Проблемы бизнес-прогнозирования добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений и инструменты их решения тема диссертации по экономике, полный текст автореферата

Автореферат диссертации по теме "Проблемы бизнес-прогнозирования добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений и инструменты их решения"

На правах рукописи

ТАРАСЮК ВАСИЛИЙ МИХАЙЛОВИЧ

ПРОБЛЕМЫ БИЗНЕС-ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ИНСТРУМЕНТЫ ИХ РЕШЕНИЯ

Специальность 08.00 05 - Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами - промышленность)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора экономических наук

ООЗ

Москва - 2007

003162506

Работа выполнена в Уфимском филиале Института экономики Уральского отделения Российской академии наук

Официальные оппоненты: доктор экономических наук, профессор Гужновский Л П.

доктор экономических наук, профессор Кузовкин А.И. доктор экономических наук Макаров А В.

Ведущая организация* Совет по изучению производительных сил Министерства экономического развития и торговли РФ и Российской академии наук

Защита состоится 13 ноября 2007 г. на заседании диссертационного Совета Д 212.200.13 при Российском государственном университете нефти и газа им И М. Губкина в « 15 » часов в ауд. 1318.

Ваши отзывы и заключения на автореферат и диссертацию в двух экземплярах с подписью, заверенной гербовой печатью, просим направлять по адресу 119991, ГСП-1, 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 « УЛ» 2007 года

Ученый секретарь диссертационного Совета,

доктор экономических наук, профессор с Ж^— В Д Зубарева

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертационного исследования

Санкт-Петербургский план действий в области глобальной энергетической безопасности, принятый лидерами С 8 16 июля 2006 г для ее укрепления в части нефтегазодобывающей промышленности, предусматривает следующие основные направления

- наращивание объема доказанных запасов углеводородов темпами, опережающими их истощение, и повышение нефтеотдачи месторождений,

- повышение эффективности нефте - и газодобычи,

- разработка единых стандартов отчетности о запасах нефти;

- создание финансовых и налоговых стимулов, способствующих внедрению энергоэффективных технологий, а также расширению масштабов применения уже существующих технологий в этой области,

- снижение до минимального уровня сжигания попутного газа в факелах и расширение его использования.

Исследования в области стабилизации добычи нефти, совершенствования методических подходов к прогнозированию разработки месторождений на поздней стадии их эксплуатации и инструментария при составлении прогнозов выработки истощенных продуктивных пластов призваны помочь решить часть этих проблем

В настоящее время на большинстве нефтегазодобывающих предприятий Российской Федерации в эксплуатации находятся месторождения с падающей добычей нефти (в поздней стадии разработки), а также с трудноизвлекаемыми запасами нефти Остаточные нефтенасыщенные толщины пластов на этих месторождениях, как правило, неравномерны и сосредоточены в зонах с низкими накопленными и текущими отборами нефти и жидкости, часто приурочены к отдельным линзам. Успешная доразработка подобных объектов возможна только с использованием высокоэффективных, научно и экономически оправданных методов воздействия на продуктивные пласты В настоящее время насчитывается более 300 методов увеличения нефтеотдачи (МУН). На объектах поздней стадии разработки ежегодно проводится более десяти тысяч скважино-операций по увеличению нефтеотдачи Однако в большинстве случаев экономическая оценка и прогнозирование технологической эффективности этих сложных в инженерном отношении работ проводится без системного экономического и эконометрического инструментария, что значительно снижает их эффективность. Это вызвано, прежде всего, отсутствием научно-обоснованной методики прогнозирования экономической эффективности МУН в различных условиях разработки нефтяных объектов, математического аппарата оценки результатов их реализации при разнородности эксплуатационных объектов, а также многочисленностью критериев оценки, определяющих применимость МУН. При этом необходимо иметь ввиду, что данные о приросте добычи нефти одним и те

же видом МУН на одном и том же объекте разработки зачастую не только не совпадают, но и значительно различаются, в связи с чем непредсказуемо меняются показатели экономической эффективности применения МУН. При значительном числе разнородных разрабатываемых объектов и большом наборе комплексов МУН резко усложняется проблема разработки экономически обоснованных планов проведения мероприятий по увеличению нефтедобычи. Качество стратегического планирования в нефтедобыче снижается из-за отсутствия методики определения влияния проводимых мероприятий по увеличению нефтеотдачи на экономические показатели производственно-хозяйственной деятельности нефтегазодобывающих предприятий, разрабатывающих истощенные месторождения углеводородов.

Важное значение для повышении экономической эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии их эксплуатации имеет создание финансовых и налоговых условий, способствующих увеличению нефтеотдачи пластов

Степень разработанности темы исследования

Проблемы бизнес-прогнозирования и планирования деятельности нефтегазодобывающих предприятий, разрабатывающих нефтяные месторождения на поздней стадии их эксплуатации, являются достаточно сложными и многоаспектными, что объясняет интересы широкого круга отечественных и зарубежных ученых к данным проблемам.

Общими проблемам стратегического планирования и бизнес-прогнозирования уделяли внимание Л И Абалкин, Р.Л Акофф, И Ансофф, М.М Алексеева, Ю П. Анискин, Л Е Басовский, М И Бухалков, Л П.Владимирова, О С Виханский, Л А Дедов, Б Карлофф, К Д Льюис, А А Лихачев, Д С Львов , Т.Г Морозова, Н А Платонова, В М Попов, М.Портер, А И Татаркин, Р А Фархутдинов, М Хаммер, Д Хан, Д Е Ханк и др

Вопросам совершенствования планирования деятельности нефтегазодобывающих предприятий, экономическим проблемам поздней стадии разработки месторождений посвящены работы С.В Алафинова, В.Ю. Алекперова, АФАндреева, ВЕАндреева, ИВ Андроновой, СД Богданова, Н А Волынской, М.Х Газеева, Н.Х Газеева, Ф Р Галиуллина, В.И Грайфера, Л П Гужновского, О М Ермилова, В Ф Дунаева, С А Жданова, Р А Зайнутдинова, С А. Заца, В Д Зубаревой, Б П Иваненко, В В Калинина, Р.М Каримова, В Г Карпова, С П Колчина, Н Ю Коробейникова, Ю А Котенева, Э А Крайневой, А П Крылова, Н Н. Лукьянчикова, В Д Лысенко, А В.Макарова, А К Максимова, К Н Миловидова, Р X Муслимова, И А Пономаревой, В В. Пленкиной, С М Рохлина, ЕН Сафонова, Р Г Рамазанова, Ш Ф Тахаутдинова, Ю К Шафраника, БЗФатгахова, НШ Хайрединова, ЭМ. Халилова, НИ. Хисамутдинова, РС Хисамова, В.А.Ягуткина и др

В разработку инструментов прогнозирования деятельности предприятий в условиях многофакторной зависимости и неопределенности внесли значительный

вклад Ф Г Адаме, С.А Айвазян, Т.Андерсон, Б.А Барсук, Е В.Бережная, В П.Боровиков, А.Т.Гринберг, Б.С.Венцель, В Я Гельман, В.В Глущенко, Б В Гнеденко, В Е Гмурман, А.М Дубров, И.И. Елисеева, Н.И Захарченко, Г И Ивченко, ЭКейн, В.Г Кильдишев, АН Колмогоров, РЯ.Кучумов, Л.Д. Мешапкин, Ф Миллс, И М Михеев, В С Мхитарян, Б.Г Рябушкин, С.А Саркисян, ЭФ. Сигел, ВНТамашевич, Г Тейл, Л.Л. Терехов, Д Тьюки, А А Уолтере, Е.М Четыркин и др.

Несмотря на многосторонние исследования проблем бизнес-прогнозирования, многие вопросы эффективного использования их результатов в нефтегазодобыче по-прежнему не решены, часто являются дискуссионными и неоднозначными. Требуют дальнейшего совершенствования методы определения технологической эффективности мероприятий по повышению нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений, учет разностороннего влияния многочисленных факторов на прирост добычи нефти при различных способах воздействия на продуктивные пласты. Требуют дальнейшего осмысления проблемы оценки экономической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи, вопросы оптимизации планов проведения различных мероприятий по стабилизации добычи нефти на отдельных объектах разработки истощенных месторождений и многие другие Возрастающий интерес к проблемам комплексного использования ресурсов нефтегазодобывающих предприятий при современном состоянии сырьевой базы страны обусловили выбор темы диссертационного исследования и определили структуру представленной диссертационной работы.

Цель и задачи исследования

Целью диссертационной работы является разработка теоретико-методологических положений для решения важной народнохозяйственной проблемы развития и совершенствования инструментария прогнозирования экономических результатов деятельности нефтегазодобывающих предприятий при эксплуатации истощенных нефтяных месторождений.

Для достижения этой цели в работе поставлены и решены следующие основные задачи.

- исследованы современные тенденции и перспективы развития нефтедобычи, основные особенности и проблемы разработки нефтяных месторождений в РФ,

- систематизированы существующие методы прогнозирования, определены особенности бизнес-прогнозирования и планирования деятельности нефтегазодывающих предприятий в современных условиях;

- разработаны инструменты одно- и многомерного анализов результатов применения методов увеличения нефтеотдачи на поздней стадии эксплуатации месторождений и использования их в бизнес-прогнозировании,

- проанализированы существующие подходы к оценке экономической эффективности затрат на повышение нефтеотдачи и обоснована область их использования для планирования конечных экономических показателей применения МУН,

- разработана методика построения эконометрических моделей для прогнозирования итоговых показателей деятельности добывающего предприятия, осуществляющего мероприятия по повышению нефтеотдачи на поздней стадии эксплуатации нефтяных месторождений,

- изучены возможности оптимизации прогнозных графиков выполнения МУН на истощенных нефтяных месторождениях в зависимости от геолого-технических особенностей объектов разработки и наличия ресурсов для их проведения

Объектом исследования являются результаты производственно-хозяйственной деятельности нефтегазодобывающих предприятий Башкортостана, Татарстана и Западной Сибири, разрабатывающих истощенные месторождения с применением методов увеличения нефтеотдачи

Предметом исследования являются проблемы, связанные с прогнозированием технологической и экономической эффективности применения различных методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки, и оптимизацией использования ресурсов соответствующих нефтегазодобывающих предприятий

Научная новизна исследования

1 Сформулированы концептуальные положения бизнес-прогнозирования добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений

- уточнено место прогноза в общей системе «бизнес-прогнозирование -стратегическое планирование - бизнес-планирование - перспективное планирование - текущее планирование - оперативное планирование»,

- проведена классификация методов прогнозирования в нефтедобыче с учетом уникальной сложности процесса разработки месторождений углеводородов,

- выявлены особенности применения квалитативных и квантитативных методов прогнозирования в нефтедобыче,

- разработаны общие подходы к использованию моделей прогнозирования динамики экономических показателей эксплуатации нефтяных месторождений на поздней стадии освоения.

2. Уточнен понятийный аппарат, применяемый в сфере увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов истощенных нефтяных месторождений и дана авторская классификация методов увеличения нефтеотдачи

3 Разработаны общие принципы сбора и обработки информации о ходе эксплуатации месторождений с учетом результатов проведенных мероприятий по

увеличению нефтеотдачи, включая редукцию или уплотнение исходных данных, построение прогнозной модели и ее оценку, экстраполяцию полученной выбранной модели (осуществление прогноза) и оценку полученного результата

4 Предложена методика определения прогнозных показателей эффективности мероприятий по повышению нефтеотдачи продуктивных пластов любого уровня доверительной вероятности с использованием одномерной статистики, которая включает в себя.

- выявление характера распределения частот наблюдаемых значений прироста добычи нефти, достигнутого с использованием наиболее распространенных методов увеличения нефтеотдачи и их отклонений от нормального распределения;

- подбор к фактическому частному распределению результатов проведенных наблюдений известных теоретических распределений,

- определение ожидаемых приростов добычи нефти при применении того или иного метода увеличения нефтеотдачи на рассматриваемом объекте разработки с заранее заданной величиной доверительности

5 Разработаны методы формирования эконометрических моделей прогнозирования показателей экономической эффективности применения отдельных видов МУН при большом числе независимых переменных, характеризующих природные особенности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии, с их трудно предсказуемым влиянием на конечные результаты

6 Определены основные факторы, влияющие на результаты интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений. На основе анализа и обработки геолого-технической и экономической информации о результатах внедрения МУН на ряде добывающих предприятий Волго-Урапа и Западной Сибири выявлены наиболее значимые технико-экономические показатели эффективности их применения в рамках нефтегазодобывающего предприятия, такие как прирост дебита добывающих скважин по нефти, дополнительный годовой объем добычи нефти по скважинам, объем дополнительной добычи нефти по объекту разработки, снижение себестоимости добычи нефти, прирост чистой прибыли, чистого дисконтированного дохода и ДР

7 Выявлены возможности применения различных абсолютных, относительных и временных критериев оценки экономической эффективности инвестиций применительно к использованию МУН на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. В частности, в работе обосновывается, что затраты нефтегазодобывающих предприятий на осуществление МУН, несмотря на существующие возможности отнесения их на себестоимость добычи (в соответствии с налоговым законодательством), по своему экономическому содержанию в большинстве случаев являются инвестициями. Теоретически, при экономической оценке этих инвестиций следует учитывать, что она соответствуют понятию как эффективности инвестиций в освоение остаточных запасов месторождения (учет этих затрат в общем бизнес-плане дальнейшей

разработки месторождения), так и понятию маржинальной эффективности инвестиций (при их оценке применительно к отдельной скважино-операции) Особенностью оценки эффективности инвестиций в осуществление МУН применительно к отдельной скважино-операции является необходимость учета степени сокращения добычи нефти на месторождении в будущем в результате ее проведения, что должно находить отражение в формировании соответствующего денежного потока

8 Предложена экономико-математическая модель целочисленного программирования для оптимизации прогнозных ¡рафиков проведения МУН при значительном числе разрабатываемых объектов и разнообразных методах воздействия на продуктивные пласты, позволяющая целенаправленно управлять внедрением мероприятий по увеличению нефтеотдачи на нефтегазодобывающем предприятии при разработке истощенных нефтяных месторождений

9. Проведен анализ действующего законодательства с точки зрения возможности применения льготного налогообложения добычи нефти по нефтяным месторождениям, находящимся в поздней стадии разработки, и выдвинуты предложения по его совершенствованию.

Практическая ценность диссертационного исследования состоит в том, что предложенные автором концептуальные подходы к бизнес-прогнозированию могут быть использованы на разных уровнях управления нефтегазовым бизнесом.

- нефтегазодобывающими предприятиями и нефтяными компаниями при разработке и корректировке прогнозов и стратегических планов добычи нефти на истощенных нефтяных месторождениях,

- федеральными и региональными органами управления при разработке законопроектов и поддержке инновационных программ в сфере рационального использования природных ресурсов,

- в учебном процессе при подготовке специалистов для нефтедобывающей промышленности

Реализация результатов исследования

Основные положения диссертационной работы реализованы'

- при подготовке законодательных материалов в Комитете по природным ресурсам и природопользованию Государственной Думы РФ,

- при обосновании стратегических и тактических планов разработки нефтяных месторождений на поздней стадии, в частности в НК «Лукойл» и ее структурных подразделениях,

- в учебно-методических разработках, внедренных в образовательный процесс подготовки экономистов и менеджеров для нефтяной и газовой промышленности.

Научная апробация результатов исследования

Основные положения и результаты диссертационного исследования неоднократно представлялись автором на семинарах, совещаниях и конференциях различных уровней, в том числе международных («Проблемы нефтегазовой отрасли» - Уфа, 1998), «Проблемы нефтегазового комплекса России» - Уфа, 1998, «Инвестиции в Республике Башкортостан» - Уфа, 1999, «Нефть и газ Западной Сибири» - Тюмень, 2003), всероссийских («Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортирования нефти и газа на основе современных информационных технологий» - Тюмень, 1998, «Управление экономикой: методы, модели, технологии» - Уфа, 2002; «Технолого-инструментальные новации в управлении топливно-энергетическим комплексом макро-, мезо- и микроуровень» - Тюмень, 2005, 2006, «Приоритетные национальные проекты и государственно-частное партнерство» - Москва, 2006)

Публикации

Результаты исследования отражены в 29 публикациях автора, в том числе в трех монографиях, статьях и научных докладах. Общий объем публикаций составляет 62п л, авторских - 45,3 п л.

Структура диссертации Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения, списка использованных источников и приложений.

Во введении обосновывается актуальность и состояние изученности исследуемой проблемы, сформулированы цель и задачи, определены объект и предмет исследования, отмечены научная новизна полученных результатов, их практическая значимость и апробация работы

В первой главе «Методы бизнес-прогнозирования и внутрифирменного планирования» дается характеристика общих задач и особенностей бизнес-прогнозирования и планирования деятельности предприятий в современных условиях, определены существующие методы бизнес-прогнозирования и внутрифирменного планирования, выявлены их преимущества и недостатки.

Во второй главе «Инструменты бизнес-прогнозирования и одномерного анализа исходной информации в нефтедобыче» определены этапы бизнес-прогнозирования, выявлены особенности сбора и первичной обработки исходной информации и ее одномерного анализа при бизнес-прогнозировании в нефтяной промышленности, разработаны методы определения класса распределения данных и приемы их оценки при прогнозировании, рассмотрены проблемы использования параметров распределений при бизнес-прогнозировании в нефтедобыче, даны примеры одномерного анализа исходной информации в нефтедобыче

В третьей главе «Методические приемы построения моделей прогнозирования» излагаются методики выбора прогнозных моделей и построения простейших эконометрических моделей, методы решения вопросов оценки эконометрических моделей, методика построения многомерных

эконометрических моделей, приводится примеры решения и анализа эконометрических моделей.

В четвертой главе «Исследование состояния и методов оценки эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений» предлагается классификация методов увеличения нефтеотдачи на истощенных месторождениях, дается анализ масштабов применения методов увеличения нефтеотдачи в нефтяных компаниях, эксплуатирующих месторождения на поздней стадии разработки, обоснование подходов к оценке технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи

В пятой главе «Прогнозирование эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи на поздних стадиях разработки месторождений» излагается методика прогнозирования дополнительного прироста добычи нефти при проведении физико-химических и химических видов МУН, в качестве примера анализируются результаты глино-кислотной обработки (ГКО) призабойной зоны скважин на основных месторождениях 11111 «Когапымнефтегаз» и определяются прогнозные величины прироста добычи нефти после проведения указанных мероприятий по повышению нефтеотдачи продуктивных пластов

В шестой главе «Выбор оптимальных решений при проведении мероприятий по увеличению нефтеотдачи на поздних стадиях разработки месторождений» анализируются существующие методы и предлагается авторский подход к определению экономической эффективности различных способов обработок призабойных зон добывающих скважин, излагается методика прогнозирования графика проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений.

В заключении сформулированы основные выводы и рекомендации по выполненному исследованию

ОСНОВНЫЕ НАУЧНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ, ВЫНОСИМЫЕ НА ЗАЩИТУ

1 Сформулированы концептуальные положения бизнес-прогнозирования добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений, включающие в себя: уточнение места прогноза в общей системе «бизнес-прогнозирование - стратегическое планирование - бизнес-планирование - перспективное планирование - текущее планирование -оперативное планирование»; классификацию методов прогнозирования в нефтедобыче с учетом уникальной сложности процесса разработки углеводородных месторождений; основные принципы определения прогнозных показателей эффективности методов увеличения нефтеотдачи истощенных продуктивных пластов.

Нефтяная отрасль является ведущей в России до половины бюджета государства формируется за счет нефтяной промышленности, большая часть

поступлений идет от международной торговли (до 60% по углеводородному сырью в целом и, примерно, 50% по нефти).

Россия обладает значительными доказанными запасами нефти. По современным данным Россия занимает седьмое место в мире по запасам нефти, уступая Саудовской Аравии, Ираку, Ирану, ОАЭ, Кувейту и Венесуэле. Объем доказанных запасов по международной классификации - более 8 млрд. тонн, или 3,73% мировых доказанных запасов.

Нефтяная промышленность Российской Федерации за годы реформирования экономики страны прошла путь глубоких преобразований и в настоящее время является одной из адаптированных к функционированию в условиях рыночных отношений

Анализ путей становления российской нефтяной промышленности в условиях перехода к рыночной экономике за 1995 - 2006 гг. позволяет выделить два характерных периода ее функционировании.

Первый период, охватывающий 1995 - 1999 гг., не сопровождался даже простым воспроизводством запасов углеводородного сырья (табл. 1)

Таблица 1

Динамика основных показателей нефтяной промышленности в 1995-1999 гг.

Показатели Год

1995 1996 1997 1998 1999

Добыча нефти, включая газовый конденсат, млн т 306,8 301,2 305,6 303,2 305,1

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин на конец года, тыс.скв. из них действующих 142,7 112,2 139,2 110,6 138,4 109,9 133,3 105,6 150,2 119,4

Среднесуточный дебит действующих скважин, т/скв 7,5 7,3 7,3 7,4 7,5

Объем эксплуатационного бурения на нефть и газ, млн м 10,3 7,2 7,6 5,2 5,4

Объем разведочного бурения на нефть и газ, млн м 1,4 1,4 1,4 1,2 1,2

Прирост запасов нефти, млн т 155,0 217,0 235,0 213,0 268,0

Восполнение добычи нефти приростом запасе^ нефти, % 50,5 72,0 76,9 70,2 87,8

Экспорт нефти, млн т 125,6 125,0 126,1 135,3 131,8

Удельный вес экспорта нефти в общей добыче, % 41,7 41,5 41,2 44,5 43,6

Цена нефти на мировом рынке, $США/бар 17,0 20,7 19,1 12,7 17,9

Процесс воспроизводства в нефтяной промышленности в 1995 - 1999 гг. сопровождалось годовыми уровнями добычи в пределах 301 - 306 млн т, стабилизацией действующего фонда нефтяных скважин и их производительности Объемы разведочного бурения не обеспечивали восполнение отбираемых запасов нефти.

Экспорт нефти составлял 41 - 44 % от ее общей добычи при относительно низких и стабильных уровнях мировых цен на нефть. Сложившаяся мировая конъюнктура мировых цен на нефть не обеспечивала отечественной нефтяной промышленности достаточных инвестиций для технического перевооружения и широкого применения методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов

Второй период, охватывающий 2000-2006 гг, характеризуется более высокими темпами воспроизводства запасов в нефтяной промышленности России (табл 2)

Таблица 2

Динамика основных показателей нефтяной промышленности в 2000-2006 гг.

Показатели Год

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Добыча нефти, включая газовый конденсат, млн т 323,7 348,1 379,6 421,3 458,8 470,0 480,5

Годовой прирост добычи нефти, млн т 18,5 24,5 31,5 41,7 37,5 11,2 10,5

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин на конец года, тыс скв из них действующих 150,8 122,4 156,0 127,9 155,1 124,7 152,4 121,6 152,5 122,0 152,6 122,6 155,2 128,0

Среднесуточный дебит действующих скважин, т/скв 7,5 7,7 8,3 9,4 10,1 10,3 10,5

Объем эксплуатационного бурения на нефть и газ, млн м 8,3 7,7 7,7 7,9 8,4 9,2 11,7

Объем разведочного бурения на нефть и газ, млн м 1,0 1,1 0,7 0,6 0,6 0,6 0,7

Прирост запасов нефти, млн т 302,0 316,0 254,0 269,0 230,0 424,0 580,0

Восполнение добычи нефти приростом запасов нефти, % 93,0 91,0 67,0 64,0 50,0 90,0 121,0

Экспорт нефти, млн т 145,0 153,0 173,0 209,8 257,4 260,0 249,9

Удельный вес экспорта нефти в общей добыче, % 45,0 44,0 46,0 50,0 56,0 55,0 52,0

Цена нефти на мировом рынке, $С1ИА/бар 28,5 24,4 25,0 28,5 38,2 54,5 65,1

Анализ приведенных данных показывает, что основным фактором, обусловившим рост добычи нефти в стране, явился опережающий рост мировых цен нефти, который стимулировал добычу нефти на открытых (старых) месторождениях и эксплуатацию малоэффективных запасов нефти и дал возможность увеличить экспортные поставки на мировой рынок В свою очередь это позволило нефтяным компаниям направить значительную часть прибыли на

техническое перевооружение отрасли, обеспечившее наращивание применения методов интенсификации добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов.

Однако в условиях систематического отставания восполнения запаов нефти, которое за 1995 - 20068 г.г. составило 94б млн. т, и значительного увеличения нефтяных месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки, потенциальные возможности наращивания добычи нефти в России в ближайшие годы вероятно будут исчерпаны

Характерной особенностью поздней стадии разработки нефтяных месторождений является качественно изменяющийся состав остаточных запасов нефти. Остаточные извлекаемые запасы, как правило, приурочены к малопродуктивным и водонефтяным зонам месторождений, которые имеют неблагоприятные геолого-физические и гидродинамические факторы, снижающие эффективность разработки. Все это приводит к уменьшению темпов отбора нефти и ухудшению всех технико-экономических показателей деятельности нефтедобывающих предприятий. Падает фондоотдача и увеличивается себестоимость добычи нефти Для основных нефтедобывающих регионов характерно то, что запасы в высокопроницаемых коллекторах практически выработаны Остаточные запасы сосредоточены в низкопроницаемых прослоях и тупиковых зонах. В сочетании с естественным снижением годовых объемов добычи нефти требуется все больше затрат на извлечение нефти и закачку, а затем отбору воды, что приводит к снижению рентабельности нефтедобывающего производства

Для выработки остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях используются новые технологии воздействия на продуктивные пласты со значительно большими затратами финансовых и материально-технических ресурсов, нежели при использовании традиционных систем разработки.

Одной из основных проблем на этой стадии разработки нефтяных месторождений является прогнозирование прироста добычи нефти при проведении различных мероприятий по увеличению нефтеотдачи. Несмотря на значительные успехи промысловой геофизики, достигнутые в последние годы, информация о текущем состоянии разработки эксплуатируемых пластов обычно остается неполной, что затрудняет создание и постоянное обновление многомерных детерминированных моделей фильтрации продуктивных пластов. Поэтому при прогнозировании эффективности проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи на практике специалисты нефтегазодобывающих предприятий пользуются в основном специально разработанными кривыми вытеснения (Привердян АМ, Пермяков ИГ и др.), либо корреляционно-регрессионным анализом, причем чаще всего применяют данный вид анализа не совсем корректно. Одним из важнейших условий применимости корреляционно-регрессионного анализа является нормальность распределения всех исходных данных, однако на практике данное условие выполняется крайне редко

Попытки использовать для прогнозирования эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи нормы прироста добычи нефти по различным способам

воздействия на продуктивные пласты на нефтегазодобывающих предприятиях Республики Татарстан (наиболее развитых с точки зрения применения методов стабилизации добычи нефти на поздних стадиях разработки месторождений) оказались безуспешными (ошибка превышает 100%) Динамика прироста добычи нефти за счет применения методов увеличения нефтеотдачи на крупнейшем нефтяном месторождении Татарстана - Ромашкинском представлена на рис 1 Следует отметить, что как в Республике Татарстан, так и в целом по стране, остается нерешенным вопрос о доле успешности проведения указанных мероприятий Тьют

4500 4000 3500 3000 2500 2000

34741-

-2401

2620

"2770

/ШЪ

410)

1:52

1500 1000 500

938-

823

1140

" 1322 1801

1178

О то> О)

О) О)

со

СП

о>

а

ш

СП

о>

с- «о о

СП 01 СП о> о> О)

О т- СМ ООО ООО

см ем см

Годы

Рис 1 Динамика дополнительной добычи нефти от применения методов увеличения нефтеотдачи по Ромашкинскому месторождению

В диссертационной работе отмечается, что развитие прогностики как науки в последние десятилетия привело к созданию множества методов, процедур, приемов прогнозирования, неравноценных по своему значению По оценкам зарубежных и отечественных специалистов в настоящее время насчитывается свыше ста методов прогнозирования, в связи с чем перед специалистами возникает задача выбора методов, которые давали бы адекватные прогнозы для изучаемых процессов При этом указываются следующие принципиальные проблемы, возникающие при прогнозировании

- определение необходимых и достаточных параметров для оценки состояния исследуемой предметной области,

- преодоление так называемого «проклятья размерности» Желание учесть в модели как можно больше показателей и критериев оценки может привести к тому, что требуемая для ее решения компьютерная система вплотную

приблизится к «пределу Тьюринга» (ограничению на быстродействие и размеры вычислительного комплекса в зависимости от количества информации, обрабатываемой в единицу времени),

- наличие феномена «надсистемности» Взаимодействующие системы прогнозирования образуют систему более высокого уровня, обладающую собственными свойствами, что делает принципиально недостижимой возможность надсистемного отображения и целевых функций с точки зрения систем, входящих в состав надсистемы Предлагаются следующие подходы к прогнозированию эффективности мероприятий по стабилизации добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений.

• выявление характера распределения частот прироста добычи нефти при проведении того или иного мероприятия по увеличению нефтеотдачи на данном объекте разработки1,

• выбор класса известного теоретического распределения ближайшего к наблюдаемому фактическому и определение доверительного интервала медианы как основы прогнозирования,

• определение наиболее значимых факторов, влияющих на прирост добычи нефти при проведении рассматриваемого способа увеличения нефтеотдачи данного объекта разработки и построение эконометрической модели,

• прогнозирование эффективности способов стабилизации добычи нефти с помощью одномерного и многомерного эконометрического моделирования с заданной степенью достоверности результатов,

• составление прогнозных планов выполнения работ по увеличению нефтеотдачи объектов разработки с учетом ресурсных возможностей нефтегазодобывающего предприятия и ожидаемых цен реализации углеводородного сырья

2. Уточнен понятийный аппарат, применяемый в сфере увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов истощенных нефтяных месторождений и дана авторская классификация методов увеличения нефтеотдачи.

В настоящее время насчитывается несколько сот наименований методов увеличения нефтеотдачи (исключая традиционные перфорационные, буровые и другие работы), которые чаще объединяют в следующие группы: физические, физико-химические и химические методы. В свою очередь физические методы подразделяют на тепловые (термические), гидродинамические, акустические и механические Физические методы в основном используют для размягчения и удаления из призабойной зоны скважины твердых мелкодисперсных частиц В частности, тепловые методы основываются на повышении температуры в пласте

1 Здесь и далее под объектом разработки понимается один или несколько продуктивных пластов нефтяного месторождения, выделенных исходя из геолого-технических и экономических соображений дня эксплуатации единой системой скважин

вокруг скважины и используются в продуктивных отложениях, насыщенных высоковязкими нефтями с повышенным содержанием парафина.

Многие специалисты выделяют в группе физико-химических методов обработку призабойной зоны продуктивного пласта Так, в последние годы широкое распространение получили комплексные методы воздействия на продуктивные пласты. Одним из таких методов является технология освоения, повышения продуктивности, реанимации скважин с использованием комплексного виброволнового и депрессионно-химического воздействия на призабойную зону пласта

При существующем многообразии методов увеличения нефтеотдачи естественно возникает вопрос об их классификации. Однозначная классификация мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов, по нашему мнению, должна основываться на сопоставлении терминологии, применяемой в разных российских и зарубежных нефтяных компаниях Можно заметить, что в настоящее время применяется множество терминов с разным толкованием одних и тех же технологических процессов добычи нефти, кроме того, в отечественной литературе наблюдается путаница понятий, связанных с наименованием отдельных технологических процессов извлечения нефти из продуктивных пластов с применением методов увеличения нефтеотдачи

В частности, целым рядом исследователей предлагается следующая классификация методов увеличения нефтеотдачи, первичные, вторичные и третичные К первичным методам относят те процессы добычи нефти, которые основаны на естественной энергии пласта, то есть водонапорный, упругий, газовый режимы эксплуатации скважин и различные их комбинации Все процессы, основанные на закачке в продуктивный пласт воды, отнесены к вторичным методам увеличения нефтеотдачи Третичными по этой классификации названы методы, основанные на модификации вторичных методов, а также использующие самостоятельные способы интенсификации процессов извлечения нефти.

По мнению автора под способами увеличения нефтеотдачи следует понимать технологии, которые увеличивают степень нефтеизвлечения (коэффициент нефтеотдачи) за счет повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, включая обработки призабойной зоны пласта, улучшающие или восстанавливающие характеристики призабойной зоны, которые позволяют извлекать предусмотренные в проекте разработки запасы

В данном исследовании основное внимание уделяется способам увеличения нефтеотдачи, которые увеличивают степень нефтеизвлечения (коэффициент нефтеотдачи) за счет повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин при соблюдении основных параметров принятого проекта разработки. При этом учитывается, что ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта может наступить в процессе эксплуатации скважин вследствие набухания глин, выпадения различных солей из пластовых вод, образования стойких эмульсий, отложения смол, парафинов и продуктов коррозии в фильтровой части ствола скважины, а также из-за гидратации пород

При этом учитывается, что изменение коллоидного состояния нефти связано в основном с коагуляцией твердых парафинов Выпадение осадков в пористой среде влияет на фильтрационные характеристики пластов и приводит к их консервации. Аномалии химического состав^ связаны с выпадением твердых парафинов при охлаждении пласта закачиваемой водой В остаточной нефти увеличивается доля масел, так как высокомолекулярные парафиновые углеводороды являются их основной частью. В результате диспропорционирования компонентов добываемые нефти обогащаются смолисто-асфапьтеновыми компонентами. Процесс парофиноотложения является следствием прокачки больших объемов холодной воды по высокопроницаемым коллекторам

Данное автором определение позволяет составить следующую классификацию способов увеличения нефтеотдачи*, по методу воздействия, по физико-химическому механизму, по объекту и так далее Но для решения вопросов планирования большее значение имеет не классификация как таковая, а эффективность механизма воздействия того или иного метода на пласт При применении инструментов бизнес-прогнозирования наиболее интересной характеристикой того или иного метода является объем дополнительной нефти, добываемой с его применением

3. Разработаны общие принципы сбора и обработки информации о ходе эксплуатации месторождений с учетом результатов проведенных мероприятий по увеличению нефтеотдачи, включая редукцию или уплотнение исходных данных, построение прогнозной модели и ее оценку, экстраполяцию полученной выбранной модели (осуществление прогноза) и оценку полученного результата.

Как известно, все формальные процедуры количественного прогнозирования как с помощью казуальных моделей, так и при анализе временных рядов, основаны на переносе прошлых данных на будущее, те на предположении, что условия, породившие полученные ранее данные, мало отличаются от будущих условий. Исключение составляют те факторы, которые точно распознаны моделью прогнозирования, что в нефтедобыче встречается относительно редко

Первый этап - сбор исходных данных предполагает получение достаточно корректных данных и их обязательную проверку Этот этап является важнейшей неформальной процедурой, которая к тому же очень сложна для выявления ошибок при сборе данных. В нефтедобывающей промышленности, как впрочем и в других отраслях, сбор исходных данных и их проверка сопровождается множеством различных проблем, в том числе связанных с коммерческой тайной При этом учитывается, что от качества сбора обоснованных и достоверных данных во многом зависит успешность обработки и анализа технико-экономической информации и дальнейшего эконометрического моделирования Известно выражение, «garbage in, garbage out» (мусор на входе - мусор на выходе)

Редукция или уплотнение исходных данных (этап 2) часто бывают необходимы потому, что может быть собрано как избыточное, так и недостаточное число исходных данных Некоторые данные могут не иметь непосредственного отношения к рассматриваемой проблеме, но будут снижать точность прогнозирования Другие данные могут соответствовать проблеме, но не данного временного периода Например, при прогнозировании прироста дебита нефти при применении методов увеличения нефтеотдачи необходимо учитывать современное состояние объекта разработки, а не примеры воздействий на продуктивные пласты, проведенные для увеличения добычи нефти несколько лет тому назад.

Важнейшим является 3-й этап (построение и оценка прогнозной модели) Данный этап заключается в подборе модели прогноза, соответствующей особенностям собранных исходных данных с точки зрения минимизации ошибок прогноза При этом необходимо учитывать, что чем проще модель, тем лучше она будем воспринята менеджерами, ответственными за принятие решения, и тем выше будет их доверие к полученному прогнозу. При этом отношении необходимо учитывать, что сложные, хотя и более точные модели, как правило, имеют невысокую степень доверия Кроме того, если выбранный метод получает поддержку менеджеров, то и результаты прогнозирования активнее ими используются. Поэтому методы качественной оценки должны непременно использоваться в процессе выбора модели

Этап 4 (экстраполяция выбранной модели) представляет собой фактически получение требуемого прогноза, поскольку исходные данные уже собраны и редуцированы, а соответствующая прогнозная модель определена Обычно полученная модель проходит тестирование на уже имеющихся данных, те применяется апробация модели - прогнозирование на сравнительно недавно полученных данных для которых результаты уже известны Это позволяет проанализировать наблюдаемые ошибки

Следует заметить, что в процесс прогнозирования должны включаться менеджеры, ответственные за принятие решений Это позволит использовать при определении прогноза способности и здравый смысл руководящего персонала Специалист по количественному прогнозированию в составе геологических служб нефтедобывающих предприятий должен рассматриваться как советник менеджера этого предприятия, а не как оператор ПЭВМ или другого устройства, автоматически принимающего решения Следовательно, аппарат количественной оценки в процессе прогнозирования должен восприниматься как достаточно точный инструмент для окончательного принятия решения менеджером, но не более, чем инструмент.

4. Предложена методика определения прогнозных показателей эффективности мероприятий по повышению нефтеотдачи продуктивных пластов с использованием одномерной статистики.

Основной задачей в одномерной статистике является выяснение, насколько различаются анализируемые (проверенные и документируемые) данные, чему равно типичное (обобщенное) значение и имеются ли в данном наборе отдельные

элементы или группы элементов, требующие особого внимания. В предлагаемой методике основное внимание при группировке данных рекомендуется уделять выбору интервала группирования и учету границ каждой группы, не допуская их перекрытия. Дело в том, что изменение границ и ширины интервала группирования приводит к смещению распределения частот. Особенно резко это наблюдается при относительно малых объемах выборки, что характерно при анализе эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи

В статистическом анализе важное место занимает выявление так называемых выбросов. Выбросами считаются те наблюдения, которые расположены далеко от центра распределения. Настолько далеко, что возникают подозрения, что эти наблюдения не принадлежат данному распределению Очевидно, некоторые экстремальные значения могут быть ошибками. Важно различать действительные ошибки (настоящие выбросы) и корректные наблюдения. К сожалению, в настоящее время отсутствуют точные рекомендации, позволяющие различать ошибки и корректные, но резко отличающиеся наблюдения.

В нефтедобывающей промышленности приходится иметь дело с трудно прогнозируемыми наблюдениями и отличить действительные ошибки от корректных значений часто бывает очень сложно. Можно просто исключить то или иное наблюдение из выборки и анализировать оставшиеся более согласованные между собой данные Но, к сожалению, часто трудно найти убедительное подтверждение тому, что выбросы не соответствуют изучаемому процессу Например, это касается дополнительного прироста добычи нефти после проведения какого-либо мероприятия по увеличению нефтеотдачи Исключив какое-либо экстремальное значение этого прироста, можно потерять очень важное для прогнозирования значение Приняв решение об исключении такого значения нужно быть полностью уверенным, что это соответствует всем геологическим, гидродинамическим, технологическим и другим сведениям о состоянии эксплуатации данного объекта разработки В области нефтедобычи на вопросы учитывать или нет то или иное наблюдение, как правило, не бывает однозначных ответов При этом необходимо учитывать достаточно большой процент неудачных (безуспешных) воздействий на продуктивные пласты, так называемых бросовых работ, среди которых, конечно, наблюдаются явные технологические, а иногда и геологические браки.

Из множества существующих методов отнесения экстремальных значений к выбросам (Тьюки, Смирнова-Граббса, Титьена-Мура, Томпсона, Шовене, Диксона и др) автором в нефтедобывающей промышленности рекомендуется использовать так называемое неравенство Бьемене-Чебышева.

/?{|У-ц^Ха} 51/Л\ (1)

где К - исследуемая величина, ц - ее математическое ожидание, а -стандартное отклонение, Л - параметр, определяющий размер приемлемого интервала исходя из заданного уровня вероятности р

В этом неравенстве вместо неизвестной величины математического ожидания предлагается использовать выборочное среднее а вместо

среднеквадратического отклонения - среднее абсолютное отклонение Л„

Важным вопросом является определение значения вероятности р, с которой приемлемый интервал должен содержать основную массу выборочных значений. По нашему мнению, при выявлении выбросов в нефтедобыче может быть принят уровень, принятый в правиле «трех сигм». Как известно, по этому правилу величина, равная произведению За, включает 99% наблюдений, относящихся к рассматриваемой генеральной совокупности

Следующим этапом одномерного анализа является определение вида распределения по цензурированным (без выбросов) выборкам Если точно известно распределение выборки, то на этом можно окончить статистический анализ, поскольку известная функция распределения может дать исчерпывающую информацию для бизнес-прогнозирования. К сожалению, в настоящее время отсутствуют надежные методы определения вида распределения для любых возможных в реальных условиях выборок В лучшем случае, исходя из каких-либо априорных соображений, делается предположение, что наблюдаемое распределение принадлежит какому-нибудь известному классу распределений

В настоящее время исследовано более двух десятков дискретных и непрерывных теоретических распределений В частности, кроме известного нормального распределения в статистических анализах используются равномерное, экспоненциальное, логарифмически нормальное (логнормальное), биноминальное распределения, распределения Паскаля и Пуассона и др При подборе к наблюдаемым распределениям прироста добычи нефти при проведении того или иного мероприятия по увеличению нефтеотдачи на рассматриваемом объекте разработки возникает вопрос о наиболее эффективных критериях оценки тесноты этого подбора или как называют специалисты -критериях согласия В отечественной и зарубежной практике для проверки гипотезы о принадлежности распределения фактической выборки какому-либо известному классу распределений используются следующие критерии согласия критерии Холлендера-Прошана, Манна-Шойера-Фертига, Андерсона-Дарлинга £ («кси-квадрат») и др При бизнес-прогнозировании в нефтедобыче автором рекомендуется использовать критерий А Н Колмогорова.

Анализ выборок наблюдаемых результатов прироста добычи нефти при проведении различных мероприятий по увеличению нефтеотдачи на истощенных нефтяных месторождениях Волго-Урала и Западной Сибири показывает, что чаще всего наиболее точно фактические распределения моделируются логнормальными, геометрическими и экспоненциальными распределениями В некоторых случаях более приемлемыми являются гамма-распределение и распределение «кси-квадрат».

Результаты проверки гипотезы о принадлежности распределения фактической выборки известным классам распределений по одному из методов увеличения нефтеотдачи в ТПП «Когалымнефтегаз» по критериям Пирсона и Колмогорова приведены в табл 3

Таблица 3

Результаты проверки класса распределения наблюдений за приростами добычи нефтн при использовании одного из методов увеличения нефтеотдачи

Значения по Значения по критерию

Закон распределения критерию Пирсона Колмогорова

плит. ^пчйл. ^ крит.

нормальный 6,77 7,8 0,878 0,413

ло] нормальный 4,89 7,8 0,379 0,413

экспоненциальный 5,34 9,5 0,474 0,413

кси-квадрат 5,11 7,8 0,443 0,413

Вейбулла 5,01 9,5 0,506 0,413

гамма-распределение 8,87 9,5 1,297 0,413

биноминальный 8,4 9,5 0,71 0,413

Пуассона 5,43 9,5 0,66 0,413

геометрический 12,24 9,5 0,88 0,413

Как видно из табл. 3 ближайшим к фактическому распределению частот наблюдений за приростом добычи нефти при использовании данного метода увеличения нефтеотдачи по критерию А.Н. Колмогорова является логнормальное распределение (Д,„й1. < А^).

Пример сопоставления фактического и теоретического распределений прироста добычи нефти при проведении рассматриваемого метода увеличения нефтеотдачи на основных месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «Лукойл-Западная Сибирь» (рис. 2).

О 4000 0000 12000 16000 20000 24000 20000 32000

2000 аооо юооо 14000 1бооо 22000 гвооо зоооо Прирост добычи нефти, т/скв.-обр Рис. 2. Гистограмма и теоретическая кривая распределения дополнительной добычи нефти при проведении ГКО на основных месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз»

В существующей практике планирования мероприятий по увеличению нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений пользуются, как правило, среднеарифметическими значениями прироста добычи нефти. В приведенном на рис. 2 распределении среднеарифметическое значение равно 1713 т/скв -обр, величина 50% повторяемости (медиана) равна всего 142 т/скв -обр (меньше более, чем в 12 раз).Как видно из этих данных, приняв в качестве прогнозной величины данного метода увеличения нефтеотдачи среднеарифметическое значение наблюдаемых результатов прироста добычи нефти, менеджер рискует ошибиться в 12 раз. Нами предлагается использовать в качестве основы для прогнозирования не среднеарифметическое значение, а медиану, причем не фактическое значение по данным наблюдений, а теоретическое по подобранной логнормальной кривой В данном случае это значение равно 312 т/скв -обр Однако данная величина является всего лишь точечной оценкой Поэтому при бизнес-прогнозировании в нефтедобыче рекомендуется применять доверительный интервал, при расчете которого предварительно необходимо определить стандартную ошибку медианы

При расчете стандартной ошибки медианы автором предлагается использовать прием, применяемый при расчете стандартной ошибки среднеарифметического. Дисперсию медианы (DM) рекомендуется определять по формуле

D =2<У'-У*)'

п-1 , (2)

где yt - наблюдаемое значение прироста добычи нефти при проведении рассматриваемого метода увеличения нефтеотдачи;

ум - теоретическое значение медианы по ближайшему известному распределению,

п - объем рассматриваемой выборки

По аналогии со стандартной ошибкой среднеарифметического стандартную ошибку медианы (sM) предлагается определять по формуле-

Нижняя граница доверительного интервала медианы может быть определена по формуле:

Уор — Ун ~ topsu) (4)

где top - критическое значение доверительного интервала при заданном уровне проверки гипотезы по распределению Стьюдента

5. Разработаны методы формирования эконометрических моделей прогнозирования показателей экономической эффективности применения отдельных видов МУН при большом числе независимых переменных, характеризующих природные особенности разработки нефтяных месторозедений на поздней стадии, с их трудно предсказуемым влиянием на конечные результаты.

В диссертационной работе учитывается, что одномерный анализ результатов применения методов повышения нефтеотдачи является по существу первичным методом обработки накопленных данных о мероприятиях стабилизации добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений. Поэтому естественно возникает вопрос о выявлении причин, оказывающих существенное влияние на прирост добычи нефти при проведении тех или иных методов повышения нефтеотдачи. Для этого прежде всего требуется достаточное число наблюдений о приросте добычи нефти при проведении рассматриваемого метода увеличения нефтеотдачи на данном объекте разработки Известно правило, что число проверенных и документированных наблюдений должно в 6-7 раз превышать число факторов, влияющих на результирующий показатель • прирост добычи нефти. Причем некоторые специалисты по эконометрике считают, что необходимо использовать не менее 10 наблюдений на каждую независимую переменную

На величину ожидаемого прироста добычи нефти после проведения определенного вида мероприятия по увеличению нефтеотдачи влияют в той или иной степени средняя глубина залегания продуктивных пластов, значение коэффициента пористости продуктивных пластов, среднее значение коэффициента проницаемости продуктивных пластов, плотность и вязкость пластовой нефти, содержание в ней смол и асфальтенов, газосодержание пластовой нефти, дебит нефти и дебит жидкости добывающей скважины до применения метода увеличения нефтеотдачи, мощность продуктивного пласта, площадь дренирования, коэффициент отношения отобранных запасов к извлекаемым, пластовое давление и тд. Не все указанные факторы могут быть достаточно точно определены и документированы по каждой эксплуатационной скважине Перечень факторов, влияющих на прирост добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений, отобранных автором для дальнейшего исследования по данным 11111 «Когалымнефтегаз», приведен в табл. 4.

При оценке экономической эффективности методов увеличения нефтеизвлечения кроме параметра дополнительной добычи нефти за расчетный период используются такие как цена нефти, условно-постоянные и условно-переменные затраты на добычу, капитальные вложения, ставки налогов и др В литературных источниках, государственных и корпоративных документах, в том числе подготовленных с участием автора, достаточно подробно описаны подходы к определению величин этих параметров Вместе с тем методы оценки прироста добычи нефти остаются в тени и именно поэтому автор сосредоточил свое внимание на этом вопросе, поскольку от объема дополнительной добычи зависят

текущие затраты, удельные капитальные вложения, выручка от реализации продукции и т д.

Таблица 4

Факторы, влияющие на прирост добычи нефти на поздней стадии разработки

месторождений

Наименование показателя Обозначение

факт прин

1. Дебит по жидкости до мероприятия, м3/сут Яж1

2 Дебит по нефти до мероприятия, т/сут Ян1 х2

3 Обводненность до мероприятия, % и, х3

4 Эффективная перфорированная толщина, м ЬэЛмоЛ- х4

5 Эффективная толщина, м А,* Х5

6 Пластовое давление до проведения мероприятия, атм Рпласт. Хб

7 Текущий коэффициент извлечения нефти, % КИНж Х7

8 Абсолютная проницаемость, мДарси ргоп X»

9 Пористость, д ед рог лс,

10 Начальная нефтенасыщенность, д ед ппаБ дСю

11 Площадь дренирования, км2 5 Хп

При отборе независимых факторов (предикторов), влияющих на прирост добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений, учитывался отечественный и зарубежный опыт показывающий, что точность прогнозов, выполненных простыми методами, почти такая же как и комплексными и статистически сложными методами. Кроме того принималось во внимание, что статистически сложные или комплексные методы прогнозирования в действительности не приводят в обязательном порядке к получению более точных прогнозов, чем простыми методами Как ранее отмечалось, сочетание простых и понятных менеджерам методов прогнозирования с практической интуицией и здравым смыслом позволяет достигать наилучших экономических результатов при принятии решений Поэтому в диссертационной работе в качестве эконометрической модели, определяющей влияние указанных факторов на результативный показатель, выбрана простейшая линейная зависимость

у = а0 +а1х1 +а2х2 +... + акхк> (5)

где в/, яЛ ..., а* - требующие определения коэффициенты при независимых переменных, ав - константа

Как известно, важным вопросом при построении многомерных эконометрических моделей является выявление мультиколлинеарности независимых переменных Считается, что взаимосвязанные независимые переменные в значительной степени могут содержать одну и ту же информацию

и, следовательно, не добавляют новой информации об изменении зависимой переменной.

Основным способом выяснения мультиколлинеарности является построение корреляционной матрицы Значения коэффициента корреляции близкие к единице является основным признаком мультиколлинеарности Однако в нефтедобыче такие значения встречаются между независимыми факторами, например, между пластовым давлением до проведения мероприятия (атм) и площадью дренирования (км2). Такое явление в диссертации названо ложной мультиколлинеарностью.

Основным приемом, выбранным в диссертационной работе при отборе действительно значимых предикторов, принято определение значения известного критерия Фишера При этом учитывается, что насыщение модели лишними факторами может не только не снизить величину коэффициента детерминации, но и привести к статической незначимости параметров модели за счет введения дополнительных ограничений с каждой переменной В предлагаемом алгоритме отбора значимых предикторов осуществляется их итеративный перебор с точки зрения включения или исключения отдельных факторов. Указанные процедуры повторяются до тех пор, пока все возможные добавления не окажутся незначительными, а все возможные удаления - значимыми.

При достаточно тесной связи между результирующим и отобранными независимыми факторами (коэффициент детерминации более 0,5) при прогнозировании эффективности рассматриваемого метода увеличения нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождения можно воспользоваться ранее предложенным методом определения оценки одномерного статистического прогнозирования с той разницей, что критериальное значение Г-статистики принимается для двустороннего доверительного интервала. Так для определения минимальной прогнозной величины прироста дебита скважин при проведении рассматриваемого метода увеличения нефтеотдачи на данном объекте разработки при любом заданном уровне обеспеченности (у^) рекомендуется использовать формулу:

Утр ~Ус ~ ^трвту г (6)

где ус - расчетное значение прироста дебита скважин при проведении рассматриваемого метода увеличения нефтеотдачи по средним показателям для данного объекта разработки, т/скв -обр.;

- критическое значение двустороннего доверительного интервала при заданном уровне доверия при проверке гипотезы по распределению Стьюдента;

$ж>, - стандартная ошибка для оценки результирующего показателя -прироста дебита скважин при проведении рассматриваемого метода увеличения нефтеотдачи согласно данных выбранной эконометрической модели, т/скв -обр

Таким образом, менеджер нефтедобывающей компании при эксплуатации истощенных месторождений имеет возможность устанавливать минимальные

ожидаемые величины прироста добычи нефти при планируемом проведении рассматриваемого метода увеличения нефтеотдачи на любом объекте разработки с достаточно большой вероятностью. В практических условиях вполне приемлем 95% доверительный уровень (то есть в 95% случаев применение рассматриваемого метода увеличения нефтеотдачи позволит получать прирост добычи нефти не менее величин Уор по результатам одномерного или ущ, по результатам многомерного анализа)

б. Определены основные факторы, влияющие на экономические результаты интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений. На основе анализа н обработки геолого-технической н экономической информации о результатах внедрения МУН на ряде нефтедобывающих предприятий Волго-Урала и Западной Сибири выявлены наиболее значимые технико-экономические показатели эффективности их применения в рамках нефтегазодобывающего предприятия, такие как прирост дебита добывающих скважин по нефти, дополнительный годовой объем добычи нефти по скважинам, объем дополнительной добычи нефти по объекту разработки, снижение себестоимости добычи нефти, прирост чистой прибыли, чистого дисконтированного дохода и др.

Поскольку обработки призабойной зоны эксплуатационных скважин требуют затрат, то согласно действующим методическим положениям по оценке экономического эффекта он определяется разностью между стоимостной оценкой результатов и стоимостной оценкой затрат за расчетный период

Для упрощения расчетов в последние годы появилось несколько экспресс-методов оценки экономической эффективности МУН При этом авторы ссылаются на то, что «технологи и разработчики, применяющие технологию на конкретном производственном объекте, не могут обладать необходимыми знаниями, информацией и временем для проведения подробных расчетов» Аналогичными недостатками страдают и другие методы, которыми в качестве основного показателя эффективности применяемой технологии по увеличению нефтеотдачи рекомендуется использовать величину прибыли от реализации дополнительно добытой нефти

Учитывая, что методы увеличения нефтеотдачи являются относительно долговременными мероприятиями (срок длительности некоторых из них продолжается несколько лет) в качестве основного критерия оценки их эффективности в диссертационной работе принят прирост чистого дисконтированного дохода. Основным вопросом при использовании этого показателя является определение норматива приведения разновременных денежных потоков (нормы дисконта), который иногда называют барьерным коэффициентом

В отечественной литературе иногда различают коммерческий, социальный и бюджетный нормативы приведения разновременных денежных потоков Однако рекомендации по определению социального и бюджетного норматива приведения отсутствуют, кроме предложений устанавливать их по приемам,

использовавшимся при централизованно управляемой экономике (типа СОФСЭ). Но при этом учитывается, что каждый участник инвестиционного процесса действует в условиях внешней среды и его цели формируются под воздействием других субъектов рынка Поэтому при выборе норматива приведения разновременных денежных потоков, прежде всего учитываются коллективные предпочтения ресурсов в «настоящем» перед ресурсами в «будущем» в ходе выравнивания спроса и предложения на рынке капитала. Необходимо иметь в виду, что занижение норматива приведения разновременных денежных потоков аналогично приобретению товара по высокой цене при наличии этого товара в свободной продаже по более низкой цене, и наоборот, завышение норматива приведения разновременных денежных потоков приведет к отказу от выгодных направлений инвестиций в надежде, что найдется более выгодное направление, хотя его на самом деле может и не быть

Однако, норматив приведения разновременных денежных потоков должен определяться каждым участником и никто не может дать указание инвестору, какой норматив приведения разновременных денежных потоков ему следует принять при оценке инвестиций В практических условиях величина норматива приведения разновременных денежных потоков может быть рассчитана как сумма инфляционной и рисковой составляющих с учетом минимальной ожидаемой стоимости капитала.

7. Выявлены возможности применения различных абсолютных, относительных и временных критериев оценки экономической эффективности инвестиций применительно к использованию МУН на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

При экономической оценке инвестиций в осуществление МУН следует учитывать, что она соответствует понятию как эффективности инвестиций в освоение остаточных запасов месторождения (учет этих затрат в общем бизнес-плане дальнейшей разработки месторождения), так и понятию маржинальной эффективности инвестиций (при их оценке применительно к отдельной скважино-операции)

Известно, что при составлении проекта разработки месторождения маржинальная эффективность инвестиций, т.е эффективность инвестиций в сооружение каждой очередной скважины на нефтяном месторождении, в силу целого ряда объективных причин должна снижаться, достигая своего минимума в заключительной „ стадии его эксплуатации. Однако, фактические данные показывают, что благодаря применению МУН эта закономерность может нарушаться, особенно если в качестве отдельной «порции» инвестиций рассматривать затраты на проведение одной скважино-операции

Особенностью оценки эффективности инвестиций в осуществление МУН применительно к отдельной скважино-операции является необходимость учета степени сокращения добычи нефти на месторождении в будущем в результате ее проведения, что должно находить отражение в формировании соответствующего денежного потока. При этом должен использоваться один из основных

принципов оценки эффективности инвестиций - сравнение «с проектом» и «без проекта» Применительно к нефтедобывающей промышленности - это сравнение профиля добычи по отдельной скважине «с применением МУН» и «без применения МУН», и на этой основе построение проектного или фактического денежного потока Существующая практика оценки эффективности инвестиций в реализацию МУН учитывает только первую часть денежного потока, в которой годовые (квартальные) значения объема добычи «с применением МУН» превышают значения «без применения МУН» Однако, как считают многие специалисты-разработчики, дополнительный объем добычи на самом деле состоит из двух частей одна часть этого объема увеличивает конечный коэффициент нефтеизвлечения (КИН), а другая - лишь отражает ускорение нефтедобычи. Учет этого обстоятельства при формировании денежного потока, сопутствующего применению МУН, должен приводить к более объективной оценке эффективности инвестиций в их осуществление

8. Предложена экономико-математическая модель целочисленного программирования для оптимизации планов-графиков проведения МУН при значительном числе разрабатываемых объектов и разнообразных методов воздействия на продуктивные пласты, позволяющие целенаправленно управлять внедрением МУН на нефтегазодобывающем предприятии при разработке истощенных нефтяных месторождений.

В качестве критерия оптимальности при выборе наилучшего прогнозного варианта проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи в условиях большого числа разрабатываемых объектов и разнообразия методов может быть принята максимальная величина прироста чистого дисконтированного дохода при осуществлении этих мероприятий на истощенных месторождениях

Целевая функция задачи может быть представлена следующим образом

р = ЕХЗДЧ/*« тах

1 ' , (?)

где в„ - возможное число скважино-обработок _/' - ого вида на < - том объекте в прогнозном периоде, скв -обр /год;

- расчетная величина прироста добычи нефти за счет проведения одной скважино-обработки у -ого вида МУН на /-том объекте, т/скв - обр,

Чу - удельная величина ожидаемого чистого дисконтированного дохода от проведения у - ого вида МУН на /-том объекте разработки, руб./тонн,

х,} - переменные, которые равны 1, если на / - том объекте целесообразно проводить /' - тый вид МУН, и равны 0, если на данном объекте нецелесообразно проводить в прогнозном периоде этот вид обработки скважин

Ограничения переменных

- по требованиям действующего проекта разработки (доразработки) или лицензионного соглашения

ЦьцЯдХцйС!,

' , (8)

где (¿1 - предельный объем добычи нефти по данному объекту разработки, т/год.

- по ресурсному обеспечению'

' , (9)

где г, - максимально возможное число скважино-обработок вида ¡, которое может быть проведено на всех разрабатываемых предприятием объектах в плановом периоде при существующем ресурсном и технологическом оснащении нефтедобывающим и сервисными организациями

- Булевы переменные.

хц е {0,1}; i = 1,m;j = 1,к

(Ю)

где т - число разрабатываемых предприятием объектов;

к - число различных видов методов увеличения нефтеотдачи Эта задача является задачей целочисленного линейного программирования. Существенной особенностью данной задачи для практических случаев является высокая размерность по переменным и ограничениям, что создает значительные трудности при применении традиционных методов решения. Однако, условия целочисленности переменных на множестве, допускающем только два возможных значения, позволяют эффективно применять модификации метода ветвей и границ, которые в настоящее время широко используются для решения полностью или частично целочисленных задач

Можно сделать некоторые замечания по определению исходных данных для решения данной задачи При достаточно достоверном определении количественной взаимосвязи между геолого-физическими характеристиками эксплуатационных объектов (объем выборки не менее 6 - 7 на каждый независимый фактор) и величинами прироста добычи нефти за счет проведения одной скважино-операции j -ого вида МУН на /-том объекте можно с определенной уверенностью прогнозировать значения последних с помощью эконометрических моделей При недостаточно большом объеме наблюдений по новым технологиям увеличения нефтеотдачи, можно использовать величины оценок одномерного статистического прогнозирования при числе

проведенных и документированных обработок не менее 30 и достаточно большом коэффициенте детерминации - методы многомерного прогнозирования с помощью выбранных эконометрических моделей (y«p)> где р - заданный уровень доверительности

Для расчета удельной величины ожидаемого чистого дисконтированного дохода на 1 тонну дополнительно добытой нефти при применении рассматриваемого метода увеличения нефтеотдачи {Чд) могут быть использованы фактические исходные данные за прошедший плановый период

т

4и = + Е

«=0 (11)

где К^ - удельные инвестиционные затраты на проведение у - го вида метода увеличения нефтеотдачи на / - м объекте разработки, руб /тонн,

Пф - прирост прибыли на временном шаге / при проведении у - го вида МУН на / - м объекте разработки, руб./тонн;

а, - величина коэффициента приведения затрат временного периода / к расчетному моменту времени (началу проведения данного вида рассматриваемого метода увеличения нефтеотдачи на объекте разработки) В качестве временного шага при оценке эффективности метода увеличения нефтеотдачи рекомендуется принимать его равным одному месяцу.

При отсутствии данных о себестоимости добычи 1 тонны дополнительной нефти по каждому из методов увеличения нефтеотдачи может быть использовано предположение, что прирост прибыли II,¡, на временном шаге I по у-му методу МУН на (-том объекте зависит от комплексной интегральной величины, характеризующей эффективную мощность продуктивного пласта с учетом его нефтенасыщенности

где Цр, - ожидаемая расчетная внутренняя цена реализации нефти в временном периоде / с учетом скидок на качество и затрат на подготовку и транспортировку до пункта сдачи-приемки, руб /т,

- себестоимость добычи дополнительной нефти по у-му методу в временном периоде /, руб /т,

Н, - суммарные налоговые выплаты в временном периоде / в расчете на 1 тонну добытой при использовании МУН нефти, руб /т,

/» - средняя интегральная величина, характеризующая эффективную мощность продуктивных пластов всех объектов, разрабатываемых данным нефтегазодобывающем предприятием,

А, = П^т^Кн, - интегральная величина, характеризующая эффективную мощность продуктивных пластов данного объекта с учетом их нефтенасыщенности, м,

Пя1 - эффективная нефтенасыщенная мощность пластов объекта |\ м, И1( - средний коэффициент пористости продуктивных пластов объекта /,

К„1 - средний коэффициент нефтенасыщенности продуктивных пластов объекта/

По исходным данным в диссертации рассчитаны таблицы возможного числа скважино-обработок (щ) и величины ожидаемого технологического эффекта (Цц) соответственно по месторождениям и методам увеличения нефтеотдачи. Ожидаемые приросты чистого дисконтированного дохода при проведении у-го вида обработок на 1-м объекте, определены по ТПП «Когалымнефтегаз» в ценах реализации нефти 2004 года, а в НГДУ «Джалильнефть» в ценах реализации 2003 года Результаты внедрения предлагаемого метода оптимизации прогнозного графика выполнения работ по увеличению нефтеотдачи пластов в указанных нефтегазодобывающих предприятиях приведены в табл 3

Как видно из этой таблицы, при применении обычных методов прогнозирования проведения методов увеличения нефтеотдачи в ТПП «Когалымнефтегаз» суммарная величина чистого дисконтированного дохода равна 65, 7 млн руб Оптимизация графика проведения химических методов увеличения нефтеотдачи с использованием предложенных подходов позволила составить такой график проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи, при котором суммарная величина чистого дисконтированного дохода при выполнении всего комплекса методов увеличения нефтеотдачи составила 83,7 млн руб Следовательно, оптимизация проведения указанных видов методов увеличения нефтеотдачи по разрабатываемым ТПП «Когалымнефтегаз» объектам позволяет увеличить суммарную величину чистого дисконтированного дохода почти на 18 млн руб. Аналогичные показатели получены по объектам НГДУ «Джалильнефть», где суммарная величина чистого дисконтированного дохода при выполнении всего комплекса методов увеличения нефтеотдачи в 2003 году составила 87,8 млн руб По оптимальному графику выполнения этих работ суммарная величина чистого дисконтированного дохода равна 114,9 млн руб Таким образом, применение данного метода прогнозирования графика выполнения методов увеличения нефтеотдачи в НГДУ «Джалильнефть» позволило увеличить суммарную величину чистого дисконтированного дохода при применении методов увеличения нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений на 27,1 млн. руб

Таблица 5

Результаты оптимизации прогнозного графика выполнении работ по увеличению нефтеотдачи в ТПП «Когалымнефтегаз» и НГДУ «Джалильнефть»

Число объектов разработки Число методов Величины ЧДД при осуществлении графика выполнения работ по увеличению нефтеотдачи, млн р

нефтеотдачи составленного традиц методом оптимизированного

ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «Лукойл - Западная Сибирь»

4 5 65,7 83,7

НГДУ «Джалильнефть» ОАО «Татнефть»

7 21 87,8 114,9

9. Проведен анализ действующего законодательства с точки зрения возможности применения льготного налогообложения добычи нефти по нефтяным месторождениям, находящимся в поздней стадии разработки, и выдвинуты предложения по его совершенствованию.

С целью создания финансовых и налоговых льгот для нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, Федеральным законом от 27 07 2006 г № 151-ФЗ предусмотрено применение понижающего коэффициента к ставке НДПИ для истощенных объектов месторождений с выработанностью более 80% начальных извлекаемых запасов нефти, числившихся в Государственном балансе запасов полезных ископаемых

Начальные извлекаемые запасы нефти по месторождениям и объектам разработки, указанные в Государственном балансе полезных ископаемых, определялись расчетным путем при составлении технико-экономического обоснования коэффициентов извлечения нефти (ТЭО КИН) Эти коэффициенты обосновывались величиной накопленной добычи нефти при достижении 98 % обводненности годовой продукции скважин

В ТЭО КИН определяются также рентабельные извлекаемые запасы нефти, которые не находят своего отражения в государственном балансе полезных ископаемых и размер которых не используется в Федеральном законе № 151-ФЗ

Анализ ТЭО КИН по месторождениям, на основании которых Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых (ФГУ ГКЗ) устанавливает начальные извлекаемые запасы нефти, показывает наличие значительных расхождений между ними и начальными извлекаемыми запасами за срок рентабельной добычи нефти на месторождениях (рентабельные запасы), что подтверждается соответствующими данными по четырем нефтяным месторождениям, приведенными в табл 6

Таблица 6

Рентабельные извлекаемые запасы нефтяных месторождений

Наименование месторождения Начальные извлекаемые запасы на гос. балансе, тыс. т " 80% начальных извлекаемых запасов на гос. балансе, тыс. т Рентабельные извлекаемые запасы, тыс. т Удельный вес рентабельных запасов в начальных извлекаемых запасах, %

Белозерско-Чубовское 8136 6509 7919 97

СевероКрасноярское 1495 1196 1393 93

Вихитовское 17996 14397 12298 93

Ракитовское 242 194 34 14

Приведенные данные показывают, что по месторождениям (объектам разработки), имеющим удельный вес рентабельных запасов свыше 80 % в величине начальных извлекаемых запасов, числившихся на балансе, будут применяться пониженные ставки НДПИ при рентабельной добыче нефти (сверх 80 %). Это будет приносить недропользователю ничем не обоснованную дополнительную прибыль и приведет к соответствующему уменьшению дохода государства

По месторождениям (объектам разработки), имеющим удельный вес рентабельных запасов ниже 80 % будет невозможным применение понижающих ставок НДПИ. Для получения таких льгот недропользователь должен был бы разрабатывать нерентабельные запасы нефти до достижения 80 % отбора начальных извлекаемых запасов, числившихся на балансе, что сопровождалось бы убытками в его хозяйственной деятельности.

Следует также отметить, что в настоящее время по объектам многопластовых месторождений отсутствует раздельный текущий учет добычи нефти и затрат на нее, отвечающий требованиям налоговых служб

Для совершенствования льготного налогообложения, предусмотренного Федеральным законом № 15 - ФЗ, по мнению автора необходимо

- организовать систему учета добычи нефти по всем объектам разрабатываемых месторождений, согласованную с налоговыми органами,

- разработать систему государственного бухгалтерского учета затрат на добычу нефти по объектам разработки и на ее базе - порядок определения рентабельности добычи нефти,

- предусмотреть в государственном балансе добычи нефти отражение рентабельных начальных извлекаемых запасов, которые должны являться основой для льготного налогообложения истощенных запасов по объектам месторождения,

- установить в законодательном порядке полную отмену НДПИ на добычу нефти по объектам разработки, достигших исчерпания извлекаемых рентабельных первоначальных запасов нефти, указанных в Государственном балансе запасов полезных ископаемых Выдвигаемые предложения обеспечат дополнительную добычу нефти за счет увеличения нефтеотдачи пластов, в результате чего государство получит дополнительные доходы, а недропользователь - дополнительную прибыль

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В выполненном исследовании определены направления и разработаны теоретико-методологические основы бизнес-прогнозирования в нефтедобыче на поздней стадии эксплуатации месторождений и предложены инструменты реализации этих прогнозов Основные выводы и рекомендации сводятся к следующему

1 В отечественной практике нефтедобычи, когда отборы запасов систематически не восполняются их приростом, повышение нефтеотдачи пластов на действующих месторождениях становится одним из важнейших вопросов развития нефтедобывающей промышленности В то время, когда на месторождениях ведущих нефтедобывающих стран мира коэффициент нефтеизвлечения растет, то в Российской Федерации он в целом падает Например, по сравнению с США он меньше в 1,5 раза, и это при относительно лучшей структуре запасов. Происходит и существенное снижение проектного коэффициента нефтеотдачи, который к настоящему времени составляет всего 28%, что существенно ниже среднемирового И это объясняется главным образом тем, что в России относительно мало применяются современные методы увеличения нефтеотдачи пластов

2 Для решения сложного комплекса вопросов увеличения нефтеотдачи на истощенных месторождениях, когда более 70% запасов находится в диапазоне низких дебитов скважин на грани рентабельности и требуются новые технологии со значительно большими затратами финансовых и материально-технических ресурсов, нежели при использовании традиционных систем разработки, сформулированы концептуальные положения бизнес-прогнозирования добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений, которые включают в себя уточнение место прогноза в общей системе «бизнес-прогнозирование -стратегическое планирование - бизнес-планирование - перспективное планирование - текущее планирование - оперативное планирование», классификацию методов прогнозирования в нефтедобыче с учетом уникальной сложности процесса разработки углеводородных месторождений, выявление особенностей применения квалитативных и квантитативных методов прогнозирования в нефтедобыче

3 Уточнен понятийный аппарат, применяемый в сфере увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов истощенных нефтяных месторождений, и

дана авторская классификация методов увеличения нефтеотдачи, позволяющая в большей степени учитывать уникальные особенности процессов разработки месторождений и методов повышения нефтеизвлечения.

4. Проведенная оценка методов определения эффективности применения МУН по фактически проведенным мероприятиям позволила выявить несоответствие между системой предварительной оценки планируемой эффективности и фактическим результатом (ошибки превышают 100%) Следовательно, требуется совершенствование инструментов оценки технологической и экономической эффективности, позволяющих более точно учитывать геолого-технические особенности проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи продуктивных пластов и результаты по уже проведенным скважино-операциям.

5. Разработаны общие принципы сбора и обработки информации о ходе разработки месторождений с учетом результатов проведенных мероприятий по увеличению нефтеотдачи, включая редукцию или уплотнение исходных данных, построение прогнозной модели и ее оценку, экстраполяцию полученной выбранной модели (осуществление прогноза) и оценку полученного результата.

6 Предложена методика определения прогнозных показателей эффективности мероприятий по повышению нефтеотдачи продуктивных пластов с использованием одномерной статистики, которая включает в себя: выявление характера распределения частот наблюдаемых значений прироста добычи нефти по наиболее распространенным методам увеличения нефтеотдачи и определение их отклонений от нормального распределения; подбор известных теоретических распределений к фактическому частному распределению проведенных наблюдений; определение ожидаемых приростов добычи нефти при применении того или иного метода увеличения нефтеотдачи на рассматриваемом объекте разработки с заранее заданной величиной доверительности.

7 Определены основные факторы, влияющие на результаты интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений, и предложены методы формирования эконометрических моделей прогнозирования показателей экономической эффективности применения отдельных видов методов увеличения нефтеотдачи при большом числе независимых переменных, характеризующих природные особенности разработки остаточных запасов нефтяных месторождений.

8 Выявлены возможности применения различных абсолютных, относительных и, временных критериев оценки экономической эффективности инвестиций применительно к использованию МУН на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и внесены предложения по совершенствованию методических положений оценки эффективности применения МУН на поздней стадии разработки месторождений

9 Оптимальный прогнозный график проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи при значительном числе эксплуатируемых объектов и разнообразии методов воздействия на продуктивные пласты предлагается разрабатывать на основе экономико-математической модели целочисленного

программирования В качестве целевой функции в этой модели принята величина прироста чистого дисконтированного дохода при осуществлении мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов, ограничениями служат требования действующего проекта разработки (доразработки) или лицензионного соглашения и ресурсное обеспечение нефтегазодобывающего предприятия Использование предложенной модели позволит целенаправленно управлять проведением мероприятий по увеличению нефтеотдачи на нефтегазодобывающих предприятиях при разработке истощенных нефтяных месторождений

10 Обоснована необходимость корректировки Федерального закона №151-ФЗ от 27 07 2006 г, предусматривающего применение понижающего коэффициента к ставке НДПИ для истощенных объектов нефтяного месторождения Разработаны предложения по его совершенствованию, включающие определение экономически обоснованного КИН на базе создания системы бухгалтерского учета добычи и затрат по объектам разработки, и после его достижения - полной отмены ставки НДПИ на добычу нефти.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Тарасюк ВМ. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Когалымского региона. - М. Академия горных наук, 1999. 22 п л. (в соавторстве, авторских 5,5 п л)

2 Тарасюк В.М. Решение организационно-экономических проблем повышения нефтеотдачи месторождений Западной Сибири. М.: Химия, 2001. -9,1 пл

3 Тарасюк В М Решение проблем планирования реальных инвестиционных проектов в нефтяной промышленности. М' Химия, 2002. - 13,2 п л (в соавторстве, авторских 7,0 п.л )

4 Тарасюк В.М Методика определения эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. Тезисы докладов Межд научн.-техн. семинара «Проблемы нефтегазовой отрасли» Уфа, 1998. - 0,2 п л.

5 Тарасюк В М Технико-экономическое обоснование условий эффективного функционирования сервисного предприятия. Тезисы докладов Межд научн.-техн. семинара «Проблемы нефтегазовой отрасли». Уфа, 1998. -0,3 п л

6 Тарасюк В.М Экономико-математическое моделирование применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях ТПП "Когалымнефтегаз". Тез докл. Всерос. научн -техн конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» Тюмень, 1998. - 0,3 пл. (в соавторстве, авторских 0,2 пл.)

7. Тарасюк В М Принципы комплексного геолого-технологического обоснования и прогнозирования применения методов увеличения нефтеотдачи для месторождений ТПП "Когалымнефтегаз". Тез. докл Межд конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» Уфа, 1998 - 0,5 пл. (в соавторстве, авторских 0,1 п л )

8 Тарасюк В М. Анализ эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи в геолого-промысловых условиях Когалымской группы месторождений. Тез докл. Межд. конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» Уфа, 1998. - 0,4 п л. (в соавторстве, авторских 0,2 п л.)

9. Тарасюк ВМ Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений ТПП "Когалымнефтегаз"// НТЖ "Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений" М/ 1998, №10 - 0,8 п л. (в соавторстве, авторских 0,2 п л )

10 Тарасюк В М. Прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для месторождений ТПП "Когалымнефтегаз"// НТЖ "Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений" М.. 1998, №11. -0,6 п л. (в соавторстве, авторских 0,1 п л)

11 Тарасюк В М Анализ экономической эффективности физических, химических и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов //

НТЖ "Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений" М • 1999, №8 - 0,7 п л. (в соавторстве, авторских 0,4 п л ).

12 Тарасюк В М. Выбор стратегических и тактических инвестиционных решений по интенсификации добычи нефти Тез. доклада на Международной научно-практической конференции «Инвестиции в Республике Башкортостан» Уфа, 2000 - 0,3 п л (в соавторстве, авторских 0,1 п л)

13 Тарасюк В М Особенности применения нейросетевых технологий при оптимизации планов нефтедобычи Материалы Российской научно-методической конференции с международным участием «Управление экономикой, методы, модели, технологии» Уфа, 2002 - 0,3 п.л (в соавторстве, авторских 0,2 п л.)

14 Тарасюк В М. Современные методы обработки и анализа технико-экономической информации в нефтяной промышленности. Уфа. Изд-во УГНТУ, 2004 - 9,3 п л (в соавторстве, авторских 4 п л )

15 Тарасюк ВМ Прогнозирование и планирование деятельности предприятия в современных условиях Межвуз сб науч тр «Современные проблемы экономической теории и практики» Уфа. Изд-во УГНТУ, 2005 -Вып 3 - 0,4 п л

16 Тарасюк ВМ Выбор инструментов внутрифирменного прогнозирования. Межвуз науч. сб «Актуальные проблемы управления в социальных и экономических системах» Уфа- УГАТУ, 2005 - 0,3 п л.

17 Тарасюк В.М Проблемы оперативного планирования применения инновационных способов увеличения добычи нефти Науч сборник «Новые формы инвестирования инновационной деятельности». - Саратов СГТУ, 2004 0,5 п л - (в соавторстве, авторских 0,2 п л )

18 Тарасюк В М Критерии выбора экономически целесообразных методов увеличения нефтеотдачи Материалы международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» Тюмень, 2005 - 0,3 пл (в соавторстве, авторских 0,2 п л.).

19 Тарасюк В М Вопросы применения производственных функций при планировании добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений Материалы 4-й Всероссийской научно-технической конференции «Технолого-инструментальные новации в управлении топливно-энергетическим комплексом макро-, мезо- и микроуровень» Тюмень, 2005. - 0,3 п л (в соавторстве, авторских 0,2 п л )

20 Тарасюк В М Особенности оценки эффективности новых технологий в нефтяной промышленности. Межвуз. научный сборник «Актуальные проблемы управления в социальных и экономических системах», Уфа, УГАТУ, 2006 - 0,4 п.л. (в соавторстве, авторских 0,2 п.л )

21 Тарасюк В М Проблемы формирования информационной базы при прогнозировании в нефтедобывающей промышленности//М. Нефтяное хозяйство, 2006, №2. - 0,4 п л (в соавторстве, авторских 0,2 п л )

22. Тарасюк В.М. Прогнозирование повышение нефтеотдачи через многомерные эконометрические модели// М. Бурение&Нефть, 2006, №3 - 0,4 п л

23 Тарасюк В.М. Эконометрические модели прогнозирования мероприятий повышения нефтеотдачи продуктивных пластов Межвуз сб науч тр «Современные проблемы экономической теории> и практики» Уфа. Изд-во УГНТУ, 2006 Вып 5. - 0,9 п л (в соавторстве, авторских 0,5 п л.)

24 Тарасюк ВМ. Российская нефтяная отрасль в поисках внутренних факторов роста// М. Бурение&Нефть, 2006, №5. - 0,3 п л.

25 Тарасюк В М Экономические направления государственной политики в области использования и охраны природных ресурсов// М - ЭкоЯеа1,2006, № 4-6 - 0,8 п л

26.Тарасюк В М Особенности прогнозирования эффективности мероприятий по повышению нефтеотдачи// М. Нефтепромысловое дело, 2006, № 4 - 0,7 п л.

27 Тарасюк В М. Использование инструментов описательной статистки при планировании мероприятий повышения нефтеотдачи// М : Нефть, газ и бизнес, 2006, №5 - 0,5 п л

28 Тарасюк В М О стратегии освоения континентального шельфа Российской Федерации// М • Бурение&Нефть, 2006, №9 - 0,3 п.л

29.Тарасюк В М Российская нефтяная отрасль ищет внутренние факторы

Подписано в печатьЭ.Формат 60x90-46 Объем Тираж /00

Заказу/?/

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им ИМ Губкина

Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: доктора экономических наук, Тарасюк, Василий Михайлович

ВВЕДЕНИЕ.

1. МЕТОДЫ БИЗНЕС-ПРОГНОЗИРОВАНИЯ И ВНУТРИФИРМЕННОГО ПЛАНИРОВАНИЯ.

1.1. Общие задачи бизнес-прогнозирования и планирования деятельности предприятий в современных условиях.

1.2. Особенности бизнес-прогнозирования и внутрифирменного планирования в современных условиях.

1.3. Существующие приемы бизнес-прогнозирования и внутрифирменного планирования.

2. ИНСТРУМЕНТЫ БИЗНЕС-ПРОГНОЗИРОВАНИЯ И ОДНОМЕРНОГО АНАЛИЗА ИСХОДНОЙ ИНФОРМАЦИИ В НЕФТЕДОБЫЧЕ.

2.1. Этапы бизнес-прогнозирования.

2.2,Особенности сбора первичной обработки исходной информации и одномерного её анализа при бизнес-прогнозировании в нефтяной промышленности.

2.3. Методы определения класса распределения данных и их оценка при прогнозировании.

2.4. Проблемы использования параметров распределений при бизнес-прогнозировании в нефтедобыче.

2.5. Примеры одномерного анализа исходной информации в нефтедобыче.

3. МЕТОДИЧЕСКИЕ ПРИЕМЫ ПОСТРОЕНИЯ МОДЕЛЕЙ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ.

3.1. Выбор прогнозных моделей.

3.2. Построение простейших эконометрических моделей.

3.3. Вопросы оценки эконометрических моделей.

3.4. Построение многомерных эконометрических моделей.

3.5.Решение и анализ эконометрических моделей.

4. ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТОЯНИЯ И МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО УВЕЛИЧЕНИЮ НЕФТЕОТДАЧИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

4.1. Классификация методов увеличения нефтеотдачи на истощенных месторождениях.

4.2. Анализ масштабов применения методов увеличения нефтеотдачи в нефтяных компаниях, эксплуатирующих месторождения на поздней стадии разработки.

4.3. Обоснование методов оценки технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи.—.

5. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО УВЕЛИЧЕНИЮ НЕФТЕОТДАЧИ НА ПОЗДНИХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

5.1. Прогнозирование дополнительного прироста добычи нефти при проведении физико-химических и химических видов МУН.

5.2. Результаты глино-кислотной обработки (ГКО) призабойной зоны скважин.

6. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНЫХ РЕШЕНИЙ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО УВЕЛИЧЕНИЮ НЕФТЕОТДАЧИ НА ПОЗДНИХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

6.1. Экономическая эффективность методов увеличения нефтеотдачи и ее оценка.

6.2. Методы определения экономической эффективности различных способов обработок призабойных зон добывающих скважин.

6.3. Прогнозирование графика проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений.

6.4. Анализ действующего законодательства льготного налогообложения добычи нефти по нефтяным месторождениям, находящимся в поздней стадии разработки.

Диссертация: введение по экономике, на тему "Проблемы бизнес-прогнозирования добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений и инструменты их решения"

Актуальность темы диссертационного исследования

Санкт-Петербургский план действий в области глобальной энергетической безопасности, принятый лидерами в 8 16 июля 2006 г. для ее укрепления в части нефтегазодобывающей промышленности, предусматривает следующие основные направления:

- наращивание объема доказанных запасов углеводородов темпами, опережающими их истощение, и повышение нефтеотдачи месторождений;

- повышение эффективности нефте - и газодобычи;

- разработка единых стандартов отчетности о запасах нефти;

- создание финансовых и налоговых стимулов, способствующих внедрению энергоэффективных технологий, а также расширению масштабов применения уже существующих технологий в этой области;

- снижение до минимального уровня сжигания попутного газа в факелах и расширение его использования.

Исследования в области стабилизации добычи нефти, совершенствования методических подходов к прогнозированию разработки месторождений на поздней стадии их эксплуатации и инструментария при составлении прогнозов выработки истощенных продуктивных пластов призваны помочь решить часть этих проблем.

В настоящее время на большинстве нефтегазодобывающих предприятий Российской Федерации в эксплуатации находятся месторождения с падающей добычей нефти (в поздней стадии разработки), а также с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Остаточные нефтенасыщенные толщины пластов на этих месторождениях, как правило, неравномерны и сосредоточены в зонах с низкими накопленными и текущими отборами нефти и жидкости, часто приурочены к отдельным линзам. Успешная доразработка подобных объектов возможна только с использованием высокоэффективных, научно и экономически оправданных методов воздействия на продуктивные пласты. В настоящее время насчитывается более 300 методов увеличения нефтеотдачи (МУН). На объектах поздней стадии разработки ежегодно проводится более десяти тысяч скважино-операций по увеличению нефтеотдачи. Однако в большинстве случаев экономическая оценка и прогнозирование технологической эффективности этих сложных в инженерном отношении работ проводится без системного экономического и эконометрического инструментария, что значительно снижает их эффективность. Это вызвано, прежде всего, отсутствием научно-обоснованной методики прогнозирования экономической эффективности МУН в различных условиях разработки нефтяных объектов, математического аппарата оценки результатов их реализации при разнородности эксплуатационных объектов, а также многочисленностью критериев оценки, определяющих применимость МУН. При этом необходимо иметь ввиду, что данные о приросте добычи нефти одним и тем же видом МУН на одном и том же объекте разработки зачастую не только не совпадают, но и значительно различаются, в связи с чем непредсказуемо меняются показатели экономической эффективности применения МУН. При значительном числе разнородных разрабатываемых объектов и большом наборе комплексов МУН резко усложняется проблема разработки экономически обоснованных планов проведения мероприятий по увеличению нефтедобычи. Качество стратегического планирования в нефтедобыче снижается из-за отсутствия методики определения влияния проводимых мероприятий по увеличению нефтеотдачи на экономические показатели производственно-хозяйственной деятельности нефтегазодобывающих предприятий, разрабатывающих истощенные месторождения углеводородов.

Важное значение для повышении экономической эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии их эксплуатации имеет создание финансовых и налоговых условий, способствующих увеличению нефтеотдачи пластов.

Степень разработанности темы исследования

Проблемы бизнес-прогнозирования и планирования деятельности нефтегазодобывающих предприятий, разрабатывающих нефтяные месторождения на поздней стадии их эксплуатации, являются достаточно сложными и многоаспектными, что объясняет интересы широкого круга отечественных и зарубежных ученых к данным проблемам.

Общими проблемам стратегического планирования и бизнес-прогнозирования уделяли внимание Л.И. Абалкин, P.JI. Акофф, И. Ансофф, М.М. Алексеева, Ю.П. Анискин, JI.E. Басовский, М.И. Бухалков, Л.ПВладимирова, О.С. Виханский, JI.A. Дедов, Б.Карлофф, К.Д. Льюис, А.А.Лихачев, Д.С. Львов, Т.Г.Морозова, Н.А.Платонова, В.М. Попов, М.Портер, А.И. Татаркин, Р.А.Фархутдинов, М. Хаммер, Д. Хан, Д.Е.Ханк и др.

Вопросам совершенствования планирования деятельности нефтегазодобывающих предприятий, экономическим проблемам поздней стадии разработки месторождений посвящены работы C.B. Алафинова, В.Ю. Алекперова, А.Ф.Андреева, В.Е.Андреева, И.В. Андроновой, С.Д. Богданова, Н.А.Волынской, М.Х. Газеева, Н.Х. Газеева, Ф.Р. Галиуллина, В.И.Грайфера, Л.П. Гужновского, О.М. Ермилова, В.Ф. Дунаева, С.А.Жданова, Р.А.Зайнутдинова, С.А. Заца, В.Д. Зубаревой, Б.П.Иваненко, В.В.Калинина, Р.М.Каримова, В.Г.Карпова, С.П.Колчина, Н.Ю. Коробейникова, Ю.А. Котенева, Э.А.Крайновой, А.П.Крылова, H.H. Лукьянчикова, В.Д.Лысенко,

A.В.Макарова, А.К.Максимова, К.Н. Миловидова, Р.Х. Муслимова, И.А. Пономаревой, В.В. Пленкиной, С.М. Рохлина, Е.Н.Сафонова, Р.Г.Рамазанова, Ш.Ф.Тахаутдинова, Ю.К.Шафраника, Б.З.Фаттахова, Н.Ш. Хайрединова, Э.М. Халилова, Н.И. Хисамутдинова, P.C. Хисамова,

B.А.Ягуткина и др.

В разработку инструментов прогнозирования деятельности предприятий в условиях многофакторной зависимости и неопределенности внесли значительный вклад Ф.Г. Адаме, С.А.Айвазян, Т.Андерсон, Б.А.Барсук, Е.В.Бережная, В.П.Боровиков, А.Т.Гринберг, Е.С.Венцель, В.Я. Гельман, В.В.Глущенко, Б.В.Гнеденко, В.Е.Гмурман, А.М.Дубров, И.И. Елисеева, Н.И.Захарченко, Г.И.Ивченко, Э.Кейн, В.Г.Кильдишев, А.Н. Колмогоров, Р.Я.Кучумов, Л.Д. Мешалкин, Ф.Миллс, И.М. Михеев, B.C. Мхитарян, Б.Г.Рябушкин, С.А.Саркисян, Э.Ф. Сигел, В.Н.Тамашевич, Г. Тейл, JI.JI. Терехов, Д. Тьюки, A.A. Уолтере, Е.М.Четыркин и др.

Несмотря на многосторонние исследования проблем бизнес-прогнозирования, многие вопросы эффективного использования их результатов в нефтегазодобыче по-прежнему не решены, часто являются дискуссионными и неоднозначными. Требуют дальнейшего совершенствования методы определения технологической эффективности мероприятий по повышению нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений, учет разностороннего влияния многочисленных факторов на прирост добычи нефти при различных способах воздействия на продуктивные пласты. Требуют дальнейшего осмысления проблемы оценки экономической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи, вопросы оптимизации планов проведения различных мероприятий по стабилизации добычи нефти на отдельных объектах разработки истощенных месторождений и многие другие. Возрастающий интерес к проблемам комплексного использования ресурсов нефтегазодобывающих предприятий при современном состоянии сырьевой базы страны обусловили выбор темы диссертационного исследования и определили структуру представленной диссертационной работы.

Цель и задачи исследования

Целью диссертационной работы является разработка теоретико-методологических положений для решения важной народнохозяйственной проблемы развития и совершенствования инструментария прогнозирования экономических результатов деятельности нефтегазодобывающих предприятий при эксплуатации истощенных нефтяных месторождений.

Для достижения этой цели в работе поставлены и решены следующие основные задачи:

- исследованы современные тенденции и перспективы развития нефтедобычи, основные особенности и проблемы разработки нефтяных месторождений в РФ;

- систематизированы существующие методы прогнозирования, определены особенности бизнес-прогнозирования и планирования деятельности нефтегазодывающих предприятий в современных условиях;

- разработаны инструменты одно- и многомерного анализов результатов применения методов увеличения нефтеотдачи на поздней стадии эксплуатации месторождений и использования их в бизнес-прогнозировании;

- проанализированы существующие подходы к оценке экономической эффективности затрат на повышение нефтеотдачи и обоснована область их использования для планирования конечных экономических показателей применения МУН;

- разработана методика построения эконометрических моделей для прогнозирования итоговых показателей деятельности добывающего предприятия, осуществляющего мероприятия по повышению нефтеотдачи на поздней стадии эксплуатации нефтяных месторождений;

- изучены возможности оптимизации прогнозных графиков выполнения МУН на истощенных нефтяных месторождениях в зависимости от геолого-технических особенностей объектов разработки и наличия ресурсов для их проведения.

Объектом исследования являются результаты производственно-хозяйственной деятельности нефтегазодобывающих предприятий Башкортостана, Татарстана и Западной Сибири, разрабатывающих истощенные месторождения с применением методов увеличения нефтеотдачи.

Предметом исследования являются проблемы, связанные с прогнозированием технологической и экономической эффективности применения различных методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки, и оптимизацией использования ресурсов соответствующих нефтегазодобывающих предприятий.

Научная новизна исследования

1. Сформулированы концептуальные положения бизнес-прогнозирования добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений:

- уточнено место прогноза в общей системе «бизнес-прогнозирование -стратегическое планирование - бизнес-планирование — перспективное планирование - текущее планирование - оперативное планирование»;

- проведена классификация методов прогнозирования в нефтедобыче с учетом уникальной сложности процесса разработки месторождений углеводородов;

- выявлены особенности применения квалитативных и квантитативных методов прогнозирования в нефтедобыче;

- разработаны общие подходы к использованию моделей прогнозирования динамики экономических показателей эксплуатации нефтяных месторождений на поздней стадии освоения.

2. Уточнен понятийный аппарат, применяемый в сфере увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов истощенных нефтяных месторождений и дана авторская классификация методов увеличения нефтеотдачи.

3. Разработаны общие принципы сбора и обработки информации о ходе эксплуатации месторождений с учетом результатов проведенных мероприятий по увеличению нефтеотдачи, включая редукцию или уплотнение исходных данных, построение прогнозной модели и ее оценку, экстраполяцию полученной выбранной модели (осуществление прогноза) и оценку полученного результата.

4. Предложена методика определения прогнозных показателей эффективности мероприятий по повышению нефтеотдачи продуктивных пластов любого уровня доверительной вероятности с использованием одномерной статистики, которая включает в себя:

- выявление характера распределения частот наблюдаемых значений прироста добычи нефти, достигнутого с использованием наиболее распространенных методов увеличения нефтеотдачи и их отклонений от нормального распределения;

- подбор к фактическому частному распределению результатов проведенных наблюдений известных теоретических распределений;

- определение ожидаемых приростов добычи нефти при применении того или иного метода увеличения нефтеотдачи на рассматриваемом объекте разработки с заранее заданной величиной доверительности.

5. Разработаны методы формирования эконометрических моделей прогнозирования показателей экономической эффективности применения отдельных видов МУН при большом числе независимых переменных, характеризующих природные особенности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии, с их трудно предсказуемым влиянием на конечные результаты.

6. Определены основные факторы, влияющие на результаты интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений. На основе анализа и обработки геолого-технической и экономической информации о результатах внедрения МУН на ряде добывающих предприятий Волго-Урала и Западной Сибири выявлены наиболее значимые технико-экономические показатели эффективности их применения в рамках нефтегазодобывающего предприятия, такие как прирост дебита добывающих скважин по нефти, дополнительный годовой объем добычи нефти по скважинам, объем дополнительной добычи нефти по объекту разработки, снижение себестоимости добычи нефти, прирост чистой прибыли, чистого дисконтированного дохода и др.

7. Выявлены возможности применения различных абсолютных, относительных и временных критериев оценки экономической эффективности инвестиций применительно к использованию МУН на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. В частности, в работе обосновывается, что затраты нефтегазодобывающих предприятий на осуществление МУН, несмотря на существующие возможности отнесения их на себестоимость добычи (в соответствии с налоговым законодательством), по своему экономическому содержанию в большинстве случаев являются инвестициями. Теоретически, при экономической оценке этих инвестиций следует учитывать, что она соответствуют понятию как эффективности инвестиций в освоение остаточных запасов месторождения (учет этих затрат в общем бизнес-плане дальнейшей разработки месторождения), так и понятию маржинальной эффективности инвестиций (при их оценке применительно к отдельной скважино-операции). Особенностью оценки эффективности инвестиций в осуществление МУН применительно к отдельной скважино-операции является необходимость учета степени сокращения добычи нефти на месторождении в будущем в результате ее проведения, что должно находить отражение в формировании соответствующего денежного потока.

8. Предложена экономико-математическая модель целочисленного программирования для оптимизации прогнозных графиков проведения МУН при значительном числе разрабатываемых объектов и разнообразных методах воздействия на продуктивные пласты, позволяющая целенаправленно управлять внедрением мероприятий по увеличению нефтеотдачи на нефтегазодобывающем предприятии при разработке истощенных нефтяных месторождений.

9. Проведен анализ действующего законодательства с точки зрения возможности применения льготного налогообложения добычи нефти по нефтяным месторождениям, находящимся в поздней стадии разработки, и выдвинуты предложения по его совершенствованию.

Практическая ценность диссертационного исследования состоит в том, что предложенные автором концептуальные подходы к бизнес-прогнозированию могут быть использованы на разных уровнях управления нефтегазовым бизнесом:

- нефтегазодобывающими предприятиями и нефтяными компаниями при разработке и корректировке прогнозов и стратегических планов добычи нефти на истощенных нефтяных месторождениях;

- федеральными и региональными органами управления при разработке законопроектов и поддержке инновационных программ в сфере рационального использования природных ресурсов;

- в учебном процессе при подготовке специалистов для нефтедобывающей промышленности.

Реализация результатов исследования

Основные положения диссертационной работы реализованы:

- при подготовке законодательных материалов в Комитете по природным ресурсам и природопользованию Государственной Думы РФ;

- при обосновании стратегических и тактических планов разработки нефтяных месторождений на поздней стадии, в частности в ПК «Лукойл» и ее структурных подразделениях;

- в учебно-методических разработках, внедренных в образовательный процесс подготовки экономистов и менеджеров для нефтяной и газовой промышленности.

Научная апробация результатов исследования

Основные положения и результаты диссертационного исследования неоднократно представлялись автором на семинарах, совещаниях и конференциях различных уровней, в том числе международных («Проблемы нефтегазовой отрасли» - Уфа, 1998); «Проблемы нефтегазового комплекса России» - Уфа, 1998; «Инвестиции в Республике Башкортостан» - Уфа, 1999; «Нефть и газ Западной Сибири» - Тюмень, 2005); всероссийских («Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортирования нефти и газа на основе современных информационных технологий» - Тюмень, 1998; «Управление экономикой: методы, модели, технологии» - Уфа, 2002; «Технолого-инструментальные новации в управлении топливно-энергетическим комплексом: макро-, мезо- и микроуровень» - Тюмень, 2005, 2006; «Приоритетные национальные проекты и государственно-частное партнерство» - Москва, 2006).

Публикации

Результаты исследования отражены в 29 публикациях автора, в том числе в трех монографиях, статьях и научных докладах. Общий объем публикаций составляет 62 п.л., авторских - 45,3 п.л.

Структура диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения, списка использованных источников и приложений.

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", Тарасюк, Василий Михайлович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В выполненном исследовании определены направления и разработаны теоретико-методологические основы бизнес-прогнозирования в нефтедобыче на поздней стадии эксплуатации месторождений и предложены инструменты реализации этих прогнозов. Основные выводы и рекомендации сводятся к следующему.

1. В отечественной практике нефтедобычи, когда отборы запасов систематически не восполняются их приростом, повышение нефтеотдачи пластов на действующих месторождениях становится одним из важнейших вопросов развития нефтедобывающей промышленности. В то время, когда на месторождениях ведущих нефтедобывающих стран мира коэффициент нефтеизвлечения растет, то в Российской Федерации он в целом падает. Например, по сравнению с США он меньше в 1,5 раза, и это при относительно лучшей структуре запасов. Происходит и существенное снижение проектного коэффициента нефтеотдачи, который к настоящему времени составляет всего 28%, что существенно ниже среднемирового. И это объясняется главным образом тем, что в России относительно мало применяются современные методы увеличения нефтеотдачи пластов.

2. Для решения сложного комплекса вопросов увеличения нефтеотдачи на истощенных месторождениях, когда более 70% запасов находится в диапазоне низких дебитов скважин на грани рентабельности и требуются новые технологии со значительно большими затратами финансовых и материально-технических ресурсов, нежели при использовании традиционных систем разработки, сформулированы концептуальные положения бизнес-прогнозирования добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений, которые включают в себя: уточнение место прогноза в общей системе «бизнес-прогнозирование - стратегическое планирование - бизнес-планирование - перспективное планирование -текущее планирование - оперативное планирование»; классификацию методов прогнозирования в нефтедобыче с учетом уникальной сложности

275 процесса разработки углеводородных месторождений; выявление особенностей применения квалитативных и квантитативных методов прогнозирования в нефтедобыче.

3. Уточнен понятийный аппарат, применяемый в сфере увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов истощенных нефтяных месторождений, и дана авторская классификация методов увеличения нефтеотдачи, позволяющая в большей степени учитывать уникальные особенности процессов разработки месторождений и методов повышения нефтеизвлечения.

4. Проведенная оценка методов определения эффективности применения МУН по фактически проведенным мероприятиям позволила выявить несоответствие между системой предварительной оценки планируемой эффективности и фактическим результатом (ошибки превышают 100%). Следовательно, требуется совершенствование инструментов оценки технологической и экономической эффективности, позволяющих более точно учитывать геолого-технические особенности проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи продуктивных пластов и результаты по уже проведенным скважино-операциям.

5. Разработаны общие принципы сбора и обработки информации о ходе разработки месторождений с учетом результатов проведенных мероприятий по увеличению нефтеотдачи, включая редукцию или уплотнение исходных данных, построение прогнозной модели и ее оценку, экстраполяцию полученной выбранной модели (осуществление прогноза) и оценку полученного результата.

6. Предложена методика определения прогнозных показателей эффективности мероприятий по повышению нефтеотдачи продуктивных пластов с использованием одномерной статистики, которая включает в себя: выявление характера распределения частот наблюдаемых значений прироста добычи нефти по наиболее распространенным методам увеличения нефтеотдачи и определение их отклонений от нормального распределения;

276 подбор известных теоретических распределений к фактическому частному распределению проведенных наблюдений; определение ожидаемых приростов добычи нефти при применении того или иного метода увеличения нефтеотдачи на рассматриваемом объекте разработки с заранее заданной величиной доверительности.

7. Определены основные факторы, влияющие на результаты интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений, и предложены методы формирования эконометрических моделей прогнозирования показателей экономической эффективности применения отдельных видов методов увеличения нефтеотдачи при большом числе независимых переменных, характеризующих природные особенности разработки остаточных запасов нефтяных месторождений.

8. Выявлены возможности применения различных абсолютных, относительных и временных критериев оценки экономической эффективности инвестиций применительно к использованию МУН на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и внесены предложения по совершенствованию методических положений оценки эффективности применения МУН на поздней стадии разработки месторождений.

9. Оптимальный прогнозный график проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи при значительном числе эксплуатируемых объектов и разнообразии методов воздействия на продуктивные пласты предлагается разрабатывать на основе экономико-математической модели целочисленного программирования. В качестве целевой функции в этой модели принята величина прироста чистого дисконтированного дохода при осуществлении мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов, ограничениями служат требования действующего проекта разработки (доразработки) или лицензионного соглашения и ресурсное обеспечение нефтегазодобывающего предприятия. Использование предложенной модели позволит целенаправленно управлять проведением мероприятий по увеличению нефтеотдачи на нефтегазодобывающих предприятиях при разработке истощенных нефтяных месторождений.

10. Обоснована необходимость корректировки Федерального закона №151-ФЗ от 27.07.2006 г., предусматривающего применение понижающего коэффициента к ставке НД11И для истощенных объектов нефтяного месторождения. Разработаны предложения по его совершенствованию, включающие определение экономически обоснованного КИН на базе создания системы бухгалтерского учета добычи и затрат по объектам разработки, и после его достижения - полной отмены ставки НД11И на добычу нефти. 1 2 3 4 5 6 7 8 9

10

11

12

13

14

15

16

17