Модель управления обновлением фонда скважин газодобывающего предприятия Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»



Е. П. Карлина, В. В. Якоби

Модель управления обновлением фонда скважин газодобывающего предприятия

Основные производственные фонды (ОПФ) являются важнейшим производственно-ресурсным потенциалом национальной экономики. Однако, их техническое состояние в настоящее время нельзя признать удовлетворительным. По данным Минэкономразвития РФ, износ оборудования составляет 70% [1]. При сохранении такого положения можно ожидать массовое выбытие основных фондов. К сожалению, решение проблемы обновления ОПФ основано не на использовании системных знаний, а на директивно-интуитивном подходе. В данной статье предложена модель управления обновлением ОПФ газодобывающих предприятий.

Жизненный цикл скважины включает стадии проектирования, строительства, эксплуатации, консервации, капитального ремонта, модернизации и ликвидации. Некоторые из них значительно различаются по стоимости и продолжительности, другие обладают сходными характеристиками. Имеются и внеэксплуатационные стадии: проектирование, строительство, капитальный ремонт. Их сокращение повышает эффективность эксплуатации всего фонда скважин. После ремонта скважина редко восстанавливает свои первоначальные качества, поэтому межремонтные периоды с течением времени сокращаются. Их увеличение за

счет повышения технологичности КРС также является резервом эффективности эксплуатации фонда скважин. В ходе проведения КРС иногда возникают осложнения, приводящие к ликвидации скважин до истечения нормативного срока ее эксплуатации. Обеспечение эффективного функционирования фонда скважин при экономически эффективных процессах восстановления требуют качественного управления. Подходы к решению этой проблемы изложены в работах [2-5]. Ее сложность состоит в известной двойственности экономической природы скважины как объекта ОПФ: с одной стороны, это источник средств для воспроизводства, с другой - компонент постоянных производственных затрат, формирующий прибыль предприятия. Объемы добычи газа, его цена, стоимость ресурсов и ОПФ в силу различных причин зависят от времени, поэтому важным свойством модели управления обновлением должен быть учет нестационарности.

Цикл управления обновлением скважин включает решение следующих задач: анализ численности состояний скважин, прогнозирование стоимостных показателей и объема добычи, анализ источников финансовых средств, (рис. 1). Последняя задача решается в рамках проектного управления.

Финансирование ремонта, строительства и ликвидации скважин

Рис. 1. Цикл управления обновлением скважин

Анализ численности состояний. Газодобывающее предприятие включает, обыгано, несколько сотен скважин. Объем добычи газа нередко ограничен мощностью перерабатывающего комплекса. С течением времени дебиты скважин снижаются, поэтому их общее количество должно увеличиваться. В силу различия условий эксплуатации состояние скважин в каждый момент времени различно: какая-то часть скважин не утратила качества, другие претерпели один или несколько ремонтов, одни скважины ликвидированы, взамен введены в эксплуатацию новые.

Для математического описания системы скважин введем следующие обозначения. Пусть N. — количество скважин после /-го капитального ремонта, г = 0 соответствует численности скважин, которые после ввода в эксплуатацию из строительства не подвергались ремонтам; М. означает количество скважин, находящихся в состоянии г-го капитального ремонта, г = 0 соответствует стадии строительства. Переходы между состояниями описываются интенсивностями переходов, которые целесообразно выразить через характеристическое время. Обозначим т — время проведения работ (строительство, ЕРС, ликвидация); тп — время разработки проектно-сметной документации (ПСД) от технического задания до утверждения рабочего проекта; т. - г-й межремонтный период; г = 0 соответствует периоду между вводом и первым ремонтом. Предположим, что периоды времени разработки ПСД во всех случаях и выполнения работ на скважине одинаковы. Будем считать, что одновременный выход из эксплуатации двух и более скважин невозможен, и общее количество скважин достаточно велико для состоятельности статистических оценок. Ликвидация и строительство скважин происходит одновременно. Максимальное число ремонтов одной скважины равно трем. Введем долю успешности КРС - а. Изменение численностей состояний системы скважин при этих предположениях можно описать с помощью модели динамики средних [6]. Для этого построим граф состояний, рис. 2, для которого запишем систему уравнений динамики средних

N N, ,=0.....3. (2)

& (т3 +Тп) т

щ

сИ

щ + -

1 -а 1

+

(т + тп ) (т3 +Тп )

1

(3)

Т-1 +тп

-• N-1,1=1,...,3

м0 + М1 + м2 + М3 + N + N + N + N = N.(4) О

N0 + ^ + Ы2 + N3 = ^, Я

(5)

где Q — плановый объем переработки газа; ц — средний дебит одной скважины.

1/(То + т.) Т

I—нэ

а/т

П~1~

а/т

, 1/(т2+ т„)1| —

а/т

-а№ + т,)+1/(тз+ т.) I И

Рис. 2. Граф состояний системы скважин (по стадиям жизненного цикла, обозначения в тексте)

Стационарное решение системы уравнений (1)-(5) имеет вид

Ы, =

^ Л,

• Ы0, 1 = 1,...,3.

N =

( V

а

т-Л

Пк=В -Ы0,1=0,...,3.

Ыо =

3( а у

ут-Л/

-1

I

к=1

•Пк=в

о

Я

(6)

7)

(8)

сы0

аЫ0 3 • (1 -а)

Л т •(( + Ы2 + Ы3) +

(т + тп ) 1

(т3 +тп)

Прогнозирование стоимостных показателей и объема добычи. Анализ опубликованных стати-• N3. (1) стических данных позволяет установить линейные

зависимости цен на ресурсы, активы и продукцию (газ) от времени (таблица).

По данным таблицы прослеживается различие в изменении цен на продукцию, ресурсы и капиталовложения. За период с 1999 г. по 2006 г. потребительские цены увеличились в 3,3 раза, цены на газ для населения — в 4,4 раза, для промышленных предприятий — в 6,5 раза, на отраслевые капитальные ресурсы — в 9,6 раза.

Изменения дебитов во времени являются нелинейными, что обусловлено целым рядом факторов: выработка запасов; рост доли трудно извлекаемых запасов; возраст скважин; рост рисков и трудоемкости и др. [7]. В действии их совокупности проявляется закон убывающей отдачи [8, 9], который в отношении скважины реализуется в

Индексы цен

Год Индексы

потребительских цен (цен на ресурсы) цен на газ для населения цен на газ для промышленности стоимости капитальных вложений

1999 134,8 138,1 109,3 176,6

2000 120,2 103,1 105,1 159,9

2001 118,6 143,6 141,0 115,3

2002 115,1 120,0 120,0 133,7

2003 112,0 144,7 138,1 135,8

2004 111,7 120,0 120,0 100,0

2005 110,9 125,6 122,3 124,2

2006 108,2 120,4 110,5 130,2

виде убывающей производительности. Несмотря на все большее вовлечение запасов в процесс добычи, дебит скважин убывает по мере их выработки. Можно предположить, что при разработке месторождения на истощение дебит скважины обратно пропорционален объему накопленной добычи. Проверка гипотезы на скважинах АГКМ показала наличие такой зависимости с достаточно высоким коэффициентом детерминации Я2 ~ ~ 0,85. Зависимость дебита от накопленной добычи газа имеет вид

АО

Л '

А

\-а

О к

(9)

ОН}) = [(1 + а)- А - г ] (1+а).

(10)

Подставив последнее выражение в (9), получим зависимость дебита от времени

О)

Л

= А (1+а)-[(1 + а)- г ] (1+а). (11)

где Q(t) — объем сырья, добытого к моменту времени ?; dQ / Л — производительность скважины; А, а — параметры регрессии dQ / dt = ^й(^).

Решение (9) при условии Q(0) = 0 приводит к зависимости накопленной добычи от времени вида

Выводы. Предложенная модель управления обновлением фонда скважин учитывает отраслевые особенности движения ОПФ. Выявлен механизм действия закона убывающей производительности скважин, получены аналитические выражения, пригодные для численных расчетов. Проанализированы закономерности изменения цен газа, операционных и капитальных ресурсов. Получены регрессионные уравнения их зависимости от времени. Таким образом, модель учитывает нестационарность материальных и финансовых потоков. Возможно расширение модели за счет учета рисков прогнозирования.

список литературы

1. Сырбу А. Н., Немировская Е. А. Стратегия формирования инвестиционного потенциала для расширения и модернизации производственных мощностей предприятия путем проектного финансирования // Экономический анализ: теория и практика. 2004. № 12 (27). С. 42-44.

2. Гафаров Н. А., Харионовский В. В. Современные системы технического обслуживания объектов добычи газа — стратегия управления основными фондами // Наука и техника в газовой промышленности. 2006. № 3. С. 26-31.

3. Дыхнов А. Е., Постовалова И. П. Декомпозиция при оптимизации проекта с выпуклой кривой минимальной стоимости // Обозрение прикладной и промышленной математики. Том 8. Вып. 1. 2001. С. 161.

4. Математические основы управления проектами: Учебное пособие / С. А. Баркалов, В. И. Воропаев, Г. И. Секлетова и др. / Под ред. В. Н. Буркова. М.: Высш. шк., 2005. 423 с.

5. Асеев С. В., Сиговатов Л. А., Коломе-

ец в. в. Модель упорядочения и агрегирования инвестиционного портфеля // Южно-российский вестник геологии, географии и глобальной энергии. № 2 (15). 2006. с. 103-107.

6. Вентцель Е. С. Исследование операций. / М:. Советское радио, 1978. 364 с.

7. Акопов А. С. Об одной методике экономи-зации бизнес-процессов в нефтегазодобывающем объединении. // Аудит и финансовый анализ. 2004. № 2. С. 268-272.

8. Дунаев В. Ф., Еремин Д. И., Кочнев Е. А. Экономическая модель разработки и эксплуатации нефтяного месторождения // Нефть, газ и бизнес. 2005. № 4. С. 54-60

9. Кугаенко А. А. Основы теории и практики динамического моделирования социально-экономических объектов и прогнозирования их развития. М.: Вузовская книга, 1998. 392 с.

Л. В. Николова

Модели управления рисками инвестиционной программы региона

Современный этап развития деятельности регионов отличается от предшествующих возросшей ролью и самостоятельностью в формировании и создании инвестиционных программ, что привело к необходимости изменений в системе экономических методов и способов управления рисками инвестиционной программы региона. Существующие методы и способы оценки и управления рисками инвестиций необходимо дополнить новыми подходами, связанными с изменением рынка и появлением новых финансовых инструментов и стратегий.

В данной работе рассматривается применение метода системной оптимизации при формировании модели оценки и управления рисками инвестирования региона, основанной на методе предельных

значений факторов, проверяемых на риск, приводящих расчетную величину соответствующего критерия эффективности инвестирования к критическому пределу, при решении прямых задач анализа и управления неопределенностью и рисками программы реальных инвестиций региона.

Экономико-математические методы анализа рисков инвестирования, при решении прямых и обратных задач управления рисками, условно можно разделить на количественные и качественные. К количественным методам относятся: планирование эксперимента, спираль рисков, метод аналогий или консервативные прогнозы, метод ставки процента с поправкой на риск, анализ сценариев, метод «деревья решений», анализ чувствительности, метод имитационного моделирования.