Экономическая оценка методов увеличения нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

Проблемы экономики и менеджмента

ЭКОНОМИКА И УПРАВЛЕНИЕ НАРОДНЫМ ХОЗЯЙСТВОМ

\

УДК 330.131.52:553.982.2

И.А. Бадретдинов

соискатель,

ФГБУН «Институт социально-экономических исследований»

Уфимского научного центра РАН

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Аннотация. Рассматриваются различные существующие экономические оценки методов повышения нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений и предлагается единый методический подход к решению практических задач.

Ключевые слова: оценка методов, экономическая эффективность, методы увеличения нефтеотдачи.

1.А. Badretdinov, Institute of Social and Economic Research

ECONOMIC EVALUATION OF ENHANCED OIL RECOVERY METHODS AT THE LATE STAGE OF FIELD DEVELOPMENT

Abstract. Considers various existing methods of economic evaluation methods to improve oil recovery in the late stages of field development and offers a unified methodological approach to solving practical problems.

Keywords: assessment methods, economic efficiency, enhanced oil recovery methods.

Месторождения на поздней стадии разработки характеризуются существенным ухудшением структуры нефти, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов. С изменением структуры запасов нефти ежегодно возрастает число скважин, эксплуатация которых нерентабельна из-за низкого дебита или высокой обводненности продукции. В перспективе число малодебитных и обводненных скважин будет интенсивно расти. С точки зрения экономики такие скважины нужно останавливать, чтобы улучшить финансовое положение предприятия.

Поэтому для повышения эффективности нефтедобывающего производства проводятся геолого-технические мероприятия, относящиеся к интенсификации добычи нефти и улучшению добывных возможностей скважин. При этом необходимо учитывать, что методы интенсификации добычи применяются уже на действующих обжитых промыслах с развитой инфраструктурой, поэтому ориентация на данные мероприятия обычно перспективнее, чем на поиск, разведку и обустройство новых месторождений.

Все методы увеличения нефтеотдачи (МУН) на поздней стадии разработки месторождений могут быть представлены в виде двух групп:

Работы по вводу новых скважин (НС):

- бурение горизонтальных скважин — частный случай бурения наклоннонаправленной скважины. Такие скважины строятся, для того чтобы увеличить площадь

22

№ 6 (22) - 2013

Проблемы экономики и менеджмента

поверхности, через которую в скважину поступают углеводороды и соответственно увеличить дебит;

- бурение боковых стволов - один из методов реанимации добывающего фонда скважин, позволяющий включить в разработку не дренируемые участки залежи и продлить срок эксплуатации месторождения;

- ввод в эксплуатацию длительно бездействующих скважин, не входящих в фонд добывающих.

Работы по повышению производительности действующих добывающих скважин (ДС):

- совершенствование методов искусственного воздействия на продуктивные пласты;

- расширение масштабов и видов применения мероприятий по увеличению отбора нефти пластов по всем эксплуатационным объектам;

- увеличение масштабов ремонтно-изоляционных работ;

- прогрессивные методы реабилитации и ввод в эксплуатацию простаивающего фонда скважин.

Можно отметить, что обеспечение эффективности технико-технологических мероприятий в действующих добывающих скважинах производится следующим образом. Чаще всего, если технология опробована, решение о ее внедрении принимается геологическими службами нефтедобывающих предприятий без учета экономических особенностей получения эффекта, на основе экспресс-оценки из условия, что дополнительная прибыль от осуществления мероприятий должна быть выше нуля.

Между тем, увеличение добычи нефти при внедрении мероприятия возможно как при сохранении объема добычи жидкости, что приведет к снижению обводненности продукции, так и при ее увеличении. В этом случае обводненность может повыситься или понизиться. Проведение технико-технологического мероприятия может привести и к уменьшению добычи нефти на скважине при одновременном снижении добычи жидкости.

Тем самым, изменение каждой технологической составляющей мероприятия по-разному влияет на экономическую эффективность применяемого метода. Поэтому расчет экономических показателей эффективности должен предусматривать оценку влияния каждой составляющей технологического эффекта на экономический результат.

В настоящее время показатель экономического эффекта от внедрения методов увеличения нефтеотдачи в действующих добывающих скважинах обычно рассчитывается по формуле:

Э = №*(Ц - Зпер) - Зм)*(1 - н),

где Э - экономический эффект от внедрения методов увеличения нефтеотдачи на данной скважине, руб./скв-обр.;

AQ - прирост добычи нефти, т/скв-обр.;

Ц - цена реализации нефти, руб/т.;

№ 6 (22) - 2013

23

Проблемы экономики и менеджмента

Зпер - условно-переменные затраты на добычу 1 тонны нефти, руб/т.;

Зм - затраты на проведение мероприятия по увеличению нефтеотдачи на данной скважине, руб/скв-обр.;

н - налог на прибыль, д.ед.

Основной недостаток расчетов по данной формуле состоит в том, что экономический эффект от внедрения методов увеличения нефтеотдачи на какой-либо скважине осуществляется, как правило, достаточно продолжительное время (более года). Продолжительность действия технологического эффекта зависит от вида мероприятия и качество его выполнения и по некоторым мероприятиям составляет несколько лет.

Затраты на дополнительное бурение проектного фонда скважин, бурение горизонтальных скважин, бурение боковых стволов и ввод в эксплуатацию длительно бездействующих скважин, не входящих в фонд добывающих, относятся к единовременным. Эффективность таких мероприятий осуществляется согласно «Методическим рекомендациям по оценке эффективности инвестиционных проектов», учитывающим отечественный и зарубежный опыт методологии оценки проектных решений [1].

Для оценки проектов по этим рекомендациям используются следующие основные показатели эффективности:

- чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- индекс доходности (ИД);

- период окупаемости капитальных вложений;

- внутренняя норма возврата капитальных вложений (ВНД).

Учитывая долговременное влияние большинства мероприятий по увеличению нефтеотдачи как на новых, так и на действующих добывающих скважинах, нами предлагается для всех мероприятий по увеличению нефтеотдачи использовать показатели ЧДД, ИД, ВНД и срока окупаемости затрат с учетом фактора времени.

По нашему мнению, основным показателем, определяющим выбор рекомендуемого варианта мероприятий по увеличению нефтеотдачи, из всех рассматриваемых, независимо от того производятся они в действующих или новых скважинах, должен быть накопленный дисконтированный поток денежной наличности (ЧДД). Наилучшим признается вариант, имеющий максимальное значение ЧДД. Расчет ЧДД дает ответ об эффективности данного варианта повышения нефтеотдачи по месторождению в целом.

Показатель внутренней нормы возврата капитальных вложений (ВНД) определяет требуемую инвестором норму прибыли на вкладываемый капитал, сравниваемую с действующей процентной ставкой на кредит. Если расчетный показатель ВНД равен или больше процентной ставки, затраты на данное мероприятие являются оправданными.

В проектах так называемой доразработки месторождений, которые, в основном, не требуют значительных капиталовложений, а также в проектах, предусматривающих применение методов повышения нефтеотдачи пластов в действующих добывающих скважинах, показатель ВНД играет вспомогательную роль и, как правило, может не участвовать в процессе выбора наилучшего варианта этих мероприятий.

24

№ 6 (22) - 2013

Проблемы экономики и менеджмента

Показатель индекс доходности (ИД) так же, как и ВНД, имеет «весомое» значение, если оцениваются мероприятия с большими единовременными затратами. В этом случае его значение интерпретируется следующим образом: если ИД > 1 - вариант эффективен, если ИД < 1 - вариант ввода новых скважин нерентабелен.

Расчет показателя период окупаемости, устанавливаемый временем возмещения первоначальных затрат должен быть обязателен для вновь вводимых скважин, требующих полного обустройства [2].

Несмотря на значительный опыт применения методов увеличения нефтеотдачи в нефтегазовой отрасли, вопросы оценки экономической эффективности остаются актуальными. Причинами сложностей, возникающих при оценке эффективности МУН, являются: во-первых, тот факт, что рассмотренные критерии эффективности не являются достаточными; во-вторых, различный срок действия технологического эффекта каждого МУН. Таким образом, принятие оптимального варианта для реализации должно основываться на значениях всех интегральных показателей и учетом указанных причин.

Список литературы:

1. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (утв. Минэкономики РФ, Минфином РФ, Госстроем РФ 21.06.1999 № ВК 477).

2. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39-007-96 (утв. Минтопэнерго РФ 23.09.1996).

List of references:

1. Methodical recommendations for evaluating efficiency of investment projects (approved by RF Ministry of Economy, Ministry of Finance, State Construction Committee of Russia 21.06.1999 № VK 477).

2. Regulations for compilation technological project documents for development of oil and gas fields. RD 153-39-007-96 (approved by Ministry of Energy of the RF).

№ 6 (22) - 2013

25