далее было осуществлено имитационное моделирование по методу Монте-Карло. В ходе имитационного моделирования был осуществлён расчет 50000 итераций по каждой рассматриваемой технологии. Отдельные статистические характеристики проектов представлены в табл. 3.

Таблица 3. Характеристики проектов

Проект Ртэ',% ОЧДЦ.тыс. руб., Риск", тыс. руб. Р(ЧДДХ>) , % ДЦ*",т. Текущие затрат"", тыс. руб.

ГРП 89 6117 8547 75 4001 2914

ГКО 83 380 891 60 339 399

«Полисил» 80 1064 1760 67 742 588

Перестрел пластов 82 6408 26669 65 3149 450

Переход 100 7304 8993 79 3847 1063

Приобщение пластов 100 37047 23149 99 17502 478

Р„ *— вероятность технологического эффекта

Риск ** — стандартное отклонение ЧДД

Р(чмро) *** ~ вероятность положительного ЧДД

ДЦ *** — ожидаемый объём дополнительной добычи

Текущие затраты*** — ожидаемый объём текущих затрат

Анализируя индивидуальные характеристики рассматриваемых проектов (таблица 3) следует отметить, что вероятность возникновения положительного экономического эффекта, т.е. ЧДД>0 по всем проектам ниже, чем вероятность получения технологического эффекта. Полученные результаты свидетельствуют о том, что наличие технологического эффекта не всегда влечёт за собой получение экономического эффекта. В соответствии с предлагаемой методикой, используя вычислительные средства, была определена последовательность портфелей, образующих границу эффективности (табл. 4). Каждый портфель представляет собой совокупность скважинных операций с заданным уровнем ОЧДД. При этом для каждого значения ОЧДД комбинация проектов, образующая

эффективный портфель, сопряжена с минимально возможной величиной стандартного отклонения (риска). В табл. 4. представлены характеристики и состав эффективных портфелей.

Таблица 4. Характеристики эффективных портфелей

ю я о Количество скважинных операций в портфеле

5 е: « I ■ о С ОЧДД, тыс. р; 1 Риск, стан. Огк/ | тыс. руб. 1 ГКО с & Перестрел пластов Переход на новые объекты Полисил Приобщение пластов Инвестиции, ты-1 рублей Дополнительна! добыча, тонн

ПФ1 21 645 ¡0906 2 0 0 0 2 0 3520 11549

ПФ2 43 290 21 812 4 1 0 1 3 1 7041 23097

ПФЗ 64935 32 719 6 1 0 1 5 __ 10570 34649

ПФ4 86 580 43 625 8 1 0 2 7 1 14080 46194

ПФ5 108 225 54 626 и 2 0 2 К 2 17623 57746

ПФ6 129 871 68 346 11 4 1 2 8 2 24511 70633

ПФ7 151516 89 338 11 7 1 2 8 2 33997 84567

ПФ8 173 161 113 977 и 11 1 2 8 2 43484 98500

ПФ9 194 806 140 355 11 14 2 2 8 2 52971 112434

ПФЮ 216451 177 275 И 15 4 2 8 2 57074 124139

Как следует из представленной границы эффективности, с ростом

ожидаемого ЧДД риск портфелей увеличивается. Для уточнения стохастических характеристик эффективных портфелей была проведена дополнительная оценка решений на основе показателей условного ожидания ЧДД. Результаты полученных оценок представлены на рис. 7.

Условное ожидание ЧДД (У<-), тыс. руб.

Рис. 7. Соотношение условных ожиданий ЧДД

Оценивая динамику соотношения условных ожиданий ЧДД (Рис. 8) нетрудно убедиться, что согласно предложенному подходу вся последовательность портфелей ПФ1-ПФ10 соответствует выбору инвестора, уклоняющегося от риска. Более детальную характеристику полученных решений можно получить оценивая вероятность превышения целевых уровней ЧДД для каждого портфеля. В результате проведения такой оценки, ЛПР обретает полную стохастическую характеристику альтернативных решений. На рис. 8 проиллюстрирована реализация указанного подхода. Например, для портфеля ПФ8 вероятность превысить ЧДД в размере 100 млн. рублей находится в диапазоне 70%-90%. Вероятность превышения указанного уровня доходности для портфеля ПФ4 составляет только 30%-40%.

а >■

р

И 7<НИ»Н а во% ео*.

О -10% 604«

в .¿да»

в

В 10%-2№»

130 ООО

11П0СЮ

90 Э00

Портфели

70X10 50X0 30 300 1й жю -1 000

Рис. 8. Стохастическая характеристика эффективных портфелей

На основе анализа рис. 8 можно установить, что решения ПФ1-ПФ10 характеризуется одновременным ростом вероятностей превышения целевых уровней.

Исходя из необходимости выбора единственного решения на границе эффективности, следует учитывать бюджетные и иные ограничения. В данном случае было установлено бюджетное ограничение на уровне 42 млн.

рублей. Из табл. 4 следует, что данному ограничению удовлетворяют решения ПФ1-ПФ7. Также было установлено, что увеличение показателя стандартного отклонения на йолученной границе эффективности вызвано совместным ростом вероятностей превышения целевых уровней. На основе этого, оптимальным решением следует признать портфель ПФ7, у которого ожидаемая величина объёма инвестирования составляет 33997 тыс. рублей.

Основные выводы и заключение

В заключении сформулированы следующие основные выводы и рекомендации:

1. При выборе методов интенсификации добычи необходимо учитывать многовариантность решения одной и той же задачи. Применяемые методы интенсификации добычи и прироста запасов характеризуются различной продолжительностью, разными уровнями риска, различной интенсивностью притоков и оттоков денежных средств (что существенно влияет па текущий выбор компаний). Сам факт положительного ЧДЦ еще не является гарантом включения рассматриваемого проекта в совокупный портфель инвестиций компании;

2. Определена необходимость учёта риска и неопределенности в исходных параметрах и получаемых результатах, что особенно важно для внедрения ПМ, где риск существенно меняется в ходе жизненного цикла как самих технологий, так и объекта их применения;

3. Произведенные в диссертационной работе расчеты показали, что выбор конечного решения, основанного на условных ожиданиях ЧДЦ, позволяет определять стохастически устойчивые конечные решения, которые могут иметь меньшую потребность в инвестиционных ресурсах. Показано также, что риск портфеля может быть сокращён за счёт вовлечения в портфель более рисковых активов. Кроме того, подчёркнута возможность формирования отложенных решений;

4. Использование предлагаемого инструментария для выбора рискованных

инвестиционных проектов позволило, исходя из статистических данных результатов применения ГТМ в одном из структурных подразделений российской инновационной топливно-энергетической компании (ООО РИТЭК), сформировать оптимальный по критериям риска и доходности план проведения скважинных операций.

5. В работе показано, что возможность учёта риска предполагает повышение роли междисциплинарного взаимодействия внутри компании, т.к. создание имитационных моделей предполагает участие, как технических, так и экономических служб.

Список работ, опубликованных по теме диссертации:

1. Матиив В. М. Стохастические методы анализа эффективности

мероприятий по увеличению нефтеотдачи, "НЕФТЬ, ГАЗ и БИЗНЕС" -

2. Матиив В. М. Разработка оптимальных управленческих решений на основе портфельной теории, "Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом" - 9/2007

3. Миловидов К. Н., Кокорев В. И. "Инновационные технологии в разведке и добыче нефти. Организация, управление, эффективность", Макс-Пресс, М. - 2008, раздел 7.2., 8.1.

4. Матиив В. М. Принципы построения адаптивных моделей нефтегазовых проектов для оценки экономической эффективности, «Проблемы экономики и управления нефтегаэ 09

8/2007

Подписано в печать:

20.11.2009

Заказ № 3129 Тираж - 120 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 www.autoreferat.ru

Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидата экономических наук, Матиив, Виталий Михайлович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕФТЕДОБЫЧИ.

1.1. Проблемы инновационного развития в российской нефтедобыче.

1.2. Технологии освоения трудноизвлекаемых запасов и методы увеличения нефтеотдачи.

1.3. Анализ применения инновационных методов добычи в России и за рубежом.

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ.

2.1. Условия экономической целесообразности внедрения инновационных технологий.

2.2. Методы планирования ГТМ в условиях риска и неопределённости.

2. 3. Портфельные методы оптимизации программы ГТМ.

ГЛАВА 3. ПЛАНИРОВАНИЕ ВНЕДРЕНИЯ ГТМ В УСЛОВИЯХ РИСКА И

НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ НА ПРИМЕРЕ ОАО «РИТЭК».

3.1. Критерии выбора решений в условиях риска и неопределенности.

3. 2. Сравнительный анализ ГТМ в НГДУ «РИТЭКНефть».

3.3. Подготовка исходных данных для моделирования геолого-технических мероприятий.

3.4. Реализация портфельного анализа для планирования оптимальной программы ГТМ в компании ОАО «РИТЭК».

Диссертация: введение по экономике, на тему "Методы планирования и оценки эффективности геолого-технических мероприятий и увеличения нефтеотдачи с учетом риска и неопределенности"

В условиях прогрессивного истощения ресурсной базы требование гарантированного энергообеспечения формирует новые приоритеты в политике недропользования. Важнейшей задачей становится рационализация процесса освоения месторождений, заключающейся в увеличении коэффициента извлечения нефти. Повышение рациональности освоения запасов нефти состоит в использовании методов интенсификации и увеличения нефтеотдачи. Отсутствие должного стимулирования со стороны государства, и, как следствие, широкой практики вовлечения современных технологий в добычу привело отечественные нефтяные компании к значительному технологическому отставанию. Российские нефтяные компании, как правило, используют традиционные методы добычи, при этом нередко игнорируют необходимость рациональной разработки запасов недр. В этих условиях актуальной задачей становится исследование конкурентоспособности современных технологий увеличения нефтеотдачи и интенсификации работы скважин.

Отсутствие методов оценки, способных учитывать специфику геолого-технических мероприятий, приводит к получению некорректных показателей экономической эффективности. Прежде всего, это обусловлено тем, что вторичные и третичные методы добычи обладают спецификой, которая не учитывается существующими методами инвестиционного анализа. Рассмотрение проблем оценки экономической эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ) предполагает развитие и совершенствование методов их анализа с целью обнаружения не явных экономических эффектов, способных существенно повысить инвестиционную привлекательность ГТМ.

Совершенствование методов оценки экономической эффективности увеличения нефтеотдачи представляет теоретический и практический интерес и является актуальной задачей.

Объектом исследования явилась рационализация эксплуатации недр на основе осуществления проектов ГТМ.

Предметом исследования явились методы оценки экономической эффективности ГТМ, инструменты оптимизации инвестиционной политики, направленные на повышение эффективности разработки недр. Цель исследования: предложить методы планирования оптимальной программы ГТМ, обеспечивающие максимальные результаты в достижении конкурентных преимуществ для российских компаний. Задачи исследования:

• Обобщить мировой опыт внедрения современных методов интенсификации добычи на основе ГТМ и методов повышения нефтеотдачи.

• Предложить методические рекомендации планирования геолого-технических мероприятий в условиях риска и неопределенности.

• На основе методов портфельного анализа провести оценку экономической эффективности программ повышения нефтеотдачи и интенсификации работы скважин.

Степень разработанности проблемы. Научно-теоретической основой работы являются труды российских и зарубежных учёных по теоретическим и практическим вопросам внедрения методов интенсификации и увеличения нефтеотдачи и оценке инвестиционных решений в условиях риска и неопределённости.

В зарубежной и отечественной научной литературе проблемы оценки нефтегазовых проектов в условиях риска и неопределённости широко рассматривались в работах: А. Ф. Андреева, В. Д. Зубаревой, В. Н. Лившица, А. С. Саркисова, С. А. Смоляка, А. Г. Шаломицкого; зарубежных ученых: В. Бэйли, Б. Коета, Дж.Р. ДеБуе, Дж. Ховел, Ф. Ламб, П. Розе.

Прикладные аспекты применения методов увеличения нефтеотдачи подробно исследованы российскими авторами: А. А. Боксерманом, Н. М. Байковым, В. И. Грайфером, Е. А. Козловским, К. Н. Миловидовым, В. П. Соломиным, В.В. Шелеповым.

Методологическими и теоретическими основами диссертации послужили теоретические разработки в области инвестиционного и проектного анализа, а также прикладные аспекты применения проектов увеличения нефтеотдачи пластов. Информационной основой для проведенного исследования явились статистические бюллетени российских и зарубежных нефтяных компаний, материалы международных конференций. Основные результаты диссертационного исследования и их научная новизна:

1. Выполнена классификация, анализ и оценка современных технологий, применяемых в зарубежной нефтяной промышленности, направленных на повышение нефтеотдачи и интенсификацию добычи нефти;

2.Дана оценка геолого-экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН) на примере отдельных стран;

3. Предложена методика определения экономической эффективности совокупности проектов вторичной и третичной добычи с использованием оригинальных подходов к учету риска и неопределенности.

4. Проведен анализ экономической эффективности мероприятий по интенсификации работы скважин на примере российской инновационной топливно-энергетической компании (РИТЭК).

5. Предложены рекомендации в области оптимального планирования мероприятий по интенсификации добычи нефти на уровне нефтяной компании.

Практическая значимость выполненного исследования. Результаты диссертационного исследования могут быть использованы отечественными нефтегазовыми компаниями в целях совершенствования методов оценки инвестиционной привлекательности проектов интенсификации добычи и проектов увеличения нефтеотдачи пластов.

Апробация и внедрение результатов исследования. По теме диссертации автором опубликовано 3 статьи, в том числе в изданиях, рекомендованных ВАК, - 2 статьи.

Структура и объём диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, трёх глав, заключения и списка использованной литературы. Объём диссертационной работы — 110 стр., в том числе 37 рис. и 15 таблиц.

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", Матиив, Виталий Михайлович

Выводы и рекомендации

В заключении сформулированы следующие основные выводы и рекомендации:

1. При выборе методов интенсификации добычи необходимо учитывать многовариантность решения одной и той же задачи. Применяемые методы интенсификации добычи и прироста запасов характеризуются различной продолжительностью, разными уровнями риска, различной интенсивностью притоков и оттоков денежных средств (что существенно влияет на текущий выбор компаний). Сам факт положительного ЧДД еще не является гарантом включения рассматриваемого проекта в совокупный портфель инвестиций компании;

2. Определена необходимость учёта риска и неопределенности в исходных параметрах и получаемых результатах, что особенно важно для внедрения ГТМ, где риск существенно меняется в ходе жизненного цикла как самих технологий, так и объекта их применения;

3. Произведенные в диссертационной работе расчеты показали, что выбор конечного решения, основанного на условных ожиданиях ЧДД, позволяет определять стохастически устойчивые конечные решения, которые могут иметь меньшую потребность в инвестиционных ресурсах. Показано также, что риск портфеля может быть сокращён за счёт вовлечения в портфель более рисковых активов. Кроме того, подчёркнута возможность формирования отложенных решений;

4. Применение принципов адаптивного моделирования позволяет повысить объективность оценки экономической эффективности ГТМ;

5. Использование предлагаемого инструментария для выбора рискованных инвестиционных проектов позволило, исходя из статистических данных результатов применения ГТМ в одном из структурных подразделений российской инновационной топливно-энергетической компании (ООО РИТЭК), сформировать оптимальный по критериям риска и доходности план проведения скважинных операций.