Но в данном случае необходимо учитывать отложенный эффект применяемых технологий. В масштабах одного года обычно заметен в основном положительный эффект, а в масштабах 2-5 лет может проявиться и отрицательный отложенный эффект проведенных мероприятий, который будет влиять на себестоимость нефти. Проблема заключается в том, что экономисты нефтедобывающего предприятия не знают определенно, на сколько возрастет себестоимость нефти в результате применения того или иного метода интенсификации добычи в перспективе нескольких лет.

Рис.3. Проявление отложенного эффекта технологии заводнения подтоварной водой

К примеру, если месторождение разрабатывается с применением системы поддержания пластового давления заводнением, то интенсификация добычи неизбежно приводит к интенсификации заводнения. В заводнении все больше и больше участвует подтоварная вода, поскольку других способов ее утилизации обычно нет. Через несколько лет заводнение подтоварной водой может привести к значительным солеотложениям на скважинном оборудовании (рис.3), а это приведет к уменьшению межремонтного периода скважин вплоть до 1 месяца.

На данном примере показан отложенный эффект технологии заводнения подтоварной водой. В таких случаях руководство нефтедобывающей компании обычно приходит к выводу, что необходимо применение дополнительных технологий: для борьбы с солеотложениями, для эффективного освоения скважин после ремонтов и др. Таким образом, круг повышения себестоимости нефти замыкается.

Теперь рассмотрим динамику изменения выручки от продажи нефти и себестоимости добытой нефти в условиях активной интенсификации добычи. Если принять, что цена на нефть в течение рассматриваемого периода постоянна, то благодаря мероприятиям по интенсификации добычи выручка от продажи нефти будет расти линейно. Также можно предположить, что в результате действия отложенных эффектов себестоимость добычи нефти при этом будет увеличиваться экспоненциально (рис.4). В таком случае себестоимость будет очень быстро приближаться к выручке.

Рис.4. Зависимость роста себестоимости нефти от интенсификации добычи. Модель интенсификации добычи (цена нефти постоянна)

Альтернативой активной интенсификации добычи является обеспечение максимально эффективной нормы отбора, то есть такого отбора, при котором добыча нефти и газа из скважины производится без потери энергии коллектора и без оставления в коллекторе неразработанных нефтяных карманов (рис.5).

Рис.5. Зависимость роста себестоимости нефти от интенсификации добычи. Модель оптимальной добычи (цена нефти постоянна)

При развитии ситуации в соответствии с графиком, изображенным на рис.4, величина прибыли оказывается очень чувствительна к изменению цены на нефть. Нефтедобывающая компания становится очень уязвима от внешних факторов, влияющих на цену нефти: колебания цен на мировых рынках, сбои в транспортировке нефти через другие государства, снижение спроса в результате картельного сговора и других. Например, в рамках предложенной модели рассматривается падение цены нефти на 30% (рис.6,7). Наибольшая степень риска по указанным факторам характерна для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки (рис.6, г) - эксплуатация месторождения может мгновенно стать убыточной, а снижение себестоимости нефти или остановка эксплуатации очень затруднительны и долговременны.

Таким образом, при составлении производственной программы мероприятий по интенсификации добычи и повышению нефтеотдачи пластов существует необходимость учитывать изменение себестоимости нефти, происходящее в результате применения запланированных технологий. Технологии могут обладать отложенным эффектом, который способен привести к быстрому росту себестоимости нефти в перспективе 2-5 лет.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.6. Зависимость роста себестоимости нефти от интенсификации добычи. Модель интенсификации добычи (цена нефти падает на 30% - показано стрелками)

Рис.7. Зависимость роста себестоимости нефти от интенсификации добычи. Модель оптимальной добычи (цена нефти падает на 30% - показано стрелками)

Оценка экономической эффективности мероприятий, направленных не только на получение высоких дебитов, но и на достижение высокой нефтеотдачи является важнейшей задачей. Особую актуальность она приобретает для России в связи с нахождением большинства месторождений на поздней стадии разработки. Как приостановить темпы падения добычи углеводородов на выработанных месторождениях с оптимизацией затрат на ремонтно-восстановительные работы.

Для того чтобы глубже разобраться в данной проблеме, по мнению автора, следует определить экономическую значимость факторов, влияющих на темпы добычи. Другими словами, прежде чем формировать план мероприятий по борьбе с падением добычи, следует понять, с чем же в первую очередь необходимо и возможно бороться.

На первом этапе определим скорость падения добычи для ряда месторождений. Для этого найдем уравнение зависимости добычи от времени за определенный период, например за последние 10 лет, и рассчитаем производную от полученной функции в крайней точке:

(8)

(9)

где Q - мгновенная суммарная добыча нефти по всему месторождению, тн; t - время, годы; Vq - скорость падения добычи нефти на месторождении, тн/год.

В результате получаем набор данных (табл.2).

Таблица 2.

Скорость падения добычи нефти по каждому месторождению

На втором этапе методами дисперсионного анализа определяются основные геолого-промысловые факторы, влияющие на скорость падения добычи. Не основываясь на реальных статистических данных, в качестве примера для иллюстрации предлагаемого подхода выберем несколько очевидных факторов:

1) неоднородности коллектора, искусственно созданные при проведении гидроразрыва пласта,

2) естественные неоднородности коллектора,

3) закачка в пласт минерализованной (подтоварной) воды для поддержания пластового давления,

4) темп отбора пластовой жидкости,

5) условия поддержания пластового давления, в частности управление фильтрационными потоками в пласте,

6) обводнение продукции по различным причинам (прорыв подошвенной воды, прорыв нагнетаемой в пласт воды, отжим воды из глин при аномально низком давлении),

7) отложение солей на внутрискважинном оборудовании.

Понятно, что существует множество факторов, и влияют на падение добычи они по-разному. Поэтому на третьем этапе для количественной оценки влияния вышеназванных факторов на темп добычи нефти целесообразно применить методику нахождения уравнения множественной регрессии, описывающего связь скорости падения добычи нефти с этими факторами. Для нахождения математической зависимости многофакторной связи скорости падения добычи нефти Vq с рассматриваемыми факторами уравнение регрессии следует взять в виде произведения функций влияния отдельных факторов:

(10)

где Vq_j - скорость падения добычи нефти на месторождении j; Vq_av - среднее значение скорости падения добычи нефти для n месторождений; F_i (x_ij) - функция влияния для i-го фактора; x_ij - значение i-го фактора для j-го месторождения (i = 1, 2., m). В результате расчетов должны получить функции влияния для каждого из рассматриваемых факторов (табл.3).

Таблица 3.

Функции влияния факторов на скорость падения добычи нефти

Применяя полученное выражение зависимости скорости снижения добычи от влияющих факторов (табл.3), можно прогнозировать уровень добычи для конкретного месторождения. Анализ функции влияния каждого из рассматриваемых факторов позволит наметить пути повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи.

На следующем этапе среди влияющих факторов следует выделить экономически значимые. Для этого распределим факторы по группам (рис.8).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.8. Классификация факторов по управляемости

Если существует возможность изменять значение фактора в широком диапазоне, значит фактор управляемый (рис.8). Очевидно, факторы №№ 1, 3, 4 (табл.3) являются управляемыми, поскольку:

1) количество производимых гидроразрывов пласта задает разработчик месторождения,

3) существует технология подготовки воды и 4) темп отбора пластовой жидкости также задает разработчик месторождения. Эта группа факторов является наиболее экономически значимой, поскольку здесь экономический эффект от изменения значения фактора является предсказуемым. Основываясь на найденные функции влияния, можно подобрать наиболее эффективные с экономической точки зрения значения и придерживаться их.

К неуправляемым факторам следует отнести №№ 2, 5, 6, 7 (табл.2) поскольку: 2) естественные неоднородности коллектора изначально свойственны месторождению независимо от разработчика,

5) технологии управления фильтрационными потоками в пласте и поддержания необходимого давления в заданных участках пласта до сих пор не существует,

6) технологии изменения обводненности продукции в заданном диапазоне не существует и 7) технологии, позволяющей предупредить процесс солеотложения, в данный момент тоже не существует. Однако, не смотря на то, что не существует технологии, которая позволила бы заранее предсказать и предупредить процесс солеотложения, существует много химических продуктов для борьбы с отложениями на оборудовании. Поэтому среди неуправляемых факторов следует выделить группу, для которой разработаны методы борьбы с последствиями действия фактора (рис.8, В). По сравнению с группой А, факторы группы В имеют меньшую экономическую значимость, поскольку эффект от средств, вложенных в их изменение, менее предсказуем. Вложение средств в изменение факторов группы Г не имеет смысла, однако здесь целесообразны инвестиции в научные исследования.

Предложенная на рис.8 схема не является универсальной и зависит от природы влияющих факторов. Например, если рассматривать такой фактор как обводненность (табл.2, п.6), то его можно отнести к группе как управляемых, так и неуправляемых факторов, в зависимости от причин обводнения: прорыв подошвенных вод, прорыв воды системы поддержания пластового давления, отжим воды из глин.

Таким образом, в четвертой главе диссертационного исследования, в результате анализа и обобщения существующих рекомендаций по оценке экономической эффективности проектов и мероприятий по интенсификации добычи и повышению нефтеотдачи пластов формализовано понятие эффективности технологии интенсификации добычи или повышения нефтеотдачи пластов. Условия задачи по определению наиболее эффективного набора мероприятий по интенсификации добычи и повышению нефтеотдачи пластов при существующих ограничениях по ресурсам формализованы для последующего решения симплекс-методом.

Разработаны пути совершенствования методологии формирования производственной программы мероприятий по интенсификации добычи и повышению нефтеотдачи пластов. Производственную программу мероприятий по интенсификации добычи и повышению нефтеотдачи пластов следует считать экономически обоснованной, если произведены следующие расчеты:

  расчет экономической эффективности каждой из планируемых к применению технологий. При расчетах необходимо учитывать геологические факторы;

  определение наиболее эффективного набора (по видам технологий и по их количеству) мероприятий при существующих ограничениях по ресурсам. При расчете необходимо ввести поправку на эффективность повторных обработок;

  оценка риска неуспешного применения каждой технологии на данном объекте.

Оценено влияние интенсификации добычи на устойчивость нефтедобывающей компании от внешних экономико-политических факторов. Введено понятие "отложенного эффекта" и обоснована его необходимость для определения зависимости роста себестоимости нефти от интенсификации добычи. Технологии могут обладать отложенным эффектом, который может привести к быстрому росту себестоимости нефти в перспективе 2-5 лет. Таким образом, разработка месторождений с применением активной интенсификации добычи может привести к экспоненциальному росту себестоимости нефти, в то время как выручка будет нарастать линейно при постоянных ценах на нефть. Тогда нефтедобывающая компания становится уязвима от внешних факторов, таких как: резкие колебания цен на нефть на мировых рынках, сбои в транспортировке нефти через другие государства, временное отсутствие спроса на нефть в результате картельного сговора. В результате действия таких факторов эксплуатация месторождения мгновенно становится нерентабельной, а снижение себестоимости нефти или остановка эксплуатации очень затруднительны и долговременны.

Предложен подход к оценке влияния различных геолого-промысловых факторов на скорость падения добычи нефти на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки. Для эффективного планирования мероприятий по интенсификации добычи и повышению нефтеотдачи пластов целесообразно определить функции влияния геолого-промысловых факторов на скорость падения добычи нефти по месторождению. Решение задачи по определению влияющих факторов и расчету функций влияния может быть основано на методах дисперсионного анализа и уравнений множественной регрессии.

В заключении сформулированы основные выводы и обобщены результаты исследования, подтверждающие достижение поставленной цели и решение сформулированных задач.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

3. Гилязов, Т.Ф. Анализ методов повышения продуктивности скважин на основе оценки эксплуатации нефтяных месторождений / Т.Ф. Гилязов // Электронное научное издание "Труды МЭЛИ: электронный журнал". - 2008. - № 6.0,4 п. л.

4. Гилязов, Т.Ф. Анализ физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН) на месторождениях Башкортостана / Т.Ф. Гилязов, Ф.А. Петрище // Материалы Международной научной конференции молодых ученых - преподавателей, сотрудников, аспирантов и соискателей "Социально-экономические проблемы кооперативного сектора экономики". - М.: Российский университет кооперации, 2008. - С.166-167.0,2 п. л. (авт. текст 0,1 п. л.)

5. Гилязов, Т.Ф. Возможности интенсивного развития российских технологий повышения нефтеотдачи / Т.Ф. Гилязов // Материалы II Международного научного симпозиума "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов". - М.: ОАО "ВНИИнефть им. акад.А.П. Крылова", 2009.0,3 п. л.

6. Гилязов, Т.Ф. Нефтесервис как перспективное направление развития инновационной экономики в России / Т.Ф. Гилязов // Электронное научное издание "Труды МЭЛИ: электронный журнал". - 2009. - № 12.0,2 п. л.

7. Гилязов, Т.Ф. О применении различных технологий ОПЗ для повышения нефтеотдачи пластов / Т.Ф. Гилязов, Ф.А. Петрище // Материалы Международной научной конференции молодых ученых - преподавателей, сотрудников, аспирантов и соискателей "Социально-экономические проблемы кооперативного сектора экономики". - М.: Российский университет кооперации, 2008. - С.168-169.0,2 п. л. (авт. текст 0,1 п. л.)

8. Гилязов, Т.Ф. Формирование рынка сервисных услуг в нефтегазовой отрасли России / Т.Ф. Гилязов // Электронное научное издание "Труды МЭЛИ: электронный журнал". - 2009. - №9.0,3 п. л.

Размещено на Allbest.ru