Решение современных проблем инновационного развития нефтегазовой отрасли

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное автономное

образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт нефти и газа

Кафедра технологических машин и оборудования нефтегазового комплекса

КУРСОВАЯ РАБОТА

«Решение современных проблем инновационного развития нефтегазовой отрасли»

Руководитель Сопов Е.А.

Студент НМ16 - 01 М 081626545 Котельников В.В.

Красноярск 2016



Содержание

проектный риск инновационный нефтегазовый

Введение

1. Проблемы развития нефтегазовой отрасли

2. Динамическая модель проектных рисков

2.1 Метод построения базовой динамической модели проектных рисков

2.2 Метод адаптации базовой модели проектных рисков

Заключение

Список использованных источников



Введение

Нефтегазовая отрасль России - это одна из ведущих отраслей, определяющая современное состояние и перспективы социально -экономического развития страны. Она обеспечивает около 1/4 производства валового внутреннего продукта, 1/3 объема промышленного производства и доходов консолидированного бюджета, экспорта и валютных поступлений.

Целью данной работы является изучение существующих проблем инновационного развития нефтегазовой отрасли, а также определение оптимальных путей решения на основе построения модели.



1. Проблемы развития нефтегазовой отрасли

Нынешнее состояние нефтегазовой отрасли вызывает серьезные опасения. Как известно, национальная экономика развивается преимущественно за счет сырьевых отраслей. Сейчас природные ресурсы обеспечивают 3/4 национальных доходов. Относительно высокие темпы роста ВВП последних лет не сопоставимы с темпами роста цен на энергоносители. Доля России на мировом рынке наукоемкой продукции составляет всего 0,3%, а в списке стран, наиболее динамично развивающихся в последние десятилетия, почти нет сырьевых экспортеров, а в основном представлены страны, представляющие наукоемкие технологии.

Современное состояние минерально - сырьевой базы углеводородного сырья характеризуется снижением разведанных запасов нефти и газа и низкими темпами их воспроизводства. Объемы геологоразведочных работ не обеспечивают воспроизводство минерально - сырьевой базы нефтегазовой промышленности, что в перспективе, особенно в условиях быстрого роста добычи нефти, может стать серьезной угрозой энергетической и экономической безопасности страны [1].

Продолжает ухудшаться структура разведанных запасов нефти. Происходит опережающая разработка наиболее рентабельных частей месторождений и залежей. Вновь подготавливаемые запасы сосредоточены в основном в средних и мелких месторождений, являются в значительной части трудноизвлекаемыми. В целом объем трудноизвлекаемых запасов составляет более половины разведанных запасов станы.

По прогнозам академика Н.П. Лаверова следует, что если в самое ближайшее время не будут открыты и введены в разработку новые крупные месторождения нефти, то ее добыча в стране начнет быстро падать [1]. Об этом свидетельствуют данные, представленные на рисунке 1.



Рисунок 1 - Прогноз добычи нефти в России до 2050 г.

Если принять во внимание, что при удачном исходе геологоразведочных работ от их начала до ввода в промышленную эксплуатацию открытых месторождений проходит не менее 15 лет, то время для бесперебойного восполнения быстро истощающихся ресурсов уже упущено [1].

Структура запасов газа в России более благоприятная, чем нефти, однако имеется тенденция увеличения доли сложных и трудноизвлекаемых запасов. Проблем их освоения связаны с сокращением находящихся в промышленной разработке высокопродуктивных, залегающих на небольших глубинах запасов, природно - климатическими условиями и удаленностью будущих крупных центров добычи газа от сложившихся центров развития газовой промышленности.

Запасы газа базовых разрабатываемых месторождений Западной Сибири - основного газодобывающего региона страны выработаны на 55 - 75% и перешли либо перейдут в ближайшие годы в стадию падающей добычи.

Таким образом, одна из объективных причин отставания развития российской нефтегазовой отрасли - это истощение запасов по мере эксплуатации нефтяных месторождений и как следствие этого качественное ухудшение нефтяного сырья.

Эффективность геологоразведочных работ невысока, в основном открываются мелкие и средние месторождения, которые расположены от существующей производственной инфраструктуры. За последние 7 лет в 3 раза сократились объемы геологоразведочных работ и их финансирование. В результате приросты разведанных запасов не компенсируют текущую добычу энергоресурсов [2].

Так, например, Республика Башкортостан является старейшим нефтегазодобывающим регионом России. Сегодня в республике почти все крупные и большинство средних месторождений находятся в финальной стадии разработки - их выработанность от первоначальных запасов превышает 80%. Извлекаемая из недр башкирская нефть - средняя, тяжелая и вязкая, с высоким содержанием серы (3 - 5%) и большой обводненностью (порядка 90 - 95%). Объем нефтедобычи поддерживается с введением новых, в основном мелких и малопродуктивных месторождений, на долю которых приходится более половины нефтяных ресурсов региона [3].

Следует отметить, что внешнеэкономическая стратегия России в основном ориентирована на продажу энергоресурсов и сырья. И в ближайшей перспективе такая ситуация будет сохраняться. В основном платежный баланс зависит от мировых цен на нефть и другие энергоресурсы. Эффективность нефтегазового сектора оценивается не как совокупность технологий (добыча, переработка, транспортировка и сбыт продукции), а само сырье, которым торгуют на мировом рынке российские нефтяные компании.

По данным энергетической стратегии России до 2020 года планируемый рост объема добычи нефти будет зависеть от вариантов социально-экономического развития страны.

В условиях оптимистического и благоприятного вариантов социально -экономического развития добыча нефти может составить порядка 490 млн. т в 2010 году и возрасти до 250 млн. т.

При умеренном варианте социально-экономического развития страны добыча нефти существенно ниже - до 450 млн. т. в 2020 году. При критическом варианте рост добычи нефти может продолжаться лишь в ближайшие 2 года, а затем ожидается небольшое падение добычи до 360 млн. т к 2010 году и до 315 млн. т. к 2020 году [4].

В сложившихся условиях мирового экономического кризиса, когда резко упали мировые цены на нефть, значительный удар пришелся на нефтедобывающую отрасль, финансовое состояние которой напрямую зависит от стоимости углеводородов.

По мнению многих экономистов в связи с этими обстоятельствами дальнейшее развитие нефтегазовой промышленности России в значительной мере зависит от усиления роли инвестиционной и инновационной политики государства. И единственный путь выхода из кризиса - это обновление основного капитала, то есть рост инвестиций в производство.

По расчетам Минэкономики России, общая сумма инвестиций в нефтегазовый комплекс за 2000 - 2015 годы может составить 166,3 млрд. долларов (таблица 1) [2].

Среднегодовой их объем за это время может увеличиться в 3 раза.

Значительное отставание российской нефтегазовой промышленности от мировой состоит, в первую очередь, в дефиците инвестиции. До сих пор ограниченные инвестиционные ресурсы направляются не на обновление основного капитала, сколько на его простое воспроизводство. В результате этого значительная часть производственных мощностей находится на грани физического выбытия. Особенно высока степень износа машин и оборудования.



Таблица 1 - Динамика спроса на инвестиции в нефтегазовый комплекс

Объем инвестиций млрд. долл.	Годы
	1999	2000	2001 - 2005	2006 - 2010	2011 - 2015	2001 - 2015	2016 - 2020	2001 - 2020
Нефть
- добыча	1,8	2,2	15	27	40	82	43	123
- переработка	0,2	0,2	1,5	2,5	2,8	6,8	3,2	10
- транспорт	0,2	0,6	3,5	4	5	12,5	5,5	18
Газ	3,1	3,5	17	22	26	65	35	100
Итого в НГК	5,3	6,5	37	55,5	73,8	166,3	86,7	251

Основным источником инвестиционных ресурсов в эту отрасль остаются собственные средства нефтегазовых компаний. На их долю приходится около 90% общего объема инвестиций в основной капитал нефтегазовой отрасли.

В отличие от российских иностранные нефтегазовые компании финансовые ресурсы для инвестирования отрасли привлекают либо через фондовый рынок (например, как в США и Великобритании) либо через банковскую систему (как в Японии, Южной Корее и ряде европейских стран). В этом случае расширяются инвестиционные возможности нефтегазовых компаний путем приобретения продукции и услуг материально - технического назначения, и тем самым, финансирования инвестиционного процесса в другие отрасли экономики.

Поскольку в России процесс инвестирования нефтегазовой отрасли осуществляется за счет собственных средств, то объемы инвестиций оказываются слишком малыми и стимулирующая роль этих капиталовложений для инновационного развития оказывается очень слабой.

Без сомнения, дальнейшее инновационное развитие российской нефтегазовой отрасли в значительной мере зависит от увеличения объемов инвестиций и создания высокоэффективных инновационных научно -технических и технологических решений, которые должны быть призваны на развитие сырьевой базы, создание новой техники и технологий, увеличивающих степень извлечения углеводородов из недр, повышающих нефтегазопереработки и надежность работы нефтегазотранспортных систем.



2. Динамическая модель проектных рисков

2.1 Метод построения базовой динамической модели проектных рисков

Процесс построения динамической модели проектных рисков начинается с анализа схемы финансирования инвестиционного проекта и разбиения ее на отдельные этапы. Эти этапы соответствуют стадиям жизненного цикла месторождения. Жизненный цикл любого месторождения представляется совокупностью 6 стадий: геологоразведочные работы, бурение и обустройство, стабильная и максимальная добыча, резкое падение добычи, стабилизация падения добычи, обводнение и ликвидация (консервация) месторождения. При этом учитываются только денежные потоки «Валовая выручка», «Капитальные вложения», «Текущие затраты» и «Дисконтированный доход» и не акцентируется внимание на длительности стадий, что обеспечивает возможность применения разработанного метода для различных месторождений независимо от длительности сроков их освоения. Ниже приводится краткая характеристика основных стадий жизненного цикла место рождения [5].

Стадия 1. Геологоразведочные работы (ГРР). Проводятся с целью подготовки месторождения к разработке с предварительной геолого - экономической оценкой запасов [7]. Включает региональный, поисково - оценочный и разведочный этапы, из которых при составлении перечня технико - экономических показателей значимости проектных рисков представляется целесообразным учитывать только 2-ой и 3-ий этапы в связи с тем, что при выполнении ГРР основные затраты связаны с поисковым и разведочным бурением.

Стадия 2. Бурение и обустройство. Если предварительная геолого - экономическая оценка свидетельствует о рентабельности разработки открытого месторождения, то реализуется проект пробной эксплуатации. С этого момента осуществляется быстрый рост капитальных вложений и появляются текущие затраты на эксплуатацию пробуренных скважин. Объем добываемой нефти и валовая вы ручка от ее продажи столь мала, что не покрывает всех затрат, связанных с реализацией проекта пробной эксплуатации. Уточненные в процессе пробной эксплуатации геолого - геофизические характеристики месторождения являются основой для выполнения проектов разработки и обустройства месторождения в целом и их последующей реализации. Происходит резкий рост капитальных вложений, которые в некоторый момент достигают своего максимума. Одновременно растут объем добычи и текущие затраты. Строятся системы нефтесбора, подготовки нефти, поддержания пластового давления. С завершением строительства основных нефтепромысловых объектов объем капитальных вложений быстро сокращается до некоторого стабильного уровня. При этом темпы роста объема добычи и, следовательно, валовой выручки, значительно превышают интенсивность роста текущих затрат [5].

Стадия 3. Стабильная и максимальная добыча. Дальнейший рост уровня добычи, который достигает своего максимума, обеспечивается за счет повышение эффективности работы введенных в эксплуатацию технологических систем. При этом наблюдается рост текущих затрат до максимального значения. Уровень капитальных вложений остается стабильно невысоким, так как строительство основных технологических объектов к этому моменту завершилось. Чистый доход снижается незначительно, либо остается на прежнем уровне. Период максимальной добычи с постепенным падением уровня длится от 3-х до 7 лет в зависимости от геологического строения залежи и интенсивности ее разработки. В конце стадии происходит снижение текущих затрат за счет повышения эффективности управления технологическими процессами. Одно временно бурятся дополнительные скважины, что позволяет замедлить падение добычи, но приводит к росту капитальных вложений. При этом происходит значительное снижение чистого дисконтированного дохода.

Стадия 4. Резкое падение добычи. Это явление наступает в связи с истощением извлекаемых запасов. Резко увеличивается процент воды в добываемой жидкости. Вследствие низкого дебита и высокой обводненности, отдельные скважины выводятся из действующего фонда, что приводит к сокращению текущих затрат. Капитальные вложения снижаются до минимального низкого уровня, который сохраняется до конца разработки месторождения. То же самое происходит с чистым дисконтированным доходом.

Стадия 5. Стабилизация падения добычи. С этой целью уплотняется сетка бурения, проводятся мероприятия по усилению нефтеотдачи скважин, такие как гидроразрыв пласта, оптимизация заводнения, форсированный отбор жидкости и т.д. Продолжается остановка низкодебитных и обводненных скважин. Текущие затраты снижаются, а капитальные затраты на ремонт скважин и оборудования остаются на прежнем уровне. Чистый дисконтированный доход сохраняется на минимальном низком уровне [5].

Стадия 6. Обводнение и консервация. Наступает период резкого обводнения действующего фонда скважин. К концу периода обводненность продукции большинства скважин составляет более 90 %. Достигшие этого уровня скважины останавливаются, вследствие чего быстро снижаются текущие затраты. При этом капитальные затраты остаются минимальными, а чистый дисконтированный доход стремится к нулю. Консервация месторождения заключается в постепенном выводе из действия низкодебитных и высокообводненных скважин. Решение об остановке каждой скважины принимается не только с учетом ее рентабельности, но и той роли, которую она играет в общей системе дренирования. При этом объем добычи и текущие затраты сокращаются до нуля. Чистый дисконтированный доход может иметь отрицательное значение в связи с произведенными затратами на консервацию месторождения.

На основе анализа индивидуальных рисков инвестиционного проекта «Сахалин2» по годам составлена матрица проектных рисков и вероятности их проявления по годам и стадиям жизненного цикла месторождения (таблицы 1). При этом перечень содержит только те риски, на которые может оказывать влияние персонал нефтегазовой компании. Для установления динамики проектных рисков по годам и стадиям жизненного цикла месторождения осуществляется дальнейшее преобразование матрицы таблицы 1. Процесс преобразования включает в себя следующие этапы [5].

Таблица 1 - Вероятность проявления проектных рисков и степень их значимости для инвестора по годам и стадиям жизненного цикла месторождений

Стадии жизненного цикла месторождений	Годы	Вероятность проявления рисков
		Геологические	Инжиниринговые	Строительные	Финансовые	Маркетинговые	Управленческие	Юридические	Экологические
ГРР	1	1,00	0,00	0,00	0,00	0,00	1,00	1,00	0,00
	2	0,57	0,00	0,00	0,18	0,00	0,86	0,86	0,01
Бурение и обустройство	1	0,37	0,05	0,00	0,31	0,00	0,70	0,70	0,05
	2	0,24	0,13	0,03	0,32	0,00	0,57	0,57	0,14
	3	0,16	0,27	0,23	0,32	0,07	0,50	0,50	0,31
	4	0,10	0,87	0,49	0,37	0,11	0,57	0,57	0,55
	5	0,07	0,98	0,82	0,58	0,18	0,71	0,71	0,69
	6	0,06	1,00	1,00	0,92	0,46	0,39	0,36	0,55
	7	0,05	1,00	1,00	0,92	0,46	0,39	0,36	0,55
	8	0,04	1,00	0,87	0,96	0,96	0,27	0,21	0,62
Стабильная и максимальная добыча	1	0,04	1,00	0,72	0,98	1,00	0,20	0,14	0,79
	2	0,05	1,00	0,67	0,99	0,96	0,18	0,09	0,90
	3	0,06	0,93	0,64	1,00	0,86	0,17	0,07	0,98
	4	0,06	0,75	0,62	1,00	0,79	0,16	0,05	1,00
	5	0,08	0,65	0,62	0,92	0,77	0,15	0,04	0,98
	6	0,13	0,60	0,62	0,73	0,75	0,14	0,03	0,88
	7	0,17	0,58	0,60	0,63	0,70	0,13	0,03	0,81
Резкое падение добычи	1	0,21	0,57	0,49	0,58	0,68	0,13	0,03	0,81
	2	0,24	0,56	0,46	0,57	0,55	0,12	0,03	0,69
	3	0,29	0,56	0,45	0,43	0,54	0,11	0,03	0,69
	4	0,33	0,55	0,44	0,34	0,52	0,10	0,02	0,62
Стабилизация и падения добычи	1	0,38	0,51	0,31	0,24	0,51	0,09	0,02	0,61
	2	0,43	0,40	0,21	0,21	0,50	0,08	0,02	0,60
	3	0,46	0,35	0,15	0,18	0,48	0,07	0,02	0,57
	4	0,48	0,31	0,13	0,18	0,46	0,06	0,02	0,57
	5	0,47	0,31	0,12	0,17	0,45	0,05	0,01	0,57
	6	0,46	0,29	0,12	0,17	0,32	0,04	0,01	0,55
	7	0,43	0,27	0,12	0,17	0,11	0,04	0,01	0,43
Обводнение и консервация	1	0,37	0,27	0,10	0,15	0,18	0,03	0,01	0,29
	2	0,28	0,25	0,10	0,15	0,20	0,02	0,01	0,17
	3	0,19	0,18	0,08	0,12	0,18	0,01	0,01	0,12
	4	0,06	0,11	0,05	0,09	0,04	0,00	0,00	0,05
	5	0,00	0,02	0,03	0,03	0,00	0,00	0,00	0,00
Степень значимости для инвестора	4	8	13	5	10	5	3	7

Осуществляется нормализация степеней значимости проектных рисков по следующему выражению:

, (1)

где: kl* - нормализованная степень значимости j - го проектного риска; kj - степень значимости j - го проектного риска, j=1,2,...,n; n - количество проектных рисков.

В результате этих преобразований нормализованные степени значимости kl* будут удовлетворять условию:

(2)

После этого для каждой стадии жизненного цикла и года освоения месторождения вычисляются вероятности проявления проектных рисков с учетом нормализованных степеней их значимости следующим образом:

, (3)

где: Pijt* - вероятность проявления j - го проектного риска с учетом нормализованной степени его значимости на i - ом году t - ой стадии жизненного цикла месторождения, i=1,2,...,mt, i=1,2,...,q; Pijt - вероятность проявления j - го проектного риска на i - ом году t - ой стадии жизненного цикла месторождения; q - количество стадий жизненного цикла месторождения [5].

Для интегральной оценки всей совокупности проектных рисков, возникающих на i - ом году t - ой стадии жизненного цикла месторождения, вводится величина Sit - степень рисков, которая вычисляется по следующему выражению:

(4)

Степень рисков Sit представляет собой вероятность проявления i - ом году t - ой стадии жизненного цикла месторождения хотя бы одного из n проектных рисков при условии, что нормализованные степени их значимости не равны 0. В соответствии с выражениями (2) и (3) для Sit выполняется условие:

(5)

Результаты обработки матрицы рисков по выражениям (1 - 5) представлены в таблице 2.



Таблица 2 - Динамика проявления проектных рисков по годам и стадиям жизненного цикла месторождения

Стадии жизненного цикла месторождений	Годы	Вероятность проявления проектных рисков с учетом их значимости для инвестора	Степень рисков
		Геологические	Инжиниринговые	Строительные	Финансовые	Маркетинговые	Управленческие	Юридические	Экологические	У
ГРР	1	0,07	0,00	0,00	0,00	0,00	0,09	0,05	0,00	0,22
	2	0,04	0,00	0,00	0,02	0,00	0,08	0,04	0,00	0,18
Бурение и обустройство	1	0,03	0,01	0,00	0,03	0,00	0,06	0,04	0,01	0,18
	2	0,02	0,02	0,01	0,03	0,00	0,05	0,03	0,02	0,18
	3	0,01	0,04	0,06	0,03	0,01	0,05	0,03	0,04	0,27
	4	0,03	0,13	0,12	0,03	0,02	0,05	0,03	0,07	0,48
	5	0,00	0,015	0,20	0,05	0,03	0,05	0,03	0,06	0,62
	6	0,00	0,15	0,24	0,08	0,05	0,05	0,03	0,09	0,69
	7	0,00	0,15	0,24	0,08	0,08	0,04	0,02	0,07	0,68
	8	0,00	0,15	0,21	0,09	0,17	0,02	0,01	0,08	0,73
Стабильная и максимальная добыча	1	0,00	0,15	0,17	0,09	0,18	0,02	0,00	0,10	0,71
	2	0,00	0,15	0,16	0,09	0,17	0,02	0,00	0,12	0,71
	3	0,00	0,14	0,15	0,09	0,15	0,02	0,00	0,13	0,68
	4	0,00	0,11	0,15	0,09	0,14	0,01	0,00	0,13	0,63
	5	0,01	0,10	0,15	0,08	0,14	0,01	0,00	0,13	0,62
	6	0,01	0,09	0,15	0,07	0,14	0,01	0,00	0,11	0,58
Стабильная и максимальная добыча	7	0,01	0,09	0,14	0,06	0,13	0,01	0,00	0,11	0,55
Резкое падение добычи	1	0,01	0,09	0,12	0,05	0,12	0,01	0,00	0,11	0,51
	2	0,02	0,08	0,11	0,05	0,10	0,01	0,00	0,10	0,47
	3	0,02	0,08	0,11	0,04	0,10	0,01	0,00	0,09	0,45
	4	0,02	0,08	0,11	0,03	0,09	0,01	0,00	0,08	0,42
Стабилизация и падения добычи	1	0,03	0,08	0,07	0,02	0,09	0,01	0,00	0,08	0,38
	2	0,03	0,06	0,05	0,02	0,09	0,01	0,00	0,08	0,34
	3	0,03	0,05	0,04	0,02	0,09	0,01	0,00	0,07	0,31
	4	0,03	0,05	0,03	0,02	0,08	0,01	0,00	0,07	0,29
	5	0,03	0,05	0,03	0,02	0,08	0,00	0,00	0,07	0,28
	6	0,03	0,04	0,03	0,02	0,06	0,00	0,00	0,07	0,25
	7	0,03	0,04	0,03	0,02	0,02	0,00	0,00	0,06	0,20
Обводнение и консервация	1	0,03	0,04	0,02	0,01	0,03	0,00	0,00	0,04	0,17
	2	0,02	0,04	0,02	0,01	0,04	0,00	0,00	0,02	0,15
	3	0,01	0,03	0,02	0,01	0,03	0,00	0,00	0,02	0,12
	4	0,00	0,02	0,01	0,01	0,01	0,00	0,00	0,01	0,06
	5	0,00	0,00	0,01	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,01
Степень значимости для инвестора	0,07	0,15	0,24	0,09	0,18	0,09	0,05	0,13	1

Для анализа динамики проявления j - го проектного риска на различных стадиях жизненного цикла месторождения целесообразно выделить следующие интервалы изменений значений Pijt* и Sit (таблица 3).

Таким образом, динамическая модель проектных рисков представляет собой схему финансирования инвестиционного проекта, построенную с учетом динамики проявления рисков по годам и стадиям жизненного цикла месторождения [5].

Таблица 3 - Интервалы вероятности и степени проявления проектных рисков

Pijt*	Вероятность проявления j - го проектного риска	Sit	Степень проявления проектных рисков разработки месторождения
от	до		от	до
0,00	0,05	незначительная	0,00	0,15	незначительная
0,05	0,10	низкая	0,15	0,30	низкие
0,10	0,15	средняя	0,30	0,45	средние
0,15	0,20	высокая	0,45	0,60	высокие
0,20	0,25	очень высокая	0,60	0,75	очень высокие

2.2 Метод адаптации базовой модели проектных рисков

Сущность предлагаемого метода адаптации базовой модели можно пояснить на примере инвестиционного проекта освоения одного из месторождений Томской области.

В результате сравнения схем финансирования инвестиционного проекта «Сахалин - 2» и проекта освоения одного из месторождений Томской области можно установить, что существуют различия как в длительности стадий, так и периодичности их повторения. Следует заметить, что эти отличия характерны для большинства месторождений Томской области, таблица 4.

В предлагаемой методике адаптации базовой модели проектных рисков (проект «Сахалин - 2») на характеристики жизненного цикла конкретного месторождения приняты следующие положения:

В пределах отдельных стадий вероятности проявления проектных рисков по годам и стадиям жизненного цикла месторождения монотонно возрастают или убывают (рисунок 2).

Если жизненный цикл месторождения содержит повторяющиеся стадии (ПС) - освоение месторождения происходит постепенно, по мере выработки извлекаемых запасов отдельных участков, то в жизненном цикле этого месторождения выделяются базовые стадии, идентичные соответствующим стадиям базовой модели. Для базовых стадий месторождения значения вероятностей проявления проектных рисков принимаются равными значениям вероятности в базовой модели, т.е. Pijt*(М)= Pijt*(B). В качестве базовых стадий жизненного цикла месторождения выбираются те, объемы капитальных вложений и валовой выручки которых по отношению к идентичным ПС достигают своих максимальных значений. Корректировка величины вероятностей проявления проектных рисков ПС выполняется с учетом соотношений объемов капитальных вложений и валовой выручки повторяющихся и базовых стадий.

Введем обозначения: Pijt*(B) - вероятность проявления j - го проектного риска с учетом нормализованной степени его значимости на i - ом году i - ой стадии базовой модели проектных рисков при i=1,2,...,mt(В), t=1,2,...,q(В); mt(В) - количество лет t - ой стадии базовой модели проектных рисков; q(В) - количество стадий базовый модели проектных рисков; Pijt*(М) - вероятность проявления j - го проектного риска с учетом нормализованной степени его значимости на i - ом году t - ой стадии жизненного цикла месторождения при i=1,2,...,mt(M), t=1,2,...,q(M); mt(M) - количество лет t - ой стадии жизненного цикла месторождения; q(M) - количество стадий жизненного цикла месторождения [5].

Процесс адаптации базовой модели проектных рисков на жизненный цикл конкретного месторождения представляется целесообразным рассмотреть на основе данных таблица 3.

Таблица 4 - Сравнительные характеристики жизненных циклов проекта «Сахалин - 2» и проекта освоения одного из месторождений Томской области

Проект «Сахалин - 2»	Проект освоения одного из месторождений Томской области	Причины существующих отличий
Стадии	Годы	Стадии	Годы	Отличия отсутствуют
ГРР	2	ГРР	2	Отличия в длительности стадий. В проекте «Сахалин-2» наблюдается некоторый временной сдвиг (2 года) начала освоения капитальных вложений и бурения скважин, вызванный строительством морской платформы. При освоении месторождений в Томской области бурение скважин и обустройство выполняются одновременно.
Бурение и обустройство	8	Бурение и обустройство	4	Отличия в длительности стадии. В проекте «Сахалин-2» капитальные вложения на этой стадии незначительные, т.к. бурение скважин в основном закончено, оборудование закуплено и высокие текущие затраты связаны с его настройкой и эксплуатацией. В Томской области для обеспечения стабильной и максимальной добычи строится система поддержания пластового давления (закачка воды в пласт) и уровень капитальных вложений снижается постепенно. Одновременно растут текущие затраты.
Стабильная и максимальная добыча	7	Стабильная и максимальная добыча	8	Отличия в длительности стадии.
Резкое падение добычи	4	Резкое падение добычи	10	Отличия в способе стабилизации падения добычи и длительности повторяющихся стадий. В проекте «Сахалин-2» для стабилизации падения добычи на скважинах проводятся геолого-технические мероприятия, повышающие нефтеотдачу пластов. Стабилизация падения добычи Освоение средних и крупных месторождений Томской области происходит постепенно, по мере выработки извлекаемых запасов отдельных участков. Таким образом поддерживается стабильная добыча.
Стабилизация падения добычи	7	Бурение и обустройство (повторение стадии 2)	3
		Стабильная добыча (повторение стадии 3)	8
		Падение добычи (повторение стадии 4)	4
Обводнение и консервация	5	Обводнение и консервация	21	Отличия в длительности стадии.

Длительности стадий базовой модели и жизненного цикла месторождения совпадают: m1(М)= m1(В). Следовательно, для этой стадии жизненного цикла месторождения будет выполняться условие: Pijt*(М)= Pijt*(B).

Стадия 2. Бурение и обустройство. Длительности стадий базовой модели и жизненного цикла месторождения не совпадают: m2(М)<m2(В). Кроме того, в проекте «Сахалин - 2» наблюдается некоторый временной сдвиг (2 года) начала бурения скважин и обустройства, вызванный строительством морской платформы. Что касается месторождений Томской области, то бурение скважин и обустройство начинаются одновременно (рисунок 3). При этом состав выполняемых работ на этой стадии в базовой модели и жизненном цикле месторождения совпадает, следовательно, совпадает характер проявления проектных рисков. Таким образом, процесс адаптация 2 - ой стадии базовой модели заключается в ее настройке на длительность 2 - ой стадии жизненного цикла месторождения с учетом временного сдвига. Сущность процесса адаптации поясняет рисунок 1 [5].

Вероятности проявления проектных рисков в первый и последний годы 2 - ой стадии жизненного цикла месторождения с учетом временного сдвига (2 года) в базовой модели принимают следующие значения (рисунок 1, б): P1j2*(М)= P3j2*(B), P4j2*(М)= P8j2*(B).

Рисунок 1 - Распределение вероятностей проявления проектных рисков по годам 2 - ой стадии

В соответствии с положения 1 методики адаптации базовой модели о монотонном характере динамики проявления проектных рисков и при условии, что т2(М)<т2(В) недостающие значения вероятностей проявления проектных рисков P2j2*(М) и P3j2*(B) могут быть получены из базовой модели путем выбора значений Pij2*(B), равноудаленных друг от друга и от P4j2*(B) и P8j2*(B).

Так как выполняется условие: тt(М)<тt(В), то длина интервала равного удаления для выбираемых значений Pijt*(В) вычисляется по выражению:

(6)

где: r(B) - длина интервала (целое число) равного удаления значений Pij2*(B) в базовой модели; тt(М)-1 - количество интервалов.

Для равномерной выборки значений Pijt*(B) необходимо, чтобы длины интервалов были равны, либо отличались на 1. В данном случае вычисленные с учетом временного сдвига тt(B)=6 по выражению (6) значения интервалов r1 и r2 не удовлетворяют этому условию: r1=0, r2=2 и, следовательно, их нужно скорректировать (сгладить).

Сглаживание значений интервалов предлагается осуществлять по методу «скользящего среднего». В соответствии с этим методом из совокупности интервалов выбираются те, у которых разница в динах превышает 1 и для них вычисляется среднее. Этот процесс повторяется до тех пор, пока разница в значениях для любой пары интервалов не будет превышать 1. Таким образом, при тt(B)=6 соответствующие интервалы, вычисленные по методу «скользящего среднего», будут равны: r1=1, r2=1 и, соответственно для стадии 2 жизненного цикла месторождения будут выбраны значения: P5j2*(B) и P7j2*(B) (рисунок 1, б) [5].

Стадия 3. Стабильная и максимальная добыча. Длительности стадий базовой модели и жизненного цикла месторождения различаются незначительно: m3(М)--m3(В)=1 (на 1 год). При этом характер проявления проектных рисков (геологических, инжиниринговых, строительных, финансовых и т.д.), связанных с выполнением всего комплекса работ по обеспечению стабильной и максимальной добычи, совпадает на этой стадии в базовой модели и жизненном цикле месторождения.

В этих условиях представляется целесообразным вероятности проявления проектных рисков на 3 - ей стадии жизненного цикла месторождения задать следующим образом: Pij3*(M)= Pij3*(B), для всех i=1,2,...,7; P8j3*(M)= P7j3*(B).

Результаты адаптации этой стадии жизненного цикла месторождения представлены на рисунке 2.

Рисунок 2 - Распределение вероятностей проявления проектных рисков по годам 3 - ей стадии

Стадия 4. Резкое падение добычи. Длительности стадий базовой модели и жизненного цикла месторождения не совпадают. При этом выполняется условие: m4(М)>m4(В) и, следовательно, необходимо внести изменения в описанный ранее (стадия 2) способ адаптации, применяемый при несовпадении длительности стадий базовой модели и жизненного цикла месторождения. Основные моменты, характеризующие способ адаптации при m4(М)>m4(В), поясняет рисунке 3 [5].

Для 4 - ой стадии базовой модели и жизненного цикла месторождения значения вероятностей проявления проектных рисков в первый и последний годы принимаются равными: P1j4*(M)=P1j4*(B), P10j4*(M)=P4j4*(B).

Рисунок 3 - Распределение вероятностей проявления проектных рисков по годам 4 - ой стадии

Недостающие значения вероятностей проявления проектных рисков жизненного цикла месторождения в интервале от P1j4*(M) до P10j4*(M) могут быть получены следующим образом [5].

Определяется длина интервала равного удаления величин Pijt*(B), выбираемых из базовой модели для задания границ изменений значений Pijt*(M) в пределах каждого интервала адаптируемой стадии жизненного цикла месторождения, по выражению: .

Где: r(M) - длина интервала (целое число) равного удаления величин Pijt*(B) в стадии жизненного цикла месторождения; mt(В)-1 - количество интервалов.

Для равномерного распределения выбранных по длине стадии жизненного цикла месторождения необходимо, чтобы длины интервалов были равны, либо отличались на 1. В данном случае r1=2, r2=2, r3=2 (рисунок 2). Если длины интервалов отличаются более чем на 1, то осуществляется сглаживание значений интервалов по методу «скользящего среднего», изложенному ранее при адаптации стадии 2.

Промежуточные значения Pijt*(M) в пределах каждого интервала с учетом положения 1 методики адаптации базовой модели о монотонном характере динамики проявления проектных рисков, определяются по следующему выражению: .

Где: Pt*s+1j - промежуточное s+1 значение вероятности проявления j - ого проектного риска t - ой стадии жизненного цикла месторождения, расположенное в пределах интервала от Pijt*(B) до Pi+1jt*(M), i=1,2,...,mt(B), s=1,2,...,r(M).

Таким образом, вероятности проявления проектных рисков Pij4*(M) на 4 - ой стадии жизненного цикла месторождения будут равны (при r1=2): P1j4*(M)= P1j4*(B); P1j4*; ; ; или

Точно также определяются вероятности проявления проектных рисков Pij4*(M) при r2=2 и r3=2. Результаты вычислений отображены на рисунке 3.

Стадия 5. Стабилизация падения добычи. В жизненном цикле данного месторождения наблюдается повторение стадий: бурение и обустройство, стабильная добыча, падение добычи. Это характерно для средних и больших месторождений, когда стабилизация уровня добычи достигается постепенным освоением отдельных участков. При этом характер выполняемых работ на ПС идентичен, однако они могут отличаться объемами капитальных вложений и валовой выручки. В общем случае эти отличия в ПС могут оказывать влияние на величину вероятностей проявления проектных рисков, и, следовательно, степеней рисков. Поэтому представляется целесообразным, руководствуясь положением 2 предлагаемой методики адаптации базовой модели на жизненный цикл конкретного месторождения, разработать некоторый способ корректировки величин проектных рисков ПС в зависимости от значений их экономических характеристик (капитальных вложений, текущих затрат и валовой выручки) [5].

Анализ динамики проявления проектных рисков Pijt*(B) в базовой модели на стадиях: бурение и обустройство, максимальная и стабильная добыча и резкое падение добычи показывает, что именно на этих стадиях значение степени риска sit?0,45 и, следовательно, месторождение в эти периоды разрабатывается и эксплуатируется в условиях высоких и очень высоких проектных рисков. При этом проектные риски Pijt*(B) этих стадий можно разбить на 2 группы, оказывающие существенное влияние на величину sit (Pijt*(B)>0,05) и незначительное влияние sit(Pijt*(B)?0,05) [5].

К первой группе рисков относятся: строительные (максимальное значение Pijt*(B)=0,24), маркетинговые (максимальное значение Pijt*(B)=0,18), инжиниринговые (максимальное значение Pijt*(B)=0,15), экологические (максимальное значение Pijt*(B)=0,13), финансовые (максимальное значение Pijt*(B)=0,09).

Вторая группа рисков включает в себя геологические, управленческие и юридические. Значения вероятностей проявления этих рисков в ПС месторождения можно не корректировать, приняв равными базовым стадиям.

В свою очередь, проектные риски Pijt*(B) первой группы делятся на риски, величина которых зависит от объемов капитальных вложений и текущих затрат на настройку и эксплуатацию технологического оборудования (строительные, инжиниринговые и экологические) и риски, величина которых определяется валовой выручкой (маркетинговые, финансовые).

Коэффициент корректировки для рисков, зависящих от объема капитальных вложений и текущих затрат, вычисляется по следующему выражению: .

Где: Cpij(M) - коэффициент корректировки вероятности проявления j - го проектного риска, зависящего от объема капитальных вложений и текущих затрат на i - ом году p - ой ПС, идентичной t - ой базовой стадии месторождения; Kpi(M) - объем капитальных вложений и текущих затрат на i - ом году p - ой ПС, идентичной t - ой базовой стадии месторождения; Kti(M) - объем капитальных вложений и текущих затрат на i - ом году t - ой базовой стадии месторождения.

Коэффициент корректировки для рисков, зависящих от валовой выручки, определяется следующим образом: .

Где: Fpij(M) - коэффициент корректировки вероятности проявления j - го проектного риска зависящего от валовой выручки на i - ом году p - ой ПС, идентичной t - ой базовой стадии месторождения; Vpi(M) - объем валовой выручки на i - ом году t - ой базовой стадии месторождения.

Корректировка вероятностей проявления проектных рисков для ПС Pp*ij(M) выполняется по следующим выражениям:

1) Для строительных, инжиниринговых и экологических рисков:

. (7)

2) Для маркетинговых и финансовых рисков:

. (8)

Результаты выполнения 1 - го этапа адаптации повторяющихся стадий жизненного цикла месторождения «Бурение и обустройство», «Стабильная добыча» и «Падение добычи» (таблица 3) представлены на рисунках 4 - 6 [5].

Рисунок 4 - Распределение по годам вероятностей проявления проектных рисков в базовой модели (2 - я стадия) и ПС жизненного цикла месторождения «Бурение и обустройство»

Рисунок 5 - Распределение по годам вероятностей проявления проектных рисков в базовой модели (3 - я стадия) и ПС жизненного цикла месторождения «Стабильная добыча»



Рисунок 6 - Распределение по годам вероятностей проявления проектных рисков в базовой модели (4 - я стадия) и ПС жизненного цикла месторождения «Падение добычи»



Заключение

Таким образом, для повышения надежности и увеличения степени извлечения углеводородов необходимо сократить риски, связанные с разработкой и эксплуатацией. Тем самым удастся минимизировать затраты и время простоя оборудования (в частности на ремонте), что в свою очередь положительно повлияет на объем добываемого сырья.

Процесс адаптации базовой модели на повторяющиеся стадии жизненного цикла месторождения выполняется следующим образом:

1) При несовпадении длительности стадии базовой модели и ПС жизненного цикла месторождения применяются методы, изложенные ранее при адаптации 2, 3 и 4 - ой стадии месторождения.

2) Для строительных, инжиниринговых и экологические рисков ПС месторождения осуществляется корректировка вероятностей их проявления в соответствии с выражением (7).

3) Для маркетинговых и финансовых рисков ПС месторождения вероятности их проявления корректируются по выражению (8).

4) Для геологических, управленческих и юридических рисков ПС месторождения вероятности их проявления принимаются равными базовой модели.



Список использованных источников

1. Арутюнов, В.С. Роль газохимии в инновационном развитии России / В.С. Арутюнов. - Газомимия.

2. Конопляник, А.А. Российский ТЭК на пути к новой экономической политике страны / А.А. Конопляник. - Нефтегаз. - 2008.

3 Состояние и развитие нефтедобывающей отрасли Республики Башкортостан / Г.Х. Габитов, Е.Н. Сафонов, Р.М. Гилязов, Е.В. Лозин. Нефтегазовые компании. - 2005. - № 5. - С. 150-153.

4. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года, утв. Распоряжением Правительства РФ от 28.08.2003 г. № 1234-р.

5. Баркалова, Н.Д. Построение и исследование динамической модели проектных рисков при разработке и эксплуатации месторождений нефти и газа / Н.Д. Баркалова, В.П. Комагоров // Извести Томского политехнического университета. - 2006. - Том 309. - №1. - С. 204 - 211.

Размещено на Allbest.ru