CC BY
67В.А. Волгин, к.т.н., начальник планово-экономического управления, e-mail: VAVolgin@purneftegaz.ru;
А.Г. Михайлов, к.т.н., заместитель главного инженера по новым технологиям;
О.И. Дьяченко, специалист планово-экономического управления, ООО «РН-Пурнефтегаз»
особенности методического подхода к оценке эффективности работы фонда скважин и повышения его
рентабельности
Эффективное функционирование нефтегазового комплекса России является определяющим фактором для развития прочих отраслей производства. В силу того что основные районы нефтедобычи в стране давно открыты и разрабатываются, а ввод в эксплуатацию новых нефтяных объектов требует все больших объемов инвестиций, одним из основных направлений развития нефтегазового комплекса России является оптимизация разработки и существующих подходов эксплуатации действующих месторождений нефти.
В настоящий момент большая часть нефтяных объектов страны находится на стадиях разработки, которые характеризуются падающей добычей нефти и ростом обводненности добываемой продукции, что оказывает существенное влияние на экономические показатели в сторону их ухудшения (растет число нерентабельных скважин, снижается эффективность эксплуатации фонда скважин). Низкая экономическая эффективность бурения новых скважин вследствие ухудшающихся технологических показателей разработки обуславливает необходимость повышения эффективности работы с имеющимися скважинами в направлении оптимизации технико-экономических параметров их эксплуатации, для достижения которой обязательным условием является наличие и применение экономических подходов к работе по управлению фондом. Продление экономически оправданного срока эксплуатации
фонда малодебитных и высокообвод-ненных скважин в основном осуществляется за счет проведения комплекса геолого-технических мероприятий. В этой связи возрастает важность технико-экономического обоснования выполнения указанных мероприятий для повышения качества принимаемых управленческих решений. Кроме этого, для выявления нерентабельного и низкорентабельного фонда и дальнейшей работы с ним в условиях отсутствия на многих нефтедобывающих предприятиях фактического поскважинного учета особую актуальность приобретает вопрос качественной оценки затрат на добычу нефти по скважинам. В связи с тем что месторождения, разрабатываемые ООО «РН-Пурнефтегаз», характеризуются постоянно увеличивающейся обводненностью и падением дебита нефти, а поздняя стадия и высокая степень выработанности запасов обуславливают низкие технологические
параметры разработки, проблема повышения эффективности эксплуатации скважин является чрезвычайно важной. Наблюдающаяся в последние годы динамика падения дебита и роста обводненности, безусловно, отражается на увеличении эксплуатационных затрат на добычу 1 т нефти и, как следствие, на росте себестоимости в целом по месторождению. Так, в динамике 2007-2010 гг. по ООО «РН-Пурнефтегаз» прослеживается снижение дебита нефти с 12 т/сут. до 10,8 т/сут. при росте обводненности с 78,1 до 85,8% (рис. 1). При этом эксплуатационные затраты на добычу 1 т нефти за последние четыре года возросли на 72% (рис. 2). В настоящее время на многих предприятиях существуют свои методики оценки эффективности эксплуатации скважин и мероприятий, проводимых на них, а также свои подходы к организации процесса реализации данной работы. Тем не менее необходимо выделить следую-
щие часто встречающиеся недостатки существующих подходов:
1. БОЛЬШАЯ ПЕРИОДИЧНОСТЬ РАССМОТРЕНИЯ
(раз в месяц, квартал и т.п.) при оценке эффективности работы скважин. Это может привести к увеличению убытков, получаемых от скважин, за период между различными этапами оценки, в то время как оценка в режиме on-line позволила бы сразу выявлять нерентабельные скважины и снижать экономически необоснованные финансовые потери. Например, скважина №5099 Комсомольского месторождения ^н = 2,8 т/ сут., Qж = 380 м3/ сут.) перешла в категорию нерентабельных с убытком в размере 11,2 тыс. руб./сут. Следовательно, проводя анализ не чаще, чем раз в месяц, предприятие может терять только от эксплуатации одной скважины 11,2 * 30 = 336 тыс. руб.
2. УСРЕДНЕННЫЙ ПОДХОД
(по месторождению), не учитывающий индивидуальности производственных характеристик работы каждой скважины и понесенных затрат, неразрывно связан с отклонениями от фактических показателей эксплуатации. Полученные в итоге результаты усредненного анализа могут отражать заведомо неверный (отрицательный или положительный) эффект. Например, согласно проведенному расчету, исходя из существующего среднего значения периода наработки на отказ для электроцентробежных насосов (214 суток) эффективность работы скважины №1617 Барсуковского месторождения ^н = 6,6 т/ сут., Qж = 93 м3/ сут.) составила 2,8 млн руб./год. Оценка, основанная на фактических данных, показала, что период наработки на отказ по анализируемой скважине не превышает 48 суток и получаемый годовой поток наличности отрицателен, составляет - 2,1 млн руб.
3. ОТСУТСТВИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ НА ЭТАПЕ ПЛАНИРОВАНИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА ПО СМЕНЕ НАСОСА
Так как в данном случае речь идет о ремонте, не предусматривающем существенного изменения текущих параметров работы скважин и получения дополнительной добычи (процедуры,
Динамика изменения дебита по нефти и
Средний дебит по нефти, т/сут. —♦— Процент обводненности, %
Рис. 1. График динамики изменения производственных показателей
оценки которых, как правило, регламентированы и проходят тщательную экономическую оценку), то в настоящее время часто единственным условием при принятии решения о проведении ремонта является лишь заданный уровень дебита нефти. Это ведет к риску проведения неэффективных мероприятий или отказа от эффективных. Например, заданный дебит нефти после смены насоса был установлен на уровне не менее 3 т/сут. Планируемый дебит после ремонта скважины №3204 составлял 5,6 т/сут., на основании чего должно было быть принято решение о проведении текущего ремонта по смене насоса. Однако анализ показал, что смена насоса для скважины №3204 будет иметь
отрицательный экономический эффект (в связи с высокими обводненностью и затратами на обслуживание УЭЦН), который составит - 4,5 млн руб.
4. ПРОЦЕСС ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ
производственных
И ЭКОНОМИЧЕСКИХ СЛУЖБ ПРИ АНАЛИЗЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ И ПРИНЯТИИ УПРАВЛЕНЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ОПТИМИЗАЦИИ РАБОТЫ ФОНДА СКВАЖИН Результатом ситуаций, описанных в примерах, является возникающий конфликт принятия управленческих решений. Более того, с точки зрения организации производственного процесса ситуация усугубляется сложностью оператив-
Динамика роста эксплуатационных расходов на 1 т нефти, руб./тн.
127%
147%
172%
100%
2007
2008
2009
2010
Рис. 2. График изменения эксплуатационных расходов на добычу 1 т нефти
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ эксплуатация скважин \\ 63
Динамика увеличения доли "условно-прямых затрат на скважину" в эксплуатационных расходах на 1 тонну нефти
38%
41%
44%
46%
R
509
641
781
2007 2008 2009 2010
□ Доля 'условно - прямых затрат на скважину", %
рис. 3. график изменения «условно-прямых затрат на скважину» в расчете на 1 т добываемой нефти
рис. 4. этапы оценки рентабельности скважины. прогноз выбытия скважин из рентабельного фонда
ного взаимодеиствия производственных и экономических служб Общества, которая является причиной больших временных затрат при принятии управленческих решений. Обозначенные проблемы обуславливают необходимость внедрения комплексного инструмента оценки экономической эффективности эксплуатации фонда скважин и планирования текущих базовых ремонтов, который позволит анализировать работу фонда в режиме on-line с учетом уникальности каждой скважины, а также оптимизировать структуру взаимодействия служб Общества.
Как правило, учет затрат в большинстве нефтегазодобывающих предприятий ведется на уровне общества в целом или же на уровне цехов и месторождений [1]. Тем не менее с точки зрения получения комплексного и всестороннего экономического анализа важным моментом является экономическая оценка работы каждой скважины. При отсутствии на предприятии механизма поскважинного учета затрат решение этой задачи достигается посредством учета индивидуальности производственных показателей каждой скважины и установления математической зависимости их влияния на конечную экономическую эффективность эксплуатации скважины [5]. Важно отметить, что при остановке нерентабельного фонда предприятие может получить меньшую, по сравнению с запланированной,экономию денежных средств. Это связано с тем, что в предварительном расчете были учтены все затраты, понесенные скважинами в период рассмотрения или косвенно относящие к ним [3]. Поэтому для получения более достоверной оценки работы скважины необходимо анализировать только условно-переменные и условно-постоянные затраты на скважину, которые в случае ее остановки принесут предприятию прямую экономию денежных средств. Для них мы вводим понятие «условно-прямые затраты на скважину». К таким затратам относятся в первую очередь расходы по электроэнергии на мехдобычу, содержание и обслуживание оборудования, установленного на скважине, текущий ремонт скважины и т.п. Как показал
анализ по ООО «РН-Пурнефтегаз» (рис. 3), значение «условно-прямых затрат на скважину» в расчете на 1 тдобываемой продукции неуклонно растет в динамике 2007-2010 гг. как в абсолютном значении (с 379 руб./т до 781 руб./т), так и в удельном весе общей суммы эксплуатационных расходов (с 38 до 46%).
Решая задачу по оптимизации эксплуатации скважин, мы тем самым принимаем управленческое решение, которое может оказать существенное влияние не только на объем добычи нефти, но и на размер эксплуатационных затрат и, как следствие, финансовый результат нефтедобывающего предприятия [2].
На основании комплекса технологических данных (дебит нефти и жидкости, тип насоса, МРП, наработка на отказ, режим эксплуатации и т.д.) и экономических параметров (тарифы на электроэнергию, затраты на комплексное обслуживание и т.п.) производится расчет суточных затрат на скважину. Доходная часть формируется исходя из рыночной стоимости нефти. Доход-
ность работы скважины - это разница между суточной выручкой от реализации продукции с этой скважины и понесенными по ней затратами с учетом заложенного процента рентабельности, т.е. минимально допустимой прибыли [4]:
Выручка > Затраты + (% рент.) (1).
Таким образом, весь эксплуатационный фонд скважин можно условно разделить на рентабельный (Выручка > Затраты + (% рент.)) и нерентабельный (Выручка < Затраты + (% рент.)). При этом в рамках рентабельного фонда можно условно выделять так называемые низкорентабельные скважины, которые не являются убыточными, однако не обеспечивают предприятию заданного уровня доходности:
Затраты < Выручка +(% рент.)
Затраты +
(2).
с экономической точки зрения, но и определить минимально-рентабельный или «пороговый» дебит в текущих условиях эксплуатации. Его значение для анализа фонда скважин существенно возрастет, если будет учтен существующий темп падения добычи нефти, зная который, можно рассчитать, через сколько дней скважина в текущих макроэкономических условиях может достичь своего «порогового» дебита [3] и составить прогноз выбытия скважин из рентабельного фонда, условно разделив их на нерентабельные, эксплуатируемые до ремонта, рентабельные до года, до трех и более лет (рис. 4).
Период достижения «порога рентабельности»:
(3),
■!■_ Д"Чмр/ Чфакт\*-г
М ДТ„ад) ;
Анализируя рентабельность работы скважины, важно не только оценить целесообразность ее эксплуатации
где t - период достижения «порога рентабельности», qМР- - «пороговый» дебит нефти, цфакт. - фактический дебит нефти, Тпад - текущий темп падения добычи, /(Тпад) - функция темпа падения, Т - период рассмотрения (год).
stresstech
Эффективный контроль напряженных состояний
Х5ТРЕ55 3000 - первый действительно портативный рентгеновский дифрактометр, разработанный специально для измерения остаточных напряжений и остаточного аустенита. Идеальное решение для диагностики технического состояния оборудования и сооружений в технологических системах добычи, подготовки и трубопроводного транспорта нефти и газа. Высокая точность и качество как в полевых, так и в лабораторных условиях.
РоИвсап 200 - портативный прибор для быстрого качественного анализа поверхности и поиска дефектов, таких как изменение напряжений и микроструктуры для ферритовых сталей и ферромагнитных материалов, а также шлифовальных прижогов.
Оборудование 51ге5$1есИ успешно эксплуатируется в ИТЦ «Оргтехдиагностика» ДОАО ОРГЭНЕРГОГАЗ с 1993 года.
Степень влияния технологических показателей на доходность скважины
Рис. 5. График влияния технологических и макроэкономических параметров на доходность скважины
ПРИ ЭТОМ ПРОЦЕСС «ВЫБЫТИЯ» ФОНДА МОЖЕТ ИЗМЕНЯТЬСЯ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ:
• изменения темпов падения добычи нефти;
• изменения технологических параметров;
• изменения экономических параметров.
Результаты предлагаемого подхода помогут выявить скважины, которые могут выбыть из рентабельного фонда в ближайшее время, и принять управленческое решение в части оптимизации их работы по предотвращению выбытия на предварительном этапе. Оценка экономической целесообразности проведения текущего ремонта проводится на основе вышеприведенного анализа рентабельности. Условие
эффективности базового ремонта будет иметь следующий вид:
одст) * ПО * Тсно > Зтрс + + % рент (4),
где ^Дсут) - функция среднесуточной доходности скважины на рассматриваемом периоде, равном СНО, с учетом времени выхода на режим после ремонта, /(Тпад)
- функция темпа падения, ТСНО - период существующей наработки на отказ, Зтрс
- затраты на проведение базового ремонта, % рент - установленный процент эффективности от мероприятия.
Если запланированный базовый ремонт не эффективен, принимается решение по отказу от его проведения. Тем не менее помимо стандартного кардинального решения наиболее целесообразно
найти ответ на вопрос, что нужно сделать, чтобы достичь эффекта. Проблема эффективности работы скважины неоднократно обсуждалась аналитиками в течение последних десяти лет. При этом чаще всего исследовалась зависимость рентабельности работы скважины от макроэкономических факторов, таких как цена на нефть, система налогообложения и т.п. Тем не менее на основании итогов проведенного анализа по ООО «РН-Пурнефтегаз» с учетом возможной изменяемости показателей (рис. 5) можно сделать вывод, что на эффективность работы скважины в равной, а часто даже в большей степени, чем экономические макропараметры, влияют технологические показатели. Это приобретает особую значимость, учитывая возможность нефтедобыва-
Таблица 1. Пример определения степени влияния факторов на эффективность проведения базового ремонта
№ ГРУППА ДОХОДНОСТИ СКВАЖИНЫ СТЕПЕНЬ ВЛИЯНИЯ ФАКТОРОВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬТ СМЕНЫ НАСОСА
СКВ Нар. на отказ Обв-ть qж Бр./ч
8440 эксплуатация до ремонта 2 1 4 3
421 нерент 4 1 2 3
451 >3 лет 1 2 4 3
671 нерент 4 1 3 2
404 нерент 2 1 4 3
243 >3 лет 2 3 1 4
№ 11 \\ ноябрь \ 2010 Таблица 2. Пример расчета эффективности смены способа эксплуатации
№ СКВ группа доходности СКВАЖИНЫ ФАКТИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ИЗМЕНЕНИЕ СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ
q нефти q жидкости Обводненность Минимально необходимый qж Текущий СЭ Рекомендуемый СЭ Рекомендация
т/сут м3/сут % м3/сут
1637 нерент 2.3 50.0 94.9 69.9 ШГН ЭЦН менять
351 1-3 года 64.7 119.0 35.0 - ЭЦН ЭЦН оставить
325 экспл. до ремонта 2.6 47.7 93.4 33.8 ЭЦН ШГН менять
ющего предприятия непосредственно влиять на производственные показатели, в отличие от макроэкономических параметров,условия изменения которых не зависят от проводимых Обществом мероприятий. На основании полученных выводов, в рамках решения задачи по повышению эффективности эксплуатации скважин, в т.ч. в части проводимых текущих ремонтов, методика экономической оценки предусматривает Определение граничных условий (или предельных значений технологических показателей, при которых достигается «точка безубыточности» проведения текущего ремонта). В рамках предложенной методики рассчитываются граничные условия по следующим показателям:
• минимально-рентабельный дебит (по нефти/по жидкости);
• минимально-рентабельный период наработки на отказ;
• максимально-возможный процент обводненности;
• максимально-возможная продолжительность ремонтов;
• способ эксплуатации скважин (например, УЭЦН, ШГН и т.п.).
При этом определение каждого граничного условия предельной эффективности учитывает текущий темп падения добычи нефти.
В качестве примера расчета рассмотрим выведенную в результате математических расчетов формулу минимального периода наработки на отказ:
СН0(гтп)=
/(3„с)
(В*Чи-ЕЗтек)*(1-/(Тпи)/365*(СН0тек-Тр))
(5),
где СНО(тп'п) - минимальное значение периода наработки на отказ для данной скважины при текущих параметрах, /(Зтрс) - функция ожидаемых затрат на текущий ремонт скважины (с учетом
продолжительности ремонта и затрат на спускаемое оборудование), В - выручка от реализации 1 т нефти для предприятия, «очищенная» от коммерческих расходов, НДПИ, экспортной пошлины и т.п., qн - текущий дебит нефти, £Зтек - сумма «условно-прямых затрат на скважину», которая зависит от текущих производственных параметров (дебит по нефти, по жидкости, способ эксплуатации, /(Тпад) - функция текущего темпа падения добычи нефти, СНОтек - период наработки на отказ, Тр - период вывода скважины на режим после ремонта.
При этом необходимо учесть, что в зависимости от условий работы скважины влияние тех или иных технологических параметров на ее эффективность различно. Для выявления наиболее значимого фактора все показатели можно ранжировать исходя из степени их влияния на результат. Методика определения степени влияния основана на стандартной оценке чувствительности эффективности в разрезе индивидуальных условий работы каждой скважины (табл. 1). Например, для скважины № 421 наибольшее влияние на эффективность оказывает % обводненности, а для скважины № 243 наиболее значимыми параметрами будут дебит и период наработки на отказ. Полученная таким образом оценка помогает сформулировать рекомендации по проведению мероприятий в части понимания воздействия на тот или иной технологический фактор с целью повышения эффективности текущего базового ремонта и эксплуатации скважины. Кроме технологических параметров на повышение эффективности работы скважины может повлиять смена текущего способа эксплуатации. Наиболее широко в России распространена экс-
плуатация электроцентробежными (ЭЦН) или штанговыми глубинными насосами (ШГН), которые отличаются по своим технологическим и экономическим характеристикам. Определение условия эффективности смены способа эксплуатации должно опираться на сопоставление снижения/увеличения прибыли при изменении способа эксплуатации с изменением затрат на смену насоса и обслуживание скважин. Оценка возможности и целесообразности изменения способа эксплуатации позволяет свести две группы показателей (технологические и экономические) в одну модель - модель оптимизации эксплуатационного фонда скважин. При этом перевод скважины с ЭЦН на ШГН и наоборот - это определение предельно допустимого увеличения (снижения) добычи жидкости (нефти), при котором возможно повышение рентабельности работы скважины за счет оптимизации следующих параметров:
• дебита жидкости (нефти), а значит, и доходной части скважины (потенциал по дебиту жидкости у ЭЦН существенно выше, чем ШГН);
• эксплуатационных затрат, связанных с механизированным способом добычи жидкости (потребление электроэнергии при эксплуатации ЭЦН значительно выше, чем при ШГН);
• эксплуатационных затрат на содержание и обслуживание оборудования (затраты на содержание и обслуживание ШГН ниже, чем затраты на ЭЦН);
• средней наработки на отказ (наработка на отказ скважин, эксплуатируемых ШГН, в ООО «РН-Пурнефтегаз» почти в 2 раза выше, чем по ЭЦН). Разработанная модель оценки экономической целесообразности смены способа эксплуатации - это еще один инструмент повышения эффективности работы скважины.
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ эксплуатация скважин \\ 67
МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ СМЕНЫ СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ ВКЛЮЧАЕТ СЛЕДУЮЩИЕ ЭТАПЫ:
1. Расчет изменения (снижения/увеличения) добычи жидкости (нефти) при переходе от эксплуатации скважин ШГН к ЭЦН и наоборот. Условие, которое характеризует предельное снижение/ увеличение добычи жидкости, обеспечивающее эффективность смены способа эксплуатации, будет иметь следующий вид:
Переход от ШГН к ЭЦН (ЭЦН к ШГН):
д^_У(1/СН05Г1/СН0„МЗо,с1Д|-Зо,с,.„)_ (6)
где Дqж - изменение дебита жидкости; Зтрс - затраты на текущий ремонт скважин по смене насоса; СНОШГН - средняя наработка на отказ для ШГН; СНОЭЦНН -средняя наработка на отказ для ЭЦН; Зобслл.ШГН - затраты на обслуживание скважин, эксплуатируемых ШГН; Зобслл. ЭЦН - затраты на обслуживание скважин, эксплуатируемых ЭЦН; В - выручка от реализации 1 т нефти для предприятия, «очищенная» от коммерческих расходов, НДПИ, экспортной пошлины и т.п; %п - потери нефти; Сн - удельные затраты на подготовку нефти; кпадения-
добычи
- темп падения добычи; %обводн. -обводненность добываемой жидкости; кЭ/Э - коэффициент соотношения удельных затрат на электроэнергию; Спер. -удельные затраты по электроэнергии на добычу жидкости; СЭ/Э - удельные затраты на электроэнергию по перекачке жидкости; ккомпенс. - коэффициент компенсации отбора; Сзак. - удельные затраты по электроэнергии на закачку жидкости.
2. Определение общей величины добычи жидкости с учетом снижения или прироста добычи (суммарная величина текущего объема и дополнительной добычи):
где qж - дебит жидкости скважины после смены способа эксплуатации, qж(тек) - дебит жидкости при текущем способе эксплуатации, Дqж - прирост или сокращение дебита при переходе на другой способ эксплуатации.
3. Определение технологической возможности скважины и насоса по достижении рассчитанного параметра.
4. Установление окончательной рекомендации по смене способа эксплуатации. Если текущий и рекомендуемый способ совпадают, переводить скважину неэффективно (рекомендация «оставить»), в обратном случае - изменение способа эксплуатации экономически целесообразно(рекомендация «менять»).
Полученный таким образом инструмент позволяет давать экономически и математически обоснованные рекомендации о целесообразности изменения способа эксплуатации (табл. 2).
ОРГАНИЗАЦИЯ ОПЕРАТИВНОГО ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ СЛУЖБ В ЕДИНОМ ИНФОРМАЦИОННОМ ПОЛЕ
Динамичность производственного процесса обуславливает необходимость оперативности в принятии управленческих решений и ответственности на этапе планирования проведения мероприятия с целью оптимизации эксплуатации фонда скважин. Чтобы избежать существующей на сегодняшний день многоступенчатости взаимодействия различных служб нефтедобывающего предприятия и искажения информации, необходимо упростить схему взаимодействия. Решение проблемы организации предусматривает внедрение единого интерфейса для аппарата управления и цехов на основе существующего на предприятии программного обеспечения «ТИС-Добыча» (рис. б). Благодаря этому каждая заинтересованная служба сможет в режиме текущего времени вырабатывать решения по
оптимизации работы фонда скважин, что позволит значительно сократить временные затраты и повысить оперативность и «прозрачность» принятия управленческих решений. Эффект, получаемый от принятия решений, выработанных на основании расчетов в рамках предлагаемой методики, -это прямая экономия денежных средств от остановки нерентабельного фонда и отказа от неэффективных текущих ремонтов.
На основании проведенного совместного анализа экономических и производственных служб ООО «РН-Пурнефтегаз» было выявлено и остановлено 49 нерентабельных скважин и принято решение об отказе от 16 неэффективных планируемых базовых ремонтов. Это позволит, с одной стороны, сократить убытки на 70 млн руб. и сэкономить 143 млн руб., что с учетом ожидаемой потери в добыче нефти 23 тыс. т непосредственно отразится на сокращении эксплуатационных затрат на добычу 1 т нефти с 1699 руб./т до 1677 руб./т, т.е. на 22 руб./т.
С другой стороны, сопровождающая остановку скважин потеря добычи нефти с точки зрения выполнения лицензионных обязательств является негативным фактором для любого нефтедобывающего предприятия. Поэтому высвободившееся ресурсы предполагается перераспределять на эффективные, экономически обоснованные мероприятия, выявленные на основании результатов расчета согласно предложенной методике. В рассмотренном примере полученную от остановки нерентабельных скважин и отказа от неэффективных ремонтов экономию денежных средств (143 млн руб.) предполагается перераспределить на мероприятия по выводу из бездействия (ВБД) и переводу на вышележащий горизонт (ПВЛГ). Проведение этих мероприятий (табл. 3) принесет предприятию дополнительно в течение года 34 тыс. т нефти, в то вре-
Таблица 3. Эффект от перераспределения ресурсов
ПОКАЗАТЕЛИ ПЛАНОВЫЙ ВАРИАНТ ВБД+ПВЛГ СУММАРНЫЙ ЭФФЕКТ
Доход за год, млн. руб -70 52 122
Добыча нефти за год, тыс. тн 23 57 34
Дополнительный NPV за 5 лет, млн. руб. 0 223 223
мя как накопленный дисконтированный экономический эффект за 5 лет (NPV) составит 223 млн руб.
ВЫВодЫ
Таким образом, предлагаемый подход и методика оценки эффективности работы фонда скважин с точки зрения повышения его рентабельности показывает необходимость проведения анализа с учетом индивидуальных условий эксплуатации каждой скважины. Совместная работа производственных и экономических служб в ООО «РН-Пурнефтегаз» позволила выявить
нерентабельный фонд (49 скважин) и сократить экономически необоснованные затраты по предприятию. В целом составление прогноза выбытия скважин из рентабельного фонда на основании учета текущего темпа падения добычи нефти позволит своевременно принимать меры по оптимизации работы скважины и недопущению ее выбытия. Важным моментом в методике является определение предельных значений технологических параметров и экономически обоснованных мер воздействия на них. Благодаря внедрению единого информационного поля будет
получена возможность проводить анализ и оценку в текущем режиме, а также повысить эффективность организации взаимодействия различных служб Общества и оперативность принятия управленческих решений. Работа по повышению эффективности эксплуатации фонда скважин за счет перераспределения имеющихся ресурсов на эффективные мероприятия при отказе от эксплуатации и проведения работ на нерентабельных скважинах позволит нефтедобывающему предприятию получить дополнительный производственный и экономический эффект.
Литература:
1. Методические рекомендации по планированию, учету и калькулированию издержек производства. Письмо Министерства торговли РФ. № 12-01-01-156 от 10 июня 1994 г.
2. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности/ Под. ред. д.э.н., проф. Дунаев В.Ф. - М, 2004.
3. Андреев А.Ф., Дунаев В.Ф., Зубарева В.Д. и др. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности. -М.,1997.
4. Атлас З.В. Эффективность производства и рентабельность предприятий. - М.: Мысль, 1977. - 196 с. Баканов М.И., Шеремет А.Д. Теория экономического анализа.- М.: Финансы и статистика, 1994. - 288 с.
Ключевые слова: эксплуатационные затраты, рентабельность, экономическая эффективность, фонд скважин, текущий ремонт скважины, технико-экономические показатели, методика оценки.
