CC BY
8УДК 338.4
И.А. Даутова, Ч.С. Закирова
АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ПРИНЯТИЯ УПРАВЛЕНЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ НА ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
В статье рассматриваются особенности принятия управленческих решений при определении рентабельности эксплуатации добывающих скважин. Особо важное значение данная проблема приобретает на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. В работе также проведен анализ, на основе которого были выявлены положительные и отрицательные стороны конкретного управленческого решения при эксплуатации добывающих скважин.
Ключевые слова: рентабельные, нерентабельные, убыточные скважины, бездействующий фонд, управленческое решение, геолого-технические мероприятия, вывод в другие категории.
Финансовая устойчивость нефтегазодобывающего предприятия в значительной степени зависит от эффективного управления структурой фонда добывающих скважин. Современное состояние нефтедобычи в России характеризуется ростом малодебитных, высокообводненных скважин, большая часть которых являются убыточными. Растет число бездействующих скважин, ожидающих ремонт, среди которых есть и рентабельные добывающие скважины. Данные факторы не могут не оказывать влияние на эффективность деятельности предприятия. Поэтому данная проблема требует к себе особого внимания и является актуальной для нефтегазодобывающих предприятий на современном этапе разработки нефтегазовых месторождений.
В ПОА «Татнефть» разработана «Методика определения рентабельности эксплуатации нефтяных скважин и объектов разработки». В соответствие с которой весь фонд нефтяных скважин подразделяется на следующие основные экономические категории - рентабельные скважины и нерентабельные скважины (в т.ч. убыточные).
Критерием отнесения скважины к рентабельному фонду является получение прибыли от реализации нефти с исследуемой скважины. К рентабельным скважинам относятся скважины, выручка от реализации продукции которых покрывает все расходы на производство с учетом нормальной прибыли.
В составе нерентабельных скважин дополнительно выделяются абсолютно нерентабельные, условно-нерентабельные. Если время эксплуатации скважины в расчетном периоде больше или равно времени эксплуатации скважин по НГДУ, скважина относится к категории абсолютно-нерентабельных. В противном случае относится к категории условно-рентабельных.
Убыточные скважины также делятся на два подтипа: абсолютно-убыточные и условно-убыточные. К ним относятся скважины, для которых выручка от реализации не покрывает даже переменную часть затрат на добычу и реализацию нефти. Абсолютно-убыточные скважины по экономическим критериям рекомендуются к остановке. По оценкам специалистов, остановка скважин может привести к снижению конечного коэффициента нефтеизвлечения на 4-6%» по сравнению с запроектированным. Таким образом, имеют место потери невозоб-новляемых природных ресурсов.
В 2015 году в НГДУ «Азнакаевскнефть» в эксплуатационном фонде числилось 3032 скважина, из них 1802 скважины являлись рентабельными, 1116 скважин - нерентабельными, а 130 считались убыточными (рисунок 1).
© Даутова И.А., Закирова Ч.С., 2016.
Рис. 1. Количество рентабельных, нерентабельных и убыточных скважин по эксплуатационному фонду в НГДУ «Азнакаевскнефть» в 2015г., скв
Из 3032 скважин эксплуатационного фонда 2918 скв. давали нефть, а 114 скв. находились в бездействии.
К началу 2015 году в бездействие находилось 119 убыточных скважин: из них 114 скважин из-за высокой обводненности и 5 малодебитных скважин Среднесуточный дебит данных скважин составил в среднем 0,82 т/сут., обводненность колеблется в пределах 97-99%.
Перед НГДУ в 2014 г.-2015 гг. была поставлена задача: сократить убыточный фонд до минимального уровня. Так, на 112 убыточных и 87 абсолютно-убыточных скважинах были проведены ГТМ, из которых 27 скважин находились в бездействии, результаты представлены в рисунке 2. При неуспешном ГТМ скважины должны были быть остановлены или оставлены в бездействии.
120 100 80 60 40 20 0
114
15
6
57
Переведены в пьезометрию
Переведены на Дебит восстановлен В бездействии консервацию
Переведны в ППД
Рис. 2. Результаты проведения ГТМ на 199 убыточных скважинах, скв
7
В 199 скважинах были проведены ГТМ, по результатам которых были приняты управленческие решения о выводе скважины в бездействие или о переводе скважин на другие категории, либо после ГТМ скважина стала рентабельной.
Рассмотрим каждое направление подробно с экономической точки зрения. При выводе скважины в бездействии необходимо учитывать как дополнительные затраты на вывод скважин, так и высвобождаемые затраты в результате остановки скважин.
Таблица 1
Структура высвобождаемых затрат при остановке скважины
В зависимости от вида остановки
Перечень затрат Временная остановка Консервация Ликвидация
Условно-переменные затраты + + +
Амортизационные отчисления - + -
Налог на имущество - - +
Как видно из таблицы 1, при выводе из бездействия высвобождаются переменные затраты, а при консервации к переменным прибавляются и постоянные амортизационные отчисления. При ликвидации скважины амортизационные отчисления вовсе отсутствуют, а переменные и налог на имущества остаются.
Всего в бездействии в 2015 г. оставалось 57 скважин, при этом высвобождаемые условно-переменные затраты (за минусом НДПИ и коммерческих расходов) составили в среднем 157,8 тыс.руб. за скважину (таблица 2).
Таблица 2
Показатели скважин выведенных в бездействие
Показатели Всего
Средний % рентабельности скважин -95,7
Средний % убыточности скважин -28,9
Средний дебит скважины 0,09
Обводненность, % 98,9
Высвобождаемые переменные затраты, тыс.руб. 8994,6
Прирост нефти после проведения ГТМ, т/сут. 0,22
Как видно из таблицы 2, средний процент убыточности колеблется в пределах -28,9%, дебит скважин не превышает 0,09 т, а обводненность выше 98%.
При переводе скважин в другие категории (а таких скважин было 28) необходимо учитывать высвобождаемые переменные затраты, а также единовременные затраты на остановку, т.е. затраты на ПРС и демонтаж наземного оборудования. Стоит отметить, что высвобождаемые затраты зависят от геологических, технологических и экономических особенностей отдельной взятой скважины, поэтому у некоторых скважин такие затраты могут быть довольно существенными, а у некоторых отсутствовать вовсе.
Таблица 3
Показатели скважин, переведенных в другие категории
Показатели ППД Консервация Пьезометрия
Средний % рентабельности скважин -98,37 -96,55 -97,16
Средний % убыточности скважин -55,08 -49,39 -46,4
Всего высвобождаемые переменные затраты, тыс.руб. 3759 3400 2789
Единовременные затраты, тыс.руб. - 2814 7392
Как видно из таблицы 3, средний процент убыточности скважин, переведенных в другие категории - 50%, высвобождаемые переменные затраты различаются в зависимости от категории, например, большее количество высвобождаемых ресурсов приходится на перевод в ППД (при таком виде перевода отсутствуют единовременные затраты).
При успешности ГТМ убыточные скважины переходят в разряд «рентабельных»: снижается обводненность и увеличивается дебит скважины. На 24 убыточных бездействующих скважинах и на 90 действующих убыточных скважинах ГТМ оказались успешными. Их остановка привела бы к потере добычи 273,6 т/год.
Таблица 4
Показатели скважин после проведения «успешных» ГТМ.
Показатели До ГТМ После ГТМ
Средний % рентабельности скважин -94,7 68
Средний дебит скважины, т/сут. 0,1 2,5
Обводненность, % 99,3 69
Всего затраты на проведение ГТМ, тыс.руб. 28500
Прирост добычи нефти после проведения ГТМ, тыс.т 319,2
Экономический эффект (за 1 год), тыс.руб. 129916,66
Как видно из таблицы 4, убыточные скважины были переведены в категорию рентабельных (в среднем рентабельность скважин составила 60%). Инвестиции на ГТМ составили в среднем 500 тыс.руб. на скважину. Средний дебит скважин после проведения ГТМ достиг 2,8 т./сут. Всего прирост добычи нефти составил 319,2 тыс. т. Экономический эффект составил 129916,66 тыс. руб.
Таким образом, классификация скважин, в зависимости от эффективности их работы на рентабельные, нерентабельные и убыточные позволяет НГДУ своевременно принимать управленческие решения по дальнейшей эксплуатации или остановке скважин.
Библиографический список:
1.Годовые отчеты ПАО «Татнефть» за 2014-2015 гг.
2.Пресс-релизы ПАО «Татнефть» за 2014-2016 гг.
3.Внутренние документы ПАО «Татнефть»
4.www.tatneft.ru
ДАУТОВА ИЛЬЗИРЯ АНАСОВНА - магистрант, Альметьевский государственный нефтяной институт, Россия.
ЗАКИРОВА ЧУЛПАН САБИРОВНА - кандидат экономических наук, доцент кафедры экономики предприятия, Альметьевский государственный нефтяной институт, Россия.
