Ерошевский С.А.

Доцент кафедры экономики промышленности

Самарского государственного экономического университета

Особенности методического инструментария

при определении производственного потенциала

нефтегазодобывающего предприятия

При определении производственного потенциала следует учитывать, что нефтегазодобывающее предприятие одновременно эксплуатирует действующие, стабильно разрабатываемые месторождения и начинает разработку новых, вновь осваиваемых.

Определение элементов производственного потенциала, совокупной его величины в части нового месторождения может быть основано на данных, полученных в результате экономической оценки месторождений и технико-экономического обоснования его разработки.

Основным лимитирующим фактором в развитии элементов потенциала в этом случае является реальная обеспеченность инвестиционными ресурсами, которая может быть значительно ниже требуемой согласно расчетам.

Прогноз добычи нефти (потенциал добычи) по стабильным разрабатываемым месторождениям, как правило, может быть определен различными методами: аналитическим, методом кривых падений добычи во времени, методом характеристик вытеснения и т.д. Наиболее точным принято считать аналитический метод, который предусматривает гидродинамический расчет технологических показателей разработки на перспективу по базовым элементам (участкам залежей) с последующим их суммированием по залежам, месторождению, группе месторождений и в конечном счете по всем месторождениям нефтедобывающего района.

Расчетам предшествуют оценка надежности утвержденных начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти, анализ текущего состояния разработки залежей, уточнения параметров используемых геолого-математических моделей. Таким образом, прогноз добычи аналитическим методом для большого нефтедобывающего района представляет собой весьма трудоемкую и дорогостоящую работу. Точность же его, зависящая от точности оценки параметров используемых моделей и предполагаемой стратегии добычи в прогнозный период, как показывает опыт, бывает невысокой.

Реально годовые объемы добычи зависят от очень большого количества факторов: числа и размеров месторождений, находящихся в разработке в данном году, числа функционирующих скважин, их дебитов, зависящих в свою очередь от продолжительности разработки месторождения, и т.д. Учесть влияние каждого из них, как уже отмечалось, очень сложно. Однако их совокупное влияние в скрытом виде содержится во временном ряде динамики добычи за длительный период. Это позволяет использовать для прогнозирования методы статистического моделирования временных рядов.

Применимость статистических моделей для прогнозирования основывается на предположении об инерционности описываемого процесса, которое заключается в том, что если процесс имеет устойчивую тенденцию в некоторый период времени, предшествующий настоящему моменту, то эта тенденция с большой долей вероятности сохранится на некоторое время в будущем, если условия протекания существенно не изменятся. Отсюда вытекают ограничения по использованию статистических методов прогнозирования уровней добычи нефти.

1. Результаты прогноза можно считать надежными лишь до тех пор, пока сохраняются условия, при которых формировалась используемая статистическая модель.

2. Прогнозные значения, полученные путем пролонгации тренда, носят характер средних. Реальные значения могут отклоняться от них в ту или иную сторону. Причем ошибка прогноза зависит:

- от качества модели, описывающей процесс;

- степени влияния на процесс случайных факторов (дисперсия случайной составляющей).

Определение возможных потенциалов добычи и на стабильно разрабатываемых месторождениях, и на вновь осваиваемых целесообразно осуществлять в натуральном выражении, например в тысячах тонн добываемой нефти. На основе данных значений цен можно определить стоимостные величины потенциала добычи по каждому году разработки месторождения. Для того чтобы сделать однозначную оценку о стоимостной величине потенциала добычи по месторождению, все годовые значения необходимо интегрировать. Это позволит в дальнейшем определить и ряд дополнительных показателей экономической оценки месторождения, используемых для углубленного анализа - чистый дисконтированный доход, стоимость единицы запаса и другие, с учетом спецификации отрасли.

Однако напрямую складывать значения потенциалов добычи по годам нельзя, необходимо учитывать действие фактора времени и осуществлять расчет с использованием дисконтирования зависимостей.

Первым, и наиболее важным после потенциала добычи, элементом производственного потенциала нефтегазодобывающего предприятия является потенциал основного капитала, в свою очередь, определяемый фондом скважин. Для этого анализа необходимо спрогнозировать также добычу нефти по переходящему фонду скважин и средний дебит новой скважины. Так как эти величины в значительной степени зависят от объема накопленной добычи, то их можно рассчитать по следующей зависимости:

y = a₀+a₁x (1)

где у - зависимая переменная (добыча нефти по переходящему фонду скважин, средний дебит новой скважины);

х - в нашем случае прогнозная добыча нефти в текущем году;

а₀, а₁ - параметры уравнения тренда.

Зная уровень добычи нефти, который необходимо достигнуть в году t (V_t), и количество нефти, которое будет получено из старых скважин до года t (V_t), можно найти число скважин, которые необходимо ввести в действие в данном году прогнозного периода:

Q_t = (V_t - V_ct) / q_t ·d (2)

где d - число суток работы новой скважины;

q_t - средний дебит одной скважины (суточный).

Объем эксплуатационного бурения можно определить через число вновь вводимых скважин по формуле

V_эt = (Q_t + a) h_t - Q_pth_t (3)

где h_t - средняя глубина скважин;

а = S Q_H + Q_p + Q_КИ - число нагнетательных, резервных, контрольно-измерительных скважин, приходящихся на одну нефтяную;

Q_pt - число скважин различного назначения, передаваемых в эксплуатацию из разведочного бурения.

Введя в формулу (1) капиталоемкость одной скважины, можно получить объем инвестиционных средств, необходимых для достижения всех вышеназванных показателей:

Ир = ((V_t - V_сt) И_К) : qt, (4)

где И_р - необходимый объем инвестиционных ресурсов;

И_к - капиталоемкость одной скважины.

Для более полного анализа, а также рассмотрения различных вариантов развития производственного потенциала нефтегазодобывающего предприятия целесообразно все вышерассмотренные показатели ввести в табл. 1.

Таблица 1

Прогнозируемый сценарий развития производственного потенциала

НГДУ «А»*

Показатели	Годы
	1	2	3	4	5	6
1	2	3	4	5	6	7
Потенциал, определяемый оценкой месторождения (потенциал добычи), тыс. т	1220	1119	1000	893	774	661
Потенциал, определяемый основными фондами, тыс. т	1212	1111	995	889	773	661

Продолжение табл. 1

Трудовой потенциал, тыс. т	1300	1150	1100	900	788	675
Потенциал, определяемый оборотным капиталом, тыс. т	1220	1120	1000	893	775	675
Потенциал, определяемый энергетическими ресурсами, тыс. т	1225	1200	1010	900	800	700
Итого производственный потенциал: а) тыс. т б) млн. руб.	1212 394	1111 361	995 324	889 289	773 251	661 215
Справочно: потребность в инвестиционных ресурсах на полное развитие потенциала добычи, млн. руб.	19187	11980	9743	5017	1244	-
Прогнозируемая величина инвестиционных ресурсов	11992	6988	5846	2509	621,8	-

* Цифры условные.

Особо сложным представляется расчет капиталоемкости одной скважины. Его необходимо осуществлять исходя из капиталовложений на эксплуатационное бурение, оборудование, не входящее в сметы строек, на разведочное бурение и строительство. Необходимость учета других составляющих, помимо эксплуатационного бурения, связана с тем, что развитие эксплуатационного фонда скважин невозможно без ряда сопутствующих элементов, в частности к ним можно отнести вышеперечисленные.

В рассмотренном алгоритме единственным стоимостным элементом является потребность в инвестиционных ресурсах. Поскольку она определяется на основе капиталоемкости скважины, можно не корректировать ее на инфляцию и прочие факторы, а исследовать их влияние непосредственно на капиталоемкость.

При этом необходимо учитывать, что капиталоемкость скважины не является величиной, постоянной по годам периода освоения месторождения. В начальный период капитальные вложения на ввод скважины выше, чем в последующие годы за счет повышенных затрат на промысловое строительство (системы сбора и транспорта нефти и газа, электроснабжения, инфраструктура и пр.) Кроме того, необходимо учитывать также геологические особенности месторождения. Изложенные подходы позволяют определить ряд важнейших показателей, характеризующих развитие производственного потенциала нефтегазодобывающего предприятия (см. табл. 1). При этом следует иметь в виду, что величина отдельных элементов производственного потенциала может не совпадать между собой.

По результатам анализа прогнозного сценария видно, что вследствие более низкой прогнозируемой величины инвестиционных ресурсов по сравнению с потребностью в них величина производственного потенциала НГДУ меньше возможного, исходя из потенциала разрабатываемых месторождений. Это связано с недостаточным обновлением потенциала, определяемого основным капиталом, вследствие чего фонд вводимых в эксплуатацию скважин для поддержания добычи меньше необходимого.