Методология принятия решений по выбору целей бурения в условиях геологической неопределенности. Дисконтированная добыча нефти


Институт проблем нефти и газа РАН - Статьи конференций

Конференция: Тр. IV Межд. Научного симпозиума "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов". Том I. c.151 – 157

Дата проведения: 18-19 сентября 2013 г.

Место проведения: Москва, ВНИИнефть

Авторы:Закиров Эрнест Сумбатович

Просмотреть PDF

Тезисы доклада

Введение

С принятием ЦКР важного решения в 2000 г. в России наступила эра 3D компьютерного моделирования. Вначале производственная необходимость требовала построения лишь адресных 3D геолого-гидродинамических моделей. Затем стала актуальной проблема адаптации моделей к фактическим данным истории разработки.

Естественным продолжением логической цепочки построение – адаптация 3D геолого-технологических моделей является желание получить не какие-то, а оптимальные решения применительно к разработке месторождений природных углеводородов. В этом смысл задач регулирования, управления разработкой. При этом автоматизированное решение задач указанного класса пока не получило широкого распространения в России.

В СССР задачи регулирования разработки начали ставиться и решаться с 50-х гг. ХХ в. в основном казанской школой математиков. Однако они базировались на методах линейного, нелинейного и динамического программирования, а также на классической форме принципа максимума Понтрягина. Это заставляло прибегать к схематизации фильтрационных течений, а также сеток скважин.

Применение методов теории оптимального управления дало возможность в 70-х и 80-х гг. задачи регулирования разработки решать в 2D двухфазной постановке [1].

Задачи оптимального управления разработки могут различаться в зависимости от включения того или иного критерия эффективности. Одна из практически важных задач регулирования разработки применительно к нефтегазовой залежи заключается в следующем.

Предположим, что данная нефтегазовая залежь разрабатывается некоторым числом добывающих и нагнетательных скважин, размещенных по определенной сетке. Требуется найти такие технологические режимы эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, которые максимизируют критерий качества. В качестве такового принимается накопленная дисконтированная добыча нефти за рассматриваемый прогнозный период времени, ибо он по своей сути близок к экономическому критерию NPV (the next present value).

Данная задача регулирования решается при соблюдении, например, следующих ограничений во времени:

  • в каждый момент времени добыча нефти, газа и воды из месторождения не должна превышать заданной величины, учитывающей, например, пропускную способность нефтепровода, газопровода и системы обустройства промысла;
  • аналогичные ограничения накладываются на отдельные группы скважин из подобных соображений;
  • соответствующие ограничения могут также иметь место и по отдельным скважинам. Они также задаются исходя из технологических соображений с учетом того, что:- по добывающим скважинам могут иметься ограничения на минимальные забойные давления;- по нагнетательным скважинам могут быть предопределены максимальные забойные давления.

При этом задание всех ограничений не является обязательным. Наоборот, задание набора ограничений связано с особенностями эксплуатации скважин рассматриваемого месторождения. Однако к вопросу выбора ограничений следует относиться ответственно, так как в силу линейности критерия качества по дебитам нефти на гиперповерхности, определяемой активными ограничениями (т. е. теми ограничениями, которые заданы в виде равенств), и располагается оптимальное решение, поэтому форму оптимального решения "определяют" указанные ограничения.

Несмотря на значительное видимое различие в формулировке задач адаптации и регулирования между ними прослеживается некоторая взаимосвязь. Обе задачи требуют оптимизации (при адаптации - минимизации, а при регулировании - максимизации) критерия качества. При этом оптимизация достигается за счет использования "управляющих воздействий". Если в задачах идентификации определению подвергаются параметры пласта, то в задачах регулирования вместо них уточняются режимы эксплуатации скважин. Иными словами, в задаче регулирования для каждой добывающей скважины определяют оптимальную динамику во времени дебитов нефти (жидкости) и газа, а для нагнетательных - оптимальную динамику расходов рабочего агента. Соответственно, по сравнению с решением задач адаптации в задаче регулирования число управляющих воздействий кратно выше: при М скважинах и N временных шагах число требующих определения управлений равно МN. Именно из-за большой размерности эффективное решение задач регулирования возможно лишь при решении их методами теории оптимального управления. Отметим лишь отечественные монографии [1, 4, 5].

Если при решении задач адаптации к истории разработки у методов теории оптимального управления имеются некоторые конкуренты, то при решении задач регулирования они практически отсутствуют. Это связано с вычислительными особенностями метода. Во-первых, он мало чувствителен к начальному приближению решения задачи. Во-вторых, он не зависит от числа управляющих параметров (например, забойных давлений скважин). В-третьих, его реализация может быть сделана очень вычислительно эффективной. В-четвертых, примерно одинаковым подходом можно эффективно решать задачи как адаптации к истории, так и регулирования разработки.

За рубежом решению задач регулирования уделяется большое внимание, особенно с переходом к интеллектуальным месторождениям. На сегодняшний день суммарное количество работ зарубежных авторов заметно превышает количество отечественных публикаций. Не останавливаясь подробно на обзоре зарубежных работ, отметим только имеющие отношение к рассматриваемым нами задачам [6-10].

Постановка задачи и практическая апробация алгоритма

Автоматизированное решение задачи регулирования требует задания критерия качества. При постоянной цене на нефть критерий NPV сводится к дисконтированной добыче нефти за рассматриваемый период времени.

В общем случае решение задачи регулирования чувствительно к параметрам критерия качества. Опыт показывает, что уменьшение нормы дисконтирования от ненулевого значения до нуля существенным образом изменяет профиль оптимального решения. При наличии нетривиального дисконтирования более выгодным оказывается наибольшая добыча нефти в первые годы разработки. Без дисконтирования оптимальное решение соответствует бережному вводу месторождения в разработку, когда ограничения на добычу нефти и жидкости становятся активными на более поздних стадиях разработки месторождения по сравнению с форсированным отбором. При этом наблюдается относительно длительный период добычи нефти при высоких уровнях обводненности на заключительных этапах разработки месторождения.

В данной работе представлены новые результаты, полученные в 2012-2013 гг. Более ранние наши результаты опубликованы в работах [1-5].

Решение оптимизационной задачи проводилось на секторной модели одного из реальных месторождений, которая включала 59 вертикальных скважин. Из них 43 скважины были добывающими, а 16 - нагнетательными. При этом по факту быстрого обводнения добываемой продукции геологами признавалось наличие в продуктивном разрезе высокопроницаемого прослоя - суперколлектора.

Во внимание были приняты следующие индивидуальные ограничения:

  1. минимальное забойное давление на добывающей скважине – 40 бар;
  2. максимальное забойное давление на нагнетательной скважине - 400 бар;
  3. максимальная приемистость нагнетательной скважины – 500 м3/сут.

Как уже упоминалось выше, при оптимизации с нетривиальным дисконтированием (отличным от нуля коэффициентом дисконтирования) оптимальное решение соответствует максимально форсированной разработке, когда все указанные индивидуальные ограничения скважин становятся активными. Таким образом, решение без заданных групповых ограничений известно заранее и является довольно тривиальным. А именно, оптимальное решение по добывающим скважинам соответствует добыче при минимально допустимом давлении, а по нагнетательным - при максимально допустимом забойном давлении, не превышая максимально допустимую приемистость. Указанное решение было также получено на основе авторского алгоритма. Оно не приводится из-за ограничения в объеме публикации.

Нетривиальное решение задачи получается при учете ограничения на суммарную добычу жидкости из всех скважин 3D многофазной модели пласта. Соответствующее ограничение задано на уровне 8630 м3/сут. Ожидалось, что оптимальное решение будет соответствовать максимизации добычи нефти за счет перераспределения заданного отбора жидкости по добывающим скважинам, когда наблюдается длительный период плато добычи жидкости, а суммарный отбор нефти из скважин получается "умным" управлением.

В качестве базового варианта (или начального приближения) рассматривается утвержденный проектный вариант разработки с сохранением последних расчетных дебитов жидкости добывающих и расходов по нагнетательным скважинам проектного варианта. При одновременном ограничении их забойных давлений в 40 и 400 ат соответственно. Зависимости базового варианта на рис. 1 обозначены как начальное приближение.

В результате решения задачи оптимизации заводнения находится распределение отборов и объемов закачки по всему эксплуатационному фонду скважин. Соответствующие зависимости обозначены как оптимизация на рис. 1.

Из-за ограничений в объеме статьи на рис. 1-4 приведены дебиты и накопленные объемы добычи по всем добывающим скважинам модели, а также расходы и накопленные объемы закачки по нагнетательным скважинам.

На рис. 1,а изображены дебиты нефти до и после оптимизации. Как видно из рис. 1,а, в целом при помощи всех скважин модели удается добывать несколько больше, и главное раньше, нефти.

Безусловно, увеличение добычи нефти сопровождается увеличением добычи жидкости за счет дополнительного отбора воды (рис. 1,б). За счет форсирования отбора нефти и максимизации закачки удается суммарно добыть больше нефти (рис. 1,в). При этом заданное групповое ограничение на добычу жидкости (8630 м3/сут) удовлетворяется (см. рис. 1,б), но суммарный отбор жидкости также увеличивается (рис. 1,г).

Быстрое снижение от пиковых значений дебитов как нефти, так и жидкости связано с обводнением добываемой продукции, когда относительно подвижная нефть с максимальным значением ОФП 0,72 заменяется на относительно менее подвижную воду с максимальным значением ОФП 0,7-0,17 соответственно (в зависимости от региона SATNUM).

С низкой подвижностью воды связана также невозможность удержать групповое ограничение по жидкости в активном состоянии. Оно активно всего 45 сут. из 5000 сут. прогноза. Иными словами, не удается оптимизировать отбор нефти за счет длительного поддержания плато добычи жидкости на заданном уровне.

Обращаем внимание, что на рис. 1 показана чистая динамика показателей разработки от времени. Однако оптимизируемый критерий качества использует не чистую зависимость от времени добытых объемов нефти, а их дисконтированное значение. Поэтому имеющее место различие в начальных дебитах нефти оказывает еще большее влияние на полученный результат. За счет оптимизации критерий качества вырастает на 6,8%.

При рассмотрении поскважинных данных полученный результат обобщается следующим образом. В оптимизируемом варианте скважины эксплуатируются практически с максимальными добывными возможностями при минимальных забойных давлениях в добывающих скважинах и максимальной закачке в нагнетательных, что находит свое отражение как в дебитах нефти и жидкости, так и в динамике обводнения. Однако имеет место некоторое снижение закачки в удаленные моменты времени от начала оптимизации из-за обводнения окружающих добывающих скважин.

При обсуждении полученных результатов недропользователя обеспокоило возможное негативное проявление суперколлектора. Для оценки рискового фактора - высокопроницаемого пропластка - в продуктивном разрезе были проведены расчеты с искусственным повышением его проницаемости в 10 раз.

Полученные результаты по применению опции оптимизации заводнения показывают, что даже в случае кратного повышения сообщаемости суперколлектора имеется возможность по увеличению добычи нефти путем перераспределения отборов и закачки по скважинам (рис. 2). Необходимо, в первую очередь, обратить внимание на нетривиальный, немонотонный характер оптимизированного решения.

Добывающие скважины в попытке реализовать свой максимальный добывной потенциал снижают свои забойные давления. Но, в отличие от расчета с оригинальной проницаемостью суперколлектора, забойные давления в рассматриваемом рисковом случае не всегда достигают своих минимально допустимых значений вследствие управления процессом обводнения скважин.

Другой отличительной особенностью рискового расчета следует считать закрытие ряда добывающих скважин для удовлетворения групповому ограничению на дебит жидкости. Отметим, что целиком закрывать скважины в первоначальном варианте не приходилось. Это явилось следствием увеличения проницаемости суперколлектора без изменения групповых ограничений на объемы добычи.

Наиболее интересно поведение забойного давления и расходов воды в нагнетательных скважинах. Вначале реализуется режим максимальной закачки, но из-за возможного сильного обводнения добывающих скважин, начиная с определенного времени, происходит сильное снижение суммарного расхода закачиваемой воды, в дальнейшем он стабилизируется на некотором уровне (рис. 3). Аналогичная динамика наблюдается и по отдельным нагнетательным скважинам. Таким образом, динамика закачки воды немонотонно меняется в целях управления процессом заводнения.

В результате за прогнозный период удается на 1% увеличить накопленную добычу нефти. Также видно, что наибольшее увеличение текущей добычи нефти имеет место именно в начальный период, что связано с учетом дисконтирования в принятом оптимизационном критерии.

В целом можно сказать, что решение демонстрирует заметное, но не катастрофическое влияние проницаемости суперколлектора на разработку залежи. Значение критерия качества, при прежних групповых ограничениях, снижается на скорректированной модели на 10% по сравнению с оригинальной.

Важным следствием увеличения проницаемости суперколлектора явилось более сильное влияние заданных групповых ограничений. Как было отмечено ранее, ряд скважин временно пришлось останавливать, по другим регулирующее воздействие проявилось в изменении забойного давления в существенном диапазоне вследствие управления более интенсивными процессами обводнения скважин.

В целом приведенный расчет показывает, что даже в случае сильного увеличения проницаемости суперколлектора имеется возможность оптимизации заводнения, сопровождаемой интенсификацией добычи и закачки. Однако время перехода на пониженные расходы и темп изменения расходов нагнетательных скважин можно определить только математическими расчетами. Наш алгоритм позволяет в автоматизированном режиме установить соответствующие зависимости, приводящие к увеличению заданного критерия эффективности разработки. Иными словами, в модели осуществляется автоматизированное управление процессом заводнения за счет динамического регулирования режимов работы скважин.

Для эффективной реализации такого подхода на практике требуется управление разработкой в замкнутом цикле, когда вновь поступающие данные от разработки ассимилируются в модели, учитывая прорыв воды по суперколлектору. А уже по уточненной модели следует осуществлять оптимизирующие расчеты. Только таким способом можно сгладить негативное влияние суперколлектора на параметры разработки.

Выводы

Современное развитие математического и программного обеспечения позволяет эффективно решать задачи оптимизации заводнения, особенно при наличии высокопроницаемых разностей в продуктивном разрезе. Соответствующие подходы в рассматриваемой залежи позволили повышать нефтеотдачу до 10% без бурения новых скважин, улучшая операционные показатели эксплуатации месторождения.

Литература

  1. Закиров Э.С., Закиров С.Н., Закиров И.С. Методы теории оптимального управления при разработке месторождений нефти и газа // Мат. совещания по разработке нефтяных месторождений, Альметьевск, июнь 2000.
  2. Zakirov E.S., Zakirov S.N., Zakirov I.S. Optimal control theory application to the solution of flow problems // International conference devoted to 100th anniversary of P.Ja. Polubarinova-Kochina, Moscow, September 1999.
  3. 3. Optimizing Reservoir Performance by Automatic Allocation of Well Rates” / I.S. Zakirov, S.I. Aanonsen, E.S. Zakirov, B.M. Palatnik // Proceedings of the 5th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery. Leoben, Austria, 3-6 Sept. 1996.
  4. 4. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. – М: Изд. дом “Грааль”, 2001. – 302 с.
  5. 5. Закиров И.С. Развитие теории и практики разработки нефтяных месторождений. – Ижевск: Ин-т компьютерных исследований, 2006. – 356 с.
  6. 6. Brouwer, D.R. Dynamic Water Flood Optimization with Smart Wells using Optimal Control Theory // PhD Thesis, Delft University of Technology, Delft, 2004.
  7. 7. Asheim H. Maximization of Water Sweep Efficiency by Controlling Production and Injection Rates // SPE 18365.
  8. 8. Virnovsky G.A. Waterflooding Strategy Design Using Optimal Control Theory // Paper presented at the 6th European IOR Symposium, Stavanger, May 2-23 1991.
  9. 9. Sudaryanto В., Yortsos Y.C. Optimization of Displacements in Porous Media Using Rate Control // Paper SPE 71509.
  10. 10. Brouwer D.R., Jansen J.D. Dynamic Optimization of Water Flooding with Smart Wells using Optimal Control Theory // Paper SPE 78278.

ipng.center.ru

Годовая добыча - жидкость - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Годовая добыча - жидкость

Cтраница 1

Годовая добыча жидкости ежегодно снижалась в среднем на 450 тыс. т и в 1993 - 1994 гг. она составила около половины расчетной.  [1]

Величина годовой добычи жидкости дж на будущее время в уравнениях (5.2) и (5.4) принята постоянной. Такое условие при подсчете извлекаемых запасов нефти в конечной стадии разработки залежей вполне допустимо.  [2]

Определяют годовую добычу жидкости по всему месторождению.  [3]

Темп отбора жидкости - отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в % / год.  [4]

На основе этих данных определяются величины годовой добычи жидкости, обводненности продукции и накопленные отборы нефти, воды и жидкости.  [5]

В расчетах БашНИПИнсфти, Гипровостокнефти, СибНИИНП - 1 2 наблюдается рост годовой добычи жидкости после 11 года, что противоречит техническому заданию - сохранить дебиты жидкости скважин на уровне 11 года, при этом ноьые скважины не вводятся.  [6]

Примечание: QH - годовая добыча нефти; QB - годовая добыча воды; Сж - годовая добыча жидкости; QHBK.  [8]

По рис. 2.28 - 1 и 2.28 - 2 видно, что, начиная с 1990 г., падает годовая добыча нефти, падает годовое бурение скважин, обводненность отбираемой жидкости превысила 80 %, с 1992 г. падает годовая добыча жидкости и годовая закачка воды, действующее число добывающих скважин, в 1994, 1997 и 1998 гг. резко падает действующее число нагнетательных скважин.  [9]

Здесь Спр - цена 1 т нефти на нефтяном рынке; А / - налоги на реализацию в долях единицы; Са - акциз на 1 т нефти; 3 -текущие экономические затраты на 1 действующую скважину; 3 - текущие экономические затраты на 1 т годовой добычи жидкости; 3 - капитальные затраты на 1 пробуренную скважину; З л - затраты на ликвидацию скважины после завершения ее работы; X - нормативный коэффициент экономической эффективности, учитывающий, что экономический эффект и капитальные затраты этого года более ценны, чем такие же экономический эффект и капитальные затраты следующего года в ( 1 X) раз; q и q - соответственно годовой отбор нефти и годовой отбор жидкости в весовых единицах; гг - число действующих скважин в Z-M году; Дп 1 - годовое число пробуренных и введенных в действие скважин; t - год разработки нефтяной залежи и продолжительность периода, для которого определяется чистая накопленная дисконтированная прибыль от разработки нефтяной залежи.  [10]

Ск - рыночная цена 1 т нефти для недропользователя, т.е. после вычета налогов и затрат на реализацию, 3 к - начальные капитальные затраты в расчете на одну скважину, 3 - текущие годовые затраты на обслуживание 1 скважины ( берут вместе добывающие и нагнетательные скважины) или условно-постоянные текущие затраты на скважину, 3 - затраты на единицу годовой добычи жидкости или условно-переменные текущие затраты, X - показатель дисконтирования годовых экономических эффектов и затрат.  [11]

Ззп - основная, дополнительная зарплата и отчисления на социальное страхование, руб / сквтод; Зэ - расходы на энергию, затраченную на извлечение жидкости, руб / т; Звозд - расходы по воздействию на пласт, руб / т воды; Зс - расходы по сбору и транспорту нефти, руб / т жидкости; Зп ж-расходы на технологическую подготовку нефти, руб / т жидкости; 2Ж - годовая добыча жидкости на скважину, т; Q3 - годовая закачка воды, т; k3 - коэффициент эксплуатации скважины; ZB - экономический предел эксплуатации скважины, равный 150 руб / т нефти.  [12]

Интересные результаты следуют из прогноза показателей разработки по методу А. В. Копытова [67] для одного из участков пласта J1 Туймазинского месторождения. В табл. 16 приведена динамика прогнозных показателей на период 1971 - 1980 гг. при условии неизменной годовой добычи жидкости.  [13]

Анализ влияния темпов отбора на показатели разработки проводился отдельно для залежей с терригенными и карбонатными коллекторами, отдельно по стадиям разработки. Для сравнения полученных результатов по различным объектам разработки были рассмотрены параметры: т - безразмерный объем прокачки жидкости, равный отношению суммарного отбора жидкости к объему геологических запасов нефти; 7Ж - темп отбора жидкости, равный отношению годовой добычи жидкости к извлекаемым запасам нефти; Z - темп разработки, равный отношению годовой добычи нефти к начальным извлекаемым запасам нефти; Т - темп отбора балансовых запасов нефти, равный отношению годовой добычи нефти к балансовым запасам нефти; ф - темп отбора остаточных извлекаемых запасов нефти, равный отношению годовой добычи нефти к остаточным извлекаемым запасам нефти.  [14]

По оси абсцисс откладывались суточные дебиты скважины, усредненные по данным автоматического замера за каждый истекший период. Кривая 3, полученная графическим суммированием, отражает потерю годовой добычи жидкости с увеличением скорости откачки. При анализе не учитывались другие виды ремонтов подземного оборудования, доля которых была мала по сравнению с обрывностью штанг.  [15]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Основные положения концепции оценки месторождений с падающей добычей нефти в условиях исчерпания ее запасов Текст научной статьи по специальности «Мировые природные ресурсы»

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ КОНЦЕПЦИИ ОЦЕНКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПАДАЮЩЕЙ ДОБЫЧЕЙ НЕФТИ В УСЛОВИЯХ ИСЧЕРПАНИЯ ЕЁ ЗАПАСОВ

Ю.П. Григорьев,

профессор кафедры организации и управления Санкт-Петербургского государственного горного института им. Г.В. Плеханова (технического университета),

доктор экономических наук [email protected]

Д.Д Чайковская,

аспирант кафедры организации и управления Санкт-Петербургского государственного горного института им. Г.В. Плеханова (технического университета)

В статье проведан анализ нефтедобывающей отрасли России по объему добычи и прироста запасов нефти, выделены основные факторы эффективности нефтедобывающего производства и предложены индикаторы обеспеченности нефтяными ресурсами. Определены возможные направления дальнейших исследований, связанных с оценкой месторождений с падающей добычей нефти.

Ключевые слова: оценка месторождений с падающими запасами нефти, нефтедобывающая промышленность, эффективность нефтедобывающего производства, устойчивое развитие

УДК 330.15; ББК 65.9

Устойчивое экономическое развитие страны, рост благосостояния населения в значительной мере зависят от уровня развития нефтедобывающей промышленности. Проблемы развития процессов, влияющих на эффективность деятельности нефтедобывающих предприятий, являются актуальными для модернизации национальной экономики.

Изношенность основных фондов, уменьшение фонда эксплуатационных скважин, падение их дебита, недостаточное инвестирование — основные негативные характеристики нефтедобывающей отрасли в современных условиях. Очевидно, при эксплуатации истощенных нефтяных месторождений проблема повышения эффективности нефтедобычи приобретает большое экономическое значение. Для предприятий, характеризующихся снижением производительности основных фондов, приемлемым является направление, способствующее повышению эффективности нефтедобывающего производства. Оно предусматривает увеличение ресурсного, производственного и экономического потенциалов и определяется совершенствованием механизмов реализации организационно-экономических резервов повышения эффективности нефтедобычи.

Для решения этих задач необходимо создать определенные организационные и экономические условия, позволяющие продлить экономически оправданный срок разработки и эксплуатации таких месторождений.

В последние годы ведется активная работа по диверсификации нефтяного бизнеса, поэтому закономерным и своевременным представляется поиск новых подходов, стимулирующих деятельность предприятий по нефтепереработке и удовлетворению спроса на нефтепродукты. Большое значение приобретает решение эколого-экономических задач, что связано с высокой техногенной нагрузкой нефтедобывающего производства. В законодательных и нормативных актах, регулирующих добычу нефти, производственный процесс рассматривается независимо от стадии эксплуатации нефтяного месторождения. Поздняя стадия разработки месторождений обладает своими отличительными особенностями и требует применения специфических технологических и организационно-экономических решений в нефтедобыче.

Современный этап развития нефтедобывающей отрасли отличается тем, что во многом исчерпаны возможности реализации экстенсивных факторов роста, значительная часть месторождений находится в поздней стадии разработки, характеризующейся рядом особенностей: месторождения расположены в промышленно развитом регионе с развитой инфраструктурой; сырьевая база формируется остаточными и трудноизвлекаемы-ми нефтяными ресурсами; большая часть инвестиций для полного освоения нефтяных ресурсов направлена в пробуренные скважины и объекты инфраструктуры месторождений.

Высокая доля экспорта нефти (более 50%) [1] в объеме добычи топливно-энергетических ресурсов обусловливает зави-

симость национальной экономики от конъюнктуры цен на нефтяных рынках, повышает вероятность дефицита нефти внутри страны и снижает энергетическую безопасность государства [2]. В этой связи рациональное вовлечение в хозяйственный оборот наряду с перспективными нефтедобывающими районами и, так называемых, <старых> районов добычи нефти, во многом будет предопределять стабильность работы нефтяного комплекса и должна являться важной задачей государства. На основании вышеизложенного следует сделать вывод о том, что на современном этапе развития нефтяного комплекса проблема оценки месторождений с падающей добычей нефти становится актуальной. Предлагаются основные области изучения данной проблемы в интересах её разрешения:

В области теории и методологии современной оценки природно-сырьевых ресурсов следует подчеркнуть, что во многих современных трактовках концепции устойчивого развития центральное место отводится человеческому и лишь затем природному фактору.

Для оценки полезных ископаемых всех видов невозобновляемых ресурсов определяется размер годовой ренты (экономической прибыли) от добычи этих ресурсов за вычетом амортизации основного капитала, используемого при их добыче за весь период отработки месторождения.

Важным фактором производства для нефтедобывающей промышленности является состояние и условия разработки нефтяного месторождения; величина запасов нефти; качество нефти и затраты на её извлечение. Характерной особенностью нефтедобычи является ограниченность нефтяных ресурсов и их невосполнимый характер. Исследование проблем повышения эффективности деятельности нефтедобывающего предприятия позволяет выявить и классифицировать факторы, влияющие на эффективность нефтедобывающего производства по следующим направлениям: экономические, геолого-промысловые, географо-экономические, организационно-технические.

Анализ проблем рационального освоения остаточных запасов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений позволил обосновать необходимость выделения двух видов объектов — ¿малорентабельная скважина- и ¿объект добычи остаточных запасов- , в отношении которых должны планироваться и осуществляться меры экономического и технологического воздействия. Для этого целесообразно совершенствование экономического механизма освоения остаточных запасов осуществлять по трем направлениям:

— снижение производственных затрат в части переменной и постоянной составляющих;

— налоговое стимулирование добычи нефти из малорентабельных скважин [4];

— формирование специальных объектов добычи остаточных запасов с учетом их распределения на поздней стадии и обоснование для них системы налогообложения.

В области оценки месторождений с падающей добычей нефти следует сначала охарактеризовать стадии разработки нефтяных месторождений.

Первая стадия — стадия промышленного освоения эксплуатационного объекта, характеризующаяся ростом добычи до максимального проектного значения. Продолжительность первого периода, как правило, составляет 4-6 лет, себестоимость 1 тонны нефти на данном этапе высокая, что вызвано строительством новых скважин, обустройством промысла.

Вторая стадия — стадия поддержания высокого, стабильного уровня добычи нефти. На второй стадии осуществляется переход скважин с фонтанной добычи на механизированную (при нарастающей их обводнённости). К концу стадии добывается 40-70% извлекаемых запасов нефти. Продолжительность второго этапа зависит от темпов отбора нефти из месторождения, величины извлекаемых запасов нефти, обводнённости продукции скважин и возможности подключения в разработку других горизонтов месторождения. Конец второго этапа характеризуется тем, чтоувеличение объёмов закачиваемой воды для поддержания производственной добычи не оказывает ощутимого влияния на объёмы добычи нефти и её уровень начинает снижаться. В результате обводнённость нефти может достигать 50%. Продолжительность периода составляет 5-7 лет; себестоимость добычи нефти в этот период является низкой.

Третья стадия — стадия значительного снижения добычи нефти и перевода большей части фонда скважин на механизированный способ эксплуатации. Наблюдается прогрессирующее обводнение продукции, отдельные скважины исключаются из эксплуатации в связи с предельной обводнённостью. К концу стадии добывается 80-90% извлекаемых запасов нефти. Себестоимость 1 тонны нефти начинает возрастать в связи со строительством и вводом в эксплуатацию установок по обезвоживанию и обессоливанию нефти. В этот период проводятся основные мероприятия по увеличению дебитов скважин. Продолжительность третьей стадии составляет 4-6 лет.

Четвертая стадия — завершающая — характеризуется низким дебитом нефти, высокой обводнённостью всех скважин и добываемой продукции (90-95% и более). Себестоимость добычи нефти в этот период возрастает до пределов рентабельности. Четвертая стадия является самой длительной и продолжается 15-20 лет.

Таким образом, общая продолжительность разработки нефтяного месторождения может составить от начала до конечной рентабельности 40-50 лет.

Основная цель рациональной разработки заключается в повышении эффективности естественных режимов залежи и обеспечении наиболее рационального сочетания данных режимов. Для этого с первого периода разработки применяются различные методы искусственного воздействия на пласт и поддержания пластового давления: заводнение, закачка газа в газовую шапку или в нефтяную часть пласта, соляно-кислотные обработки призабойной зоны пласта, гидроразрыв пласта.

Содержание полезных веществ в нефти, которое определяется их концентрацией, является важной геологической характеристикой месторождения нефти, наряду с его местоположением, глубиной залегания. Величина запасов нефти относительно её концентрации распределяется унимодально и бимодально.

Таким образом, начальные запасы можно расширять до тех пор, пока разумная технико-экономическая граница разработки месторождения будет смещаться в сторону низких концентраций. Следовательно, при анализе текущего состояния запасов нефти необходимо учитывать, что оно отличается от начального на величину выработки (изъятия) нефти.

В случае, когда прирост запаса нефти, обусловленный планируемым сдвигом технико-экономической границы выработки недостаточен для компенсации объёма сырья, выработанного к данному периоду, текущий запас нефти падает. Если зависимость между концентрацией и размерами месторождения не является обратно пропорциональной, то текущий запас нефти тем более понижается, так как прирост пригодных к разработке запасов, связанный со сдвигом границ выработки, снижается.

Безусловно, невозможно определить всю сложность рассматриваемой проблемы лишь только на основе рассуждений о технической доступности нефти. Необходимо геологическую информацию привести в соответствие с экономическими категориями. Поэтому индикатор, предназначенный для определения

обеспеченности нефтью, должен быть показательным, экономически обоснованным и соответствовать следующим требованиям: ориентирован на будущее, т.е. указывать насколько остро проблема будет стоять в будущем; сопоставим, т.е. индикатор должен обеспечивать сравнимость различныхуровней запасов нефти и выявлять, с каким из них могут возникнуть серьезные трудности; обеспечивать возможность количественного определения, т.е. проведение расчета на основе достоверных данных.

Вышеперечисленным требованиям могут удовлетворять следующие индикаторы: период обеспеченности нефтью, издержки добычи, цена нефти, издержки обращения.

Анализ содержания и порядка расчета каждого индикатора с целью определения возможности их использования в условиях исчерпания запасов нефти позволяет сделать ряд выводов.

Индикатор ¿Период обеспеченности нефтью-. Различные варианты расчета показателя обеспеченности нефтью не обнаруживают необходимой связи геологической и экономической информации, так как экономические условия либо ¿неконтролируемо- влияют на величину этого показателя (например, в случае снижения спроса на ресурс или наращивания текущих резервов), либо вообще не принимаются во внимание.

Индикатор ¿Издержки добычи- . Этот индикатор должен отражать изменение ограниченности сырьевых запасов. Он должен показывать, что при нарастающей разработке месторождений приходится переходить к эксплуатации менее качественных со все более низкой концентрацией нефти. Ухудшение условий добычи приводит к росту затрат на единицу добываемого сырья.

Однако установлено, что для исчерпаемых ресурсов издержки, связанные с ухудшением условий добычи, не выросли ни в абсолютном измерении, ни в сравнении с издержками производства других благ. Таким образом, индикатор издержек добычи, как и показатель обеспеченности нефтью, не сигнализирует о возрастающей её ограниченности.

Что касается вычисляемости данного индикатора, то и с учетом применения коэффициентов пересчета валют, дефляторов и др. коэффициентов эквивалентности, может оставаться вопрос об учете внешних издержек, которые в существенных объемах сопровождают разработку месторождений. Поэтому в случае отсутствия учета этих внешних издержек снижение издержек добычи на единицу добытой нефти может быть вызвано ¿переливом- издержек из внутренних во внешние.

Индикатор ¿Цена нефти-. Для экономиста рост цены нефти — надежный сигнал дефицита. Растущие издержки или растущий спрос на нефть или продукцию ее переработки определяются прежде всего их дефицитом, который незамедлительно проявляется в росте цен на них. Кроме того, особая межвременная связь процессов потребления невозобновимых ресурсов имеет существенное значение для ориентации на будущее ¿ценового- индикатора.

Цена добытой нефти помимо предельных издержек добычи отражает еще один очень важный фактор, непосредственно связанный с дефицитностью этого ресурса в будущем, т.е. при калькуляции цены продавец учитывает альтернативные издержки использования.

Предельные издержки использования показывают реальную (дисконтированную) величину будущей прибыли, от которой продавец отказывается, реализуя единицу ресурса сегодня, вместо того чтобы продать ее в будущем. Поэтому сегодняшняя цена на нефть должна, покрывать сумму предельных издержек добычи и предельных (альтернативных) издержек использования. При таком принципе формирования цены реализация товара для продавца не будет убыточной. Сегодняшняя цена на нефть чутко реагирует на вероятность дефицита в будущем. Такая ориентированность свидетельствует о правомерности использования цены как индикатора обеспеченности нефтью.

Индикатор ¿Издержки обращения-. Привлекательность этого индикатора в том, что он также ориентирован на будущее. Однако, издержки использования, которые рассчитываются поставщиками нефти, только с определённой степенью достоверности могут отразить ситуацию дефицита данного ресурса.

Кроме того, предельные издержки использования не являются сложным для расчета параметром, только в том случае, если представлять их как разницу между рассмотренными выше индикаторами — ценой и издержками добычи.

Данная взаимосвязь понятна, поскольку предельные издержки использования представляют собой настоящую величину

прибыли от каждой дополнительной единицы добытой и проданной в будущем нефти. Предельные издержки по геологоразведке показывают, сколько необходимо затратить сегодня, чтобы сделать доступной для потребителей дополнительную единицу добытой нефти в будущем. До тех пор, пока предельные издержки геологоразведки меньше предельных издержек использования, для добывающих предприятий геологоразведка будет являться выгодным бизнесом. Равенство предельных издержек использования и издержек геологоразведки отвечает микроэкономическому условию равновесия, при котором достигается равенство предельной выручки и предельных издержек.

Подобная аргументация касается также предельных издержек ¿инновационных добывающих технологий- , которые показывают, сколько стоит увеличение резервов на предполагаемую дополнительную единицу добычи нефти с помощью радикально усовершенствованной технологии, определившей возможность разработки известных, но до сих пор не привлекательных с точки зрения геологической ситуации, месторождений.

Геологоразведка может иметь перспективу, поэтому расчет предельных издержек использования с учетом предельных издержек геологоразведки, которые менее подвержены краткосрочным спекулятивным влияниям, имеет явные преимущества перед простым вычислением разницы рыночной цены и предельных издержек добычи нефти.

В тоже время, для условий неопределенности предельные издержки разведки месторождений нефти уже не являются беспроблемной приближенной величиной, подходящей для расчета предельных издержек использования.

Перспективным представляется дальнейшее исследование экономического индикатора предельных издержек использования. С одной стороны, этот индикатор непосредственно связан с проблемами межвременной ограниченности запасов нефти и связанных с этим ожиданий. С другой стороны — необходимо точное понимание механизма воздействия на данный индикатор этих факторов, а также фактора неопределенности. В этом случае предельные издержки использования, как и индикатор цены, можно будет рационально интерпретировать.

Таким образом, экономическая оценка аспектов устойчивого развития нефтяного комплекса в условиях исчерпания месторождений в большей степени находится в плоскости издержек обращения.

Издержки добычи нефти в процессе разработки месторождения зависят от объема её добычи и от количества оставшегося в земле данного ресурса. Такая зависимость объясняется трудностями добычи дополнительного количества нефти при исчерпании месторождения. Разработка месторождения начинается с экономически выгодных его частей и только после их выработки приступают к разработке менее привлекательных с точки зрения условий добычи участков месторождения. Подобное различие в границах одного и того же месторождения может объясняться различными причинами геологического,технологического, экономического, экологического, социального и также политического характера. Следовательно, можно предположить, что предельные издержки добычи нефти при неизменной технологии, будут возрастать по мере сокращения объемов нефти оставшейся в земле [2]. Таким образом, рост предельных издержек добычи нефти в условиях уменьшения их запаса обуславливает существенный разрыв между динамикой цены их на рынке и динамикой предельных издержек их использования. Это объясняется опережающим ростом цены в условиях увеличения предельных издержек добычи над предельными издержками использования.

В области использования технико-экономических критериев оценки извлекаемых запасов нефти следует иметь в виду, что извлекаемые запасы нефтяных залежей характеризуются показателем нефтеотдачи — коэффициентом извлечения нефти (КИН), достигаемым по окончании добычи нефти при выбранной системе разработки.

Во второй половине XX в. для месторождений с благоприятными условиями залегания нефти успешно применялся метод заводнения. Однако последующее ухудшение структуры запасов привело к уменьшению КИН при использовании данного метода. С 1990-х гг. в России сформировалось противоречие между экономическими критериями выбора оптимальной системы разработки месторождений и законодательным требованием рациональной разработки месторождений и наиболее полного извлечения нефти.

В результате большое число скважин было остановлено, добыча стала производиться выборочно, а КИН уже на стадии проектирования разработки уменьшался.

В нормативных документах на проектирование разработки нефтяных месторождений экономические критерии для определения срока окончания реализации проекта разработки сформулированы с позиции арендатора недр— недропользователя, а не с позиции государства — собственника недр. При утверждённых сроках разработки месторождений на основе этих критериев значительные объёмы нефти, которые могли бы быть извлечены при положительной эффективности разработки, остаются в недрах. Такой подход не обеспечивает комплексное извлечение нефти из недр, а государство недополучает доходы в бюджет.

Взаимный учёт интересов государства и недропользователя при решении этого вопроса возможен только на основе согласования обеими сторонами величины реальной рентабельности разработки месторождений на момент окончания добычи нефти.

Традиционно рентабельность проекта, определяемая ¿внутренней нормой доходности- (IRR), рассматривается как рентабельность в некотором условном банке. Также можно вычислять IRR с учётом реального роста денежной массы. В этом случае рассчитывается параметр ¿реальная рентабельность проекта* (IRRR) с учётом доходности средств в реальном банке как на вложенные в банк средства на реализацию проекта, так и при вложении средств из данного проекта в другой проект.

Таким образом, извлекаемые запасы можно представить как запасы, затраты на извлечение которых равны полученным от продажи нефти средствам. Нецелесообразно добывать нефть с рентабельностью меньшей, чем доходность в банке. Уменьшение рентабельности доданногоуровня IRRR5orpaHh5HBaeTcpoK экономически привлекательной разработки месторождения. Поэтому запасы при КИН = КИНБ — это реально извлекаемые запасы, т.е. запасы, добыча которых может быть произведена с рентабельностью не ниже значения IRRRB.

Технико-экономический КИНИ целесообразно принимать между значениями максимального КИН и КИНБ в соответствии с согласованным с недропользователем устраивающим его значением IRRRH и критерием рациональности разработки. В современныхусловиях рациональная система разработки

— это система, обеспечивающая разработку месторождения без нарушений экологических требований и с рентабельностью, существенно большей IRRRB при взаимном учёте интересов нефтедобывающей компании и государства.

Выбор инвестора осуществляется в соответствии с его требованиями к определению значения IRRRH.

Основываясь на реальной рентабельности, можно поставить вопрос о разработке месторождения не до максимального значения чистого дисконтированного дохода (ЧДД), а до достижения согласованной недропользователем и государством реальной рентабельности проекта. Увеличение же срока разработки более максимального приведет к росту КИН, а следовательно, доходов государства. При согласовании значения IRRR важно обеспечить гармонизацию интересов недропользователя и государства. Утверждённый срок реализации проекта будет определяться максимизацией дохода заинтересованных сторон — недропользователя и государства.

Исходя из такого подхода с использованием IRRR, можно определить экономически трудноизвлекаемые запасы как запасы нефти, для которых максимальное значение IRRR не превышает IRRRB при всех возможных технологических решениях.

Таким образом, экономически трудноизвлекаемые запасы — это запасы, реальная рентабельность разработки которых не превосходит банковской доходности или норматива дисконтирован ия при использовании любой современной технологии.

В области геолого-экономической и стоимостной оценки месторождений нефти согласно •Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов* необходимо выделение групп запасов нефти по промышленной значимости и экономической эффективности по основному экономическому критерию — величине чистого дисконтированного дохода, который может быть получен в результате эксплуатации объекта оценки. Как вспомогательный показатель здесь может использоваться внутренняя норма доходности.

В области экономического стимулирования использования малопродуктивных и бездействующих эксплуатационных

скважин следует учитывать, что эксплуатационные объекты на стадии истощения запасов и использования малопродуктивных скважин представляют интерес для российских средних и малых компаний соответствующей специализации при условии их налогового стимулирования. Активизация их производственной деятельности особенно значительна для старых нефтедобывающих регионов, располагающих необходимой инфраструктурой. Являясь техническим сооружением, добывающая скважина не признается объектом недропользования, но извлекаемая нефть может быть предметом налогового стимулирования. Дальнейшее развитие экономических отношений в недропользовании при качественном ухудшении минерально-сырьевой базы (МСБ) нефти привести к целесообразности передачи групп малопродуктивных скважин в эксплуатацию на договорных условиях.

В области адаптации системы налогообложения для рентабельного освоения остаточных запасов также можно отразить ряд положений. Анализ эффективности освоения остаточных запасов объектов разработки, находящихся на поздней стадии эксплуатации, показывает, что при оптимизации налоговой системы в эксплуатацию может быть вовлечено значительное количество новых, и (или) интенсифицирована добыча из старых, ныне убыточных объектов. При этом доходы как недропользователя, так и государства, возрастут.

В условиях действующей налоговой системы нефтяные компании экономически заинтересованы в прекращении эксплуатации малорентабельных скважин, что позволяет им избегать убытков по этим скважинам и повысить общую рентабельность своей деятельности.

Однако прекращение эксплуатации малодебитных нерентабельных скважин наносит ущерб государству за счёт потерь в недрах невоспроизводимого углеводородного сырья, сокращения доходов бюджета, а также проблем в социальной сфере, возникающих в связи с сокращением рабочих мест.

Весь комплекс указанных негативных факторов предельно обострил рассматриваемую проблему, что подчёркивает актуальность постановки задачи совершенствования методов экономического стимулирования добычи нефти из малорентабельных скважин.

Возможным рычагом воздействия на освоение остаточных запасов могут рассматриваться положения Закона РФ <0 соглашениях о разделе продукции-, одно из которых гласит, что основанием для включения в перечни участков недр, право пользования которыми может быть представлено на условиях раздела продукции, может быть ¿обусловленная объективными факторами убыточность для недропользователя и государства, продолжение разработки являющихся градообразующими месторождений полезных ископаемых, если разработка таких месторождений может обеспечить существенный объём добычи полезных ископаемых, а прекращение разработки повлечь за собой негативные социальные последствия-.

Для рентабельного освоения остаточных запасов необходимо задействовать комплексно как технологические ресурсы снижения эксплуатационных затрат, которые имеют объективные ограничения, так и ресурсы налогового стимулирования.

В области адаптации системы налогообложения для рентабельного освоения остаточных запасов следует учитывать ряд положений. В настоящее время в связи с высокой степенью выработанности запасов на эксплуатируемых месторождениях России происходит интенсивное ухудшение их качественного состояния и переход в категорию трудноизвлекаемых. Приращение запасов за счёт открытия новых нефтяных месторождений, как правило, происходит также с большой долей трудноизвлекаемых запасов. Понятие трудноизвлекаемые запасы имеет как геолого-технический аспект, отражающий сложные геологические характеристики продуктивных пластов, так и экономический

аспект, означающий, что добыча нефти, соответствующая этим запасам, сопровождается повышенными затратами. В производственной практике к трудноизвлекаемым запасам относят запасы, освоение которых в условиях действующей налоговой системы оказывается нерентабельным. К этим запасам относят также остаточные запасы, которые формируются на поздней стадии разработки месторождения. По мере выработки высокоэффективных пластов и участков месторождений в остаточных запасах начинают преобладать менее эффективные, что делает их разработку нерентабельной в действующей налоговой системе. Доля трудноизвлекаемых запасов в структуре текущих в целом по России за последние 30 лет возросла с 10 до 45%, вследствие чего снизилась проектная нефтеотдача. Для повышения эффективности освоения остаточных трудноизвлекаемых запасов в основных нефтедобывающих районах (Западная Сибирь, Урало-Поволжье) проводится большой объём работ по разработке и применению новых методов воздействия на пласт. При этом около 52% проектов приходится на физико-химичес-кие методы, около 40% — на гидродинамические, 5% — на тепловые и 3% — на газовые.

Однако проблема освоения остаточных запасов, как часть проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов, не может быть решенатолькотехнологическими способами. Непрерывное изменение структуры запасов нефти и изменение конъюнктуры рынка инициируют процесс адаптации принципов и механизмов налогообложения. От рационального решения вопросов налогообложения зависти не только состояние нефтедобывающей отрасли, но и развитие всей промышленности. В связи с этим, должна вестись непрерывная работа по совершенствованию системы налогообложения, как в законодательном аспекте, так и в плане научных разработок. Необходимо отметить, что совершенствование конкретных механизмов и общего уровня налоговой ставки является прерогативой законодательных органов, в то время как совершенствование принципов налогообложения требует более тщательного научного исследования. К таким вопросам можно отнести применение дифференцированных или фиксированных налоговых ставок, использование принципов соглашений о разделе продукции для объектов нефтедобычи и поиск других приемлемых способов освоения остаточных запасов [3]. Специфика этих вопросов определяется тем, что добывающая отрасль характеризуется большой капиталоёмкостью и большими сроками окупаемости новых проектов. Поэтому система налогообложения должна обеспечивать гибкие и стабильные взаимоотношения между недровла-дельцем и недропользователем.

Важное место в практической реализации механизмов стимулирования занимает оценка индивидуальной рентабельности скважин, с помощью которой осуществляется адресная привязка затрат к конкретным скважинам. Если ранее государственные нефтедобывающие объединения в интересах всего общества могли осваивать малорентабельные залежи за счёт централизованного перераспределения прибыли между нефтегазодобывающими управлениями, то в условиях платного недропользования нефтяные компании не заинтересованы в их освоении, которое приводило бы к снижению их доходов.

В условиях формирования конкурентного рынка углеводородного сырья бывшие геологоразведочные и нефтегазодобывающие структуры выступают как самостоятельные товаропроизводители. При этом свою производственно-хозяйственную деятельность они строят исходя из принципа максимизации своих доходов в условиях предлагаемой государством налоговой системы. Поэтому проблема комплексной экономической оценки эффективности производственных операций в нефтедобыче в рассмотренных условиях занимает одно из главных мест в прикладных экономических исследованиях.

Литература

1. Вайншток С.М., Калинин В.В., Тарасюк В.М. и др. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Кога-лымского региона. — М.: Изд-во Академии горных наук, 1999.

2. Тарасюк В.М. Проблемы повышения эффективности нефтегазодобывающего производства на основе применения методов увеличения нефтеотдачи: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук. — Уфа, 2000.

3. Габдрахманов И.Н. Нефтяным месторождениям должна помочь гибкая налоговая система // Финансы. — 1988. — № 7. — С. 26-27.

4. Токарев А.Н. Налогообложение нефтегазового комплекса и учет интересов сырьевых территорий // Нефть, газ и бизнес. — 1999,-№6.-С. 36-39.

cyberleninka.ru

. Вычисление NPV нефтяного месторождения по методу Монте-Карло и оптимизация

Анализ по методу Монте-Карло можно использовать не только для оценки NPV, но и для выбора оптимальной комбинации па­раметров, максимизирующих стоимость компании или проекта. Рассмотрим проект по разработке нефтяного месторождения. В основе модели проекта лежат предварительные данные о вели­чине резервов месторождения (табл. 7.22, 7.23) Задача — осно­вываясь на величине запасов и проценте нефтеотдачи, рассчитать NPV проекта, а также определить оптимальные темпы добычи нефти и оптимальное количество скважин на месторождении.

В качестве критерия оптимизации выбран десятый процен - тиль распределения NPV проекта — нефтяная компания хочет максимизировать такое значение NPV, которого она может до­стигнуть или превысить с 90-процентной вероятностью.

График добычи нефти включает три этапа (табл. 7.24):

1. Фаза роста добычи — период введения в работу новых скважин. [20]

2. Фаза плато — после достижения определенного уровня добычи (плато) она продолжается на постоянном уровне до тех пор, пока пластовое давление остается постоянным и пока не добыта определенная доля резервов.

3. Фаза снижения добычи — период, когда темпы добычи начинают равномерно снижаться. Темпы добычи на этом этапе описываются с помощью экспоненциальной функ­ции:

P(t) = Р(0) exp(-ct),

где t — время после начала фазы плато, ас — константа.

Первичные данные для анализа

Таблица 7.22

Параметр

Значение

Размер запасов, mmbbls

1500

Коэффициент нефтеотдачи, %

42

Время до достижения плато, лет

2

Темпы добычи из скважины, mbd

10

Кол-во скважин, шт.

25

Минимальные темпы добычи, mbd

10

Ставка дисконтирования, %

10

Издержки на скважину, $ млн

10

Совокупная добыча, mbd

250

Нефтяная маржа, $ за баррель

2

Завершение фазы плато, % резервов

65

1емпы добычи в фазе плато, % резервов ежегодно

10

Издержки на месторождение

Таблица 723

Добыча, mbd

Издержки, $ млн

50

70

100

130

150

180

200

220

250

250

300

270

350

280

Дополнительные вычисления для анализа

Параметр

Результат

Формула для вычисления

Резервы, mmbbls

630,00

Запасы х Нефтеотдача

Максимальные темпы добычи (фаза плато), mbd

1 77,60

Резервы х Темпы добычи а фазе плато / 0,365

Темпы добычи (фаза плато), mbd

1 72,60

Темпы добычи из одной скважины х Количест­во скважин

Добыча в фазе роста, mmbbls

63,00

0,365 х Темпы добычи (фазы плато) х Время до достижения фазы плато х 0,5

Добыча в фазе плато, mmbbls

346,50

Резервы х Завершение фазы плато - Добыча в фазе роста

Время завершения фазы плато, лет

7.50

Добыча в фазе плато / (0.365 х Темпы добычи в фазе плато) + Время до начала фазы плато

Фактор снижения добычи

0,2692

0,365 х (Темпы добычи в фазе плато -

- Минимальные темпы добычи) / (Резервы -

- Добыча в фазе плато - Добыча в фазе роста)

Время завершения работ, лет

18,08

Время завершения фазы плато - LN (Мини­мальные темпы добычи / Темпы добычи в фазе плато) / Фактор снижения добычи

Годовая добыча вычисляется отдельно для трех фаз развития проекта (табл. 7.25):

1. В фазе плато годовая добыча = 0,365 х Темпы добычи в фазе плато.

2. В фазе роста (в данном случае — два года) годовая добыча в первый год равна 1/3 от годовой добычи в фазе плато; во второй год — 2/3.

3.

В фазе спада годовая добыча снижается экспоненциально и вычисляется по формуле:

где g — фактор снижения добычи.

Совокупные затраты на скважины =

= Затраты на одну скважину х Количество скважин.

Затраты на месторождение зависят от темпов добычи.

NPV = Дисконтированная кумуштивная добыча х Нефтянаямаржа — Затраты на скважины — Затраты на месторождение.

Вычисление добычи нефти по годам

Таблица 725

Год

Темпы

добычи

Годовая добыча, mmbbls

Кумулятивная добыча, mmbbls

Кумулятивная дисконтированная добыча, mmbbls

1

57,53

21,00

21,00

21,00

2

11 5,07

42,00

63,00

59,18

3

172,60

63,00

126,00

111,25

4

172,60

63,00

189,00

158,58

5

172,60

63,00

252,00

201,61

6

172,60

63,00

315,00

240,73

7

172,60

63,00

378,00

276,29

8

167,05

60,97

438,97

307,58

9

132,27

48,28

487,25

330,10

10

101,06

36,89

524,14

345,74

11

77,21

28,18

552,32

356,61

12

58,99

21,53

573,85

364,16

13

45,07

16,45

590,30

369,40

14

34,43

12,57

602,87

373,04

15

26,31

9,60

612,47

375,57

16

20,10

7,34

619,81

377,32

17

15,36

5,61

625,41

378,54

18

11,73

4,28

629,70

379,39

19

0,83

0,30

630,00

379,45

20

0,00

0,00

630,00

379,45

Результаты вычисления NPV проекта

Таблица 726

Дисконтированная кумулятивная добыча, mmbbls

379,45

Затраты на скважины, 5 млн

250,00

Затраты на месторождение, $млн

250,00

NPV, $ млн

258,89

Итак, NPV проекта равен $259 млн (табл. 7.26). Однако суще­ствует значительная неопределенность относительно базовых параметров проекта, таких как величина запасов, коэффициент нефтеотдачи, темпы добычи, ставка дисконтирования и издерж­ки на скважину. Поскольку величина запасов не может быть от­рицательной, для моделирования используется логнормальное распределение с ожиданием 1500 и стандартным отклонением 300 mmbbls (рис. 7.23).

Рисунок 7.23

Логнормальное распределение для величины запасов на месторождении

Предполагается, что коэффициент нефтеотдачи имеет нор­мальное распределение с математическим ожиданием 42% и стандартным отклонением 1,2%. Темпы добычи из скважины — нормальное распределение с ожиданием 10% и стандартным от­клонением 3%. Ставка дисконтирования — нормальное распре­деление с ожиданием 10% и стандартным отклонением 1,2%. И наконец, издержки на скважину моделируются как треугольное распределение с минимальным значением 9%, максимальным значением 12% и наиболее вероятным значением 10%.

Результаты анализа по методу Монте-Карло

для NPV проекта по разработке нефтяного месторождения

Таблица 7.27

Среднее

Минимум

Максимум

Р10

Р50

Р90

NPV, $ млн

234

-497

831

49,80

221,4

441,8

Примечание. Вероятность того, что NPV > 0, равна 95,49%.

Рисунок 7.24

NPV разработки нефтяного месторождения

Чистая приведенная стоимость (NPV) разработки месторождения

0,00 Ц—^ о

-200,00 Off) 200,00 400,00 £00,00

Результаты анализа по методу Монте-Карло для NPV проекта по разработке нефтяного месторождения (рис. 7.24) приведены в табл. 7.27.

Можно ли улучшить результаты проекта и повысить NPV? Яв­ляется ли оптимальным количество скважин, темпы добычи и совокупная добыча? Какова наилучшая комбинация этих пара­метров, дающая максимальный коэффициент NPV? Менеджеры могут управлять этими параметрами, используя оптимизацион­ный анализ в сочетании с методом Монте-Карло. Для каждой из возможных комбинаций проводится анализ по методу Монте - Карло, а затем выбирается комбинация, которая максимизирует определенный критерий (табл. 7.28).

Результаты оптимизации анализа для проекта по разработке месторождения нефти

Таблица 728

Среднее

Минимум

Максимум

Р10

Р50

Р90

NPV, млн $

345

-198

627

253

348

440,3

Примечание. Критерий оптимизации — Р10 (десятый процентиль распределения NPV). Параметры, максимизирующие Р10 проекта: количество скважин— 13 темпы добычи — 11,58% запасов ежегодно в фазе плато; совокупная добыча — 99 mmbbls.

proizvodim.com

Методология принятия решений по выбору целей бурения в условиях геологической неопределенности

18 Января 2017 А.Н. Ситников, А.А. Пустовских, А.С. Маргарит, Е.В. Белоногов, Р.З. Зулькарниев, А.Ю. Коровин, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») 

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

Принятие решения о выборе цели бурения предполагает геологическое и экономическое обоснование мероприятий, а также выбор приоритетных целей, что в условиях существенной неопределенности является нетривиальной задачей. Под целью бурения понимается часть залежи (с указанием координат пластопересечения), вскрываемая проектной скважиной, характеризующаяся определенными геологофизическими характеристиками и рассматриваемая как зона перспективного бурения.

При работе с пространственными данными необходимо помнить, что массив данных представляет собой лишь некоторую выборку измерений изучаемого поля в различных точках, число которых ограничено по тем или иным причинам. Измеряемые данные в общем случае дискретны и распределены по площади неоднородно. В данной ситуации возникают следующие задачи:

— определение параметра в произвольной точке поля;

— построение карты значений параметра по площади;

— определение вероятности того, что значение параметра будет больше или меньше ожидаемого;

— создание равновероятностных наборов пространственных реализаций наблюдаемого параметра.

Автоматизированный инструмент для формирования геологического рейтинга целей бурения

В ПАО «Газпром нефть» в 2016 г. начата реализация проекта по повышению эффективности бизнес-планирования, в том числе планирования бурения новых скважин в рамках проекта «Геологический рейтинг бурения» [1].

Процесс принятия решения о выборе целей бурения основывается на анализе информации, полученной по результатам работы сотрудников геологических подразделений в программном инструменте для формирования сквозного рейтинга целей бурения.

Инструмент позволяет в оперативном режиме оценивать потенциальные показатели эксплуатации скважины, такие как начальные дебиты жидкости и нефти, профили добычи жидкости и нефти, запасы, приходящиеся на скважину, и формировать рейтинг целей бурения для:

— систематизации и унификации подхода к планированию программ бурения с целью определения приоритетности объектов бурения по всем добывающим обществам компании;

— повышения прозрачности процесса формирования программы бурения;

— минимизации рисков эксплуатационного бурения за счет уточнения программы геолого-разведочных работ (ГРР).

С точки зрения оптимальной стратегии развития актива необходимо проводить геолого-технические мероприятия (ГТМ) с целью максимизации добычи или обеспечения рентабельности проекта. Определение приоритентных целей бурения на основе начальных дебитов и геологических параметров может привести к выбору не самой оптимальной стратегии развития актива [2]. Таким образом, необходима комплексная оценка геологических и технико-экономических показателей предлагаемых ГТМ.

Систематическое составление геологического рейтинга бурения скважин/кустов на основе актуальной информации создает основу для качественного формирования ковра бурения с фокусировкой на скважины и кустовые площадки с наиболее достоверными запасами по месторождениям компании, что повышает эффективность проектов.

Развитие автоматизированного инструмента для формирования сквозного рейтинга целей бурения

С целью учета технико-экономических показателей в компании был инициирован проект по развитию внедренного ранее инструмента для определения рейтинга целей бурения. Разработана и интегрирована финансово-экономическая модель, позволяющая оценить экономические показатели вариантов добычи, соответствующих сценариям Р10, Р50 и Р90.

Данный инструмент позволяет оценить следующие показатели для Р10, Р50 и Р90: начальный дебит жидкости/нефти; геологические и извлекаемые запасы; профиль добычи по годам для вариантов начальных дебитов; экономические показатели (индекс рентабельности (PI), чистый дисконтированный доход (NPV), внутреннюю норму доходности (IRR), ожидаемый денежный результат (EMV).

Алгоритм вероятностной оценки

Необходимость учета геологических рисков и неопределенности при планировании эксплуатационного бурения требует проведения вероятностной оценки ключевых параметров рейтинга бурения. Использование данного подхода позволяет минимизировать инвестиционные риски проекта, а также качественно спланировать объемы ГРР.

Вероятностная оценка выполняется для расчета начальных параметров работы скважин, профилей добычи нефти, геологических запасов, приходящихся на эти скважины. Для оценки запасов необходимо задать вероятностные распределения таких параметров, как пористость, нефтенасыщенность, эффективные нефтенасыщенные толщины. Для оценки дебитов новых скважин в дополнение к эффективной нефтенасыщенной толщине пласта задаются абсолютная проницаемость коллектора и начальная водонасыщенность или обводненность [3].

В рамках рейтинга целей бурения реализована модель вероятностной оценки на основе метода Монте-Карло, оптимизированного алгоритмом «латинский гиперкуб» (рис. 1). Расчет выполнялся без учета кореляционных зависимостей вследствие независимости событий, т.е. считалось, что в масштабе скважины разные пласты не зависимы друг от друга. Показатели рассчитываются на скважину. Результат представляется в виде персентилей распределения Р10, Р50 и Р90.

Рис. 1. Схема модели вероятностной оценки

Для того, чтобы задать вероятностное распределение, можно использовать как явное задание математического ожидания μ, среднеквадратичного отклонения σ и вид распределения, так и любые два персентиля искомого распределения. В рамках рейтинга целей бурения задаются значения Р1 и Р99 как предполагаемые соответственно минимум и максимум случайной выборки. Таким образом, 98 % всех значений выборки будут находиться в пределах заданных диапазонов [4, 5].

Вид распределения выбирается исходя из анализа представительности исходной информации. Общепринято и статистически подтверждено, что для таких параметров, как нефтенасыщенная толщина, пористость, нефтенасыщенность и обводненность, задается нормальный вид распределения, для проницаемости — логнормальный [7, 8].

Алгоритм принятия решений

Для выбора оптимальной цели бурения предполагается применение так называемой теории игр — математического метода выбора оптимальной стратегии в некотором процессе. При этом лицо, принимающее решение (ЛПР), имеет свою цель и стремится выбрать оптимальную стратегию для ее достижения в зависимости от обстоятельств. Основой для выбора оптимального решения главным образом служат матрицы, построенные по определенному принципу (выигрыша или упущенной выгоды) [2, 6].

Вариант 1. Поддержание уровня определяющего параметра. В данном случае предполагается, что ЛПР рассматривает вариант поддержания желаемого уровня необходимого параметра, т.е. не рискует или не принимает чересчур пессимистичное решение. Для этого варианта проводится анализ таблицы для определяющего параметра (PI, норма доходности и др.) с вероятностью успеха 50 %. Фактически выполняется ранжирование вариантов от наибольшего значения параметра до наименьшего. Если требуется максимизация добычи, то ЛПР проведет ранжирование целей бурения по накопленной добыче.

Вариант 2. Пессимистичный. Данный подход основывается на применении критерия Вальда, что предполагает осторожное поведение пессимистично настроенного ЛПР и сводится к выбору наилучшей альтернативы из наихудших. Такой подход оптимален при ограничении со стороны внешней среды, например, при неблагоприятных макроэкономических показателях или рентабельности проекта, близкой к критичной. В этом случае ЛПР стремится выбрать вариант, который даже при самых неблагоприятных условиях гарантирует рентабельный уровень добычи.

Вариант 3. Пессимистично-оптимистичный. Предполагается использование критерия Гурвица. За оптимальную стратегию выбирается та, которая максимизирует выражение si = α ·P90 + (1 — α)·P10 (α— коэффициент оптимизации). При α = 1 решение крайне пессимистичное (выбор которого обеспечивает критерий Вальда), при α = 0 — крайне оптимистичное.

Вариант 4. Упущенная выгода. Проводится ранжирование на основе максимизации разницы между оптимистичным и пессимистичным вариантами, нормированной на оптимистичное значение. Если рассматривать вариант с точки зрения описательной статистики, то можно провести некоторую аналогию с размахом выборки, т.е. чем больше ее размах, тем больше диапазон наблюдаемой величины.

Для данного подхода требуется применение дополнительного критерия, в данном случае это может быть любой критерий, позволяющий выполнить предварительный отсев целей бурения. Рассмотрим применение варианта на примере следующего алгоритма.

1. Выбор цели бурения с PI > 1,25.

2. Расчет упущенной выгоды в накопленной добыче (Р10 — Р90)/Р10.

3. Ранжирование целей бурения от максимальной до минимальной относительно упущенной выгоды.

4. При равных значениях PI выбор варианта с наибольшим значением (Р10 — Р90)/Р10.

Таким образом, получаем экономически обоснованные цели бурения, а также можем получить «приз» в качестве дополнительной добычи нефти.

Вариант 5. Сбалансированный подход: выбор на основе EMV. Выбор основан на применении критерия Swanson, позволяющего оценить среднее значение распределения, которое будет ожидаемым денежным значением EMV = 0,3·P10+0,4·P50 + 0,3·P90. Однако для логнормального распределения данный критерий дает наиболее точную оценку при условии

Идентификация параметра с наибольшей неопределенностью

При определении вероятностных величин начальных дебитов и извлекаемых запасов, приходящихся на скважину, основные параметры, используемые для расчета, имеют диапазон неопределенности (дисперсию распределения). Каждый параметр (проницаемость, эффективная толщина и др.) имеет свой размах выборки и соответственно свою дисперсию распределений в зависимости от точности измерений. Это свидетельствует о том, что каждый параметр будет вносить свою долю неопределенности в расчет дебита и запасов.

Для устранения неопределенности необходимо правильно спланировать комплекс ГРР и исследований. С целью определения того или иного параметра можно проводить несколько исследований. Таким образом, для эффективного планирования исследований как с экономической точки зрения, так и с точки зрения повышения качества информации необходимо выявить наиболее влияющий параметр и выбрать оптимальный комплекс исследований.

Сравнение дисперсий для каждого параметра не даст объективного результата, так как дисперсия будет показывать абсолютную величину рассеивания для выборки. В этом случае корректной характеристикой является коэффициент вариации, рассчитываемый по формуле

где σ = √D; — среднеквадратичное отклонение; D — дисперсия; x — среднее значение параметра из исследования.

Таким образом, рассчитывая величину вариации для каждого параметра можно найти параметр, вносящий наибольшую неопределенность, затем определить оптимальный комплекс исследований.

Экономическая целесообразность проведения исследования

Выбор оптимального комплекса исследований также ограничен экономическими условиями, следовательно, необходимо оценить рентабельность исследования. В данном случае будем подразумевать только увеличение точности проводимого исследования и, как результат, уменьшение только диапазона неопределенности с сохранением среднего значения параметра.

Для оценки экономической целесообразности предлагается следующий подход, основанный на применении дерева решений (рис. 2). Предположим, имеется проектный куст скважин, для которого рассчитаны значения NPV для трех вариантов вероятностных исходов Р10, Р50 и Р90 геологических реализаций. Возникает вопрос о необходимости проведения дополнительного исследования. Возможны два исхода: проведение исследования, а затем принятие решения о бурении либо отказа от бурения; сразу принятие решения о бурении без проведения исследования. Для определения рентабельности исследования предлагается следующий алгоритм.

Рис. 2. Дерево решений

1. По результатам исследования равновероятен исход каждого из сценариев Р10, Р50 и Р90, следовательно, вероятность события составляет 1/3.

2. По результатам проведения исследования для каждого сценария Р10, Р50 и Р90 при положительном NPV возможно бурение куста, при отрицательном NPV — отказ от него.

3. Выбирается вариант с максимальным NPV.

4. Для варианта проведения исследования EMV рассчитывается по формуле

5. Для варианта без проведения исследования EMV рассчитывается по формуле

6. Определяется разница EMV для вариантов с проведением исследования и без него, которая сравнивается со стоимостью выполнения исследования по абсолютной величине.

Исследование экономически целесообразно, если EMV сценария с проведением исследования больше, чем EMV сценария без его проведения.

Таким образом, комплекс исследований выбирается не только по параметру, вносящему наибольшую неопределенность, но и по экономической целесообразности. Можно рассматривать как проведение повторных исследований с применением новых более точных технологий в соседних скважинах или их повторное испытание, так и бурение оценочных скважин и боковых стволов.

Формирование сквозного рейтинга целей бурения

В рамках внедрения проекта «сквозной рейтинг целей бурения» успешно сформирован первый рейтинг по всем добывающим обществам компании с использованием автоматизированного инструмента. Рассматривалось более 6000 проектных скважин 45 месторождений, которые являются текущими активами компании. Рассчитаны экономические показатели (NPV, PI) в разрезе скважин и кустов для сценариев Р10, Р50 и Р90 с учетом неопределенности геолого-физических характеристик залежей. Операции выполнялись с помощью автоматизированного инструмента, позволяющего последовательно рассчитать начальные дебиты, их вероятностную оценку, профили добычи по скважинам, кустам и экономические показатели.

Цикл непрерывных улучшений планирования реализован в систематической актуализации «Рейтинга целей бурения новых скважин» на основе информации о зависимых скважинах.

Пример апробации методики

Апробация методики выбора цели бурения в условиях неопределенности проводилась для всего списка целей бурения. Результатом стал ранг приоритетности по очередности ввода скважины.

Автоматизированы также процесс определения основной неопределенности и подход к ее устранению. Как отмечалось ранее, для каждой скважины имется распределение нескольких параметров, известны стандартное отклонение и математическое ожидание для варьируемых параметров. По этим значениям можно определить коэффициент вариации и на его основе выбрать параметр с наибольшей неопределенностью. На основе определения основной неопределенности можно предложить мероприятие по ее устранению. Данный подход реализован также в инструменте «Рейтинг целей бурения».

Таким образом, автоматизация процесса формирования сквозного рейтинга целей бурения в комплексе с методологией принятия решений о выборе целей бурения в условиях геологических неопределенностей позволила получить следующие результаты.

1. На основе предлагаемых подходов и алгоритмов реализованы расчетные модули, расширяющие функциональные возможности инструмента формирования рейтинга целей бурения.

2. Сформирован список целей бурения по всем текущим активам компании, включающий среднесрочный план бурения.

3. Выделена ключевая неопределенность для каждой цели бурения, наиболее значительно влияющая на экономическую рентабельность проекта.

4. На основе ключевой неопределенности сформирован комплекс мероприятий ГРР, позволяющий устранить данную неопределенность.

Авторы выражают благодарность участникам рабочей группы Н.Ф. Теплякову, И.В. Комиссаровой, А.М. Алексеевой (ООО «Газпромнефть НТЦ») за помощь в подготовке статьи.

Список литературы

1. Формирование геологического рейтинга бурения скважин — основа планирования комплексного проекта развития актива/А.В. Билинчук, А.Н. Ситников, Р.Н. Асмандияров (и др.)//Нефтяное хозяйство. — 2014. — № 12. — С. 10–12.

2. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. — М. — Ижевск: ИКИ, 2005. — 368 с.

3. Шатров С.В. Вероятностная оценка геолого-разведочных активов углеводородного сырья//Нефтяное хозяйство. — 2012. — № 4. — С. 13–17.

4. Шатров С.В. Вероятностная оценка ресурсов нефти блока 12 в Ираке//Нефтяное хозяйство. — 2013. — № 4. — С. 86–89.

5. Rose P.R. Risk analysis and management of petroleum exploration ventures//American Association of Petroleum Geologists. — 2001. — V. 12. — p. 17–48.

6. Мирзаджанзаде А.Х. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. — М.: Недра, 1977. — 233 с.

7. Hirasaki G.J. Properties Of Log-Normal Permeability Distribution For Stratified Reservoirs// SPE 13416-MS. — 1984.

8. Collins R.E., Jordan J.K. Porosity And Permeability Distribution Of SedimentaryRocks. Society of Petroleum Engineers // SPE 212-MS — 1961.

ntc.gazprom-neft.ru

Добыча нефти Дополнительное соглашение - Энциклопедия по экономике

Добыча нефти Дополнительное соглашение

Например, в практике соглашений о разделе продукции (СРП) для дифференциации ставок роялти обычно применяется показатель Р-фактора , т. е. соотношения накопленных с начала разработки месторождения дисконтированных затрат и выгод. Этот же принцип предлагалось использовать и при исчислении ставок налога на дополнительный доход от добычи нефти (положение, не вошедшее в действующий Налоговый кодекс РФ). С точки зрения экономической теории это было бы наиболее правильно, но использование дисконтированных показателей на практике сопряжено с определенными методологическими и техническими трудностями.  [c.118] В некоторых соглашениях предусматриваются дополнительные бонусы, выплачиваемые при достижении опре-объема суточной добычи или после того, как добыл столько-то нефти после начала работ. Например, может быть требование, что подрядчик уплачивает государству 2 млн дол. после того, как добыча в течение какого-то периода находится на уровне выше 10 тыс. баррелей в день. Может быть предусмотрено, что еще один бонус выплачивается, когда уровень добычи начинает превышать 20 тыс. баррелей в день. Обычно такие бонусы выплачивают после того, как среднесуточный объем добычи превышает определенный уровень в течение месяца или 120 дней. Либо может быть записано, что бонус выплачивается после того, как подрядчик добыл на месторождении 50 млн баррелей. Условия бывают разными. Обычно платеж должен быть сделан в течение месяца после того, как возникло обязательство по уплате бонуса.  [c.192]

Только в середине лета остальные страны — производители нефти урегулировали, наконец, свои споры с нефтяными компаниями. Ирак протестовал против положения о премии за низкое содержание серы в ливийском соглашении, и переговоры с ним продолжались два месяца, до июня, когда, наконец, было достигнуто соглашение, но которому Ираку предоставлялось немедленное повышение справочных цен на 80 центов и некоторые дополнительные блага в виде платежей наличными, предоставления беспроцентных займов и обязательства увеличить добычу. Соглашения с Нигерией и Саудовской Аравией содержали соответственно такие же положения, но франко-алжирский спор еще больше обострился в отношениях между компаниями и правительством возникли ожесточенные конфликты, сопровождавшиеся различными ограничениями на добычу нефти и угрозами преследования по суду покупателей секвестрованной сырой нефти, попыткой введения эмбарго на алжирскую нефть и отозванием французских специалистов из Алжира прежде, чем между КФП и алжирской государственной нефтяной компанией Сонатрак в конце июня было достигнуто соглашение. Это соглашение отражало значительный компромисс со стороны Алжира в отношении цен и условий компенсации, но зато оно обеспечило ему не только согласие КФП (а также французской государственной нефтяной компании Эльф-ЭРАП по соглашению, заключенному в следующем месяце) на его право взять на себя контроль над нефтедобычей, но также и на право самому устанавливать цены в соответствии с условиями, принятыми в отношении платежей за баррель экспорта.  [c.259]

Странами ОПЕК неоднократно предпринимались попытки поднять уровень цен. На мартовской сессии 1998 г. было принято решение о сокращении добычи нефти на 1,2 млн баррелей в сутки (1,6% от уровня предложения нефти в мире). Выполненное на 70-80% снижение предложения, тем не менее, не оказало влияния на цены, и страны-экспортеры пошли на дальнейшее сокращение производства. На июньской сессии того же года было принято решение о дополнительном сокращении нефтедобычи еще на 1,4 млн баррелей в сутки (1,7%). Предполагалось, что в дополнение к предыдущим мерам совокупное ограничение предложения на 3,1 млн баррелей в день приведет к росту цен с 13 дол. за баррель в июне до 15 дол. за баррель уже в августе-сентябре, а к концу года цены достигнут уровня 17 дол. за баррель. Однако в результате того, что принятые решения были выполнены лишь наполовину, не выполнили своих обещаний ранее присоединившиеся к соглашению Мексика и Россия, а независимые от ОПЕК Ирак и Индонезия даже увеличили производство, цены не росли. Большинству стран- неф-теэкспортеров оставалось только осуществлять дальнейшее снижение издержек производства.  [c.30]

Смотреть страницы где упоминается термин Добыча нефти Дополнительное соглашение

: [c.51]    Нефть - самый большой бизнес (1978) -- [ c.194 ]

economy-ru.info

Добыча нефти и ее значение для мировой экономики

Бизнес 30 мая 2013

Словосочетание «добыча нефти» давно уже прочно вошло в мировой лексикон и в немалой степени стало символом современной эпохи. Сегодня этот продукт земных недр, наряду со своим извечным спутником – природным газом, является практически безальтернативной основой мировой энергетики.

Остроты проблеме добавляет и то, что запасы этого уникального горючего вещества невосполнимы. Причиной большинства войн прошлого и нынешнего столетий является именно добыча нефти, что иногда из жесткой конкурентной экономической борьбы перерастает в вооруженные столкновения различного масштаба и накала.

Ко всему прочему, в последние два десятилетия страсти подогревались многочисленными авторитетными аналитиками, пугавшими мировое сообщество мрачными прогнозами, что запасов нефти на планете хватит еще максимум на пятьдесят лет. Но, невзирая на это, сегодня добыча нефти в мире практически эквивалентна ее использованию. И запасы этого сверхценного продукта даже не думают исчерпываться.

Так что же собой представляет это «яблоко раздора»? Нефть является, с точки зрения химии, природной маслянистой жидкостью, состоящей из различных углеводородов самого разнообразного молекулярного строения, от которого, собственно говоря, и зависит сорт «черного золота» и качество продукта. Молекулы нефти могут представлять собой длинные, разветвленные, короткие, замкнутые в кольца или многокольцевые углеродные атомные цепи.

Кроме углерода, в нефти также содержатся кислородные, сернистые и азотные соединения. Правда, в совсем малых количествах. Всего в составе нефти может находиться до тысячи различных компонентов. Этот сложнейший по своему строению и ценнейший для энергетической отрасли продукт накапливается в толщах пористых пород, которые называются коллекторами.

Наилучшими коллекторами, своеобразными природными резервуарами, являются пласты песчаника, заключенные в оболочку из непроницаемых горных пород (различные виды глины и сланцев), которые препятствуют утечке продукта из этого естественного нефтехранилища. Соответственно, в таких условиях значительно облегчается добыча нефти.

Благодаря своей невероятной энергоемкости и чрезвычайно высокой транспортабельности, этот дар земных недр еще в начале двадцатого века занял ведущее место в энергетической отрасли. С развитием науки и технических дисциплин нефть получила широчайшее применение практически во всех сферах человеческой деятельности.

Интересен и тот факт, что себестоимость добычи нефти намного ниже, чем, допустим, каменного угля. Но ее энергетическая ценность при этом несоизмеримо выше. Сложно на нашей планете найти продукт, который бы сыграл такую грандиозную роль в развитии человеческой цивилизации, как «черное золото».

Технология добычи нефти непосредственно зависит от геологических особенностей месторождения и индивидуальных условий залегания продукта. Начало разработки месторождения всегда предваряет геологоразведка и оценка экономической рентабельности нефтедобычи. В настоящее время добыча нефти ведется фонтанным методом, насосно-компрессорным, газлифтовым, а также способом гидродинамического моделирования и многими другими.

Источник: fb.ru

Query failed: connection to localhost:9312 failed (errno=111, msg=Connection refused).

monateka.com