Моделирование инвестиционного процесса эффективной эксплуатации нефтяного месторождения

Ю. П. Александровская, И. С. Владимирова

МОДЕЛИРОВАНИЕ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЦЕССА ЭФФЕКТИВНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Ключевые слова: ресурсосбережение, производственные инвестиции, экономико-математическое моделирование, поток

наличности, дисконтирование, показатели эффективности.

Проведен анализ технико-экономического состояния нефтедобывающего предприятия ОАО «Меллянефть». С целью повышения эффективности дальнейшей эксплуатации месторождения рассмотрены три варианта его дальнейшей разработки. Дана оценка экономической эффективности мероприятий, направленных на увеличение нефтедобычи, на основе экономико-математического моделирования инвестиционного процесса в нефтедобывающей отрасли.

Keywords: resource conservation, industrial investment, economic and mathematical modeling, cash flow, discounting, the

effectiveness of performance.

The analysis of the techno-economic condition of oil-producing enterprise "Mellyaneft." In order to further improve the efficiency offield considered three options for its further development. The estimation of the cost-effectiveness of measures aimed at increasing oil production, on the basis of economic-mathematical modeling of the investment process in the oil industry.

Развитие инновационных технологий в нефтедобывающем производстве Татарстана является одним из определяющих факторов сохранения и развития промышленного потенциала, поддержки аграрного сектора республики, гарантом решения многих социальных задач. В республике Татарстан ведется поиск путей повышения ресурсосбережения в нефтедобыче на базе разработки старых и освоения новых скважин, модернизации материально -технического оснащения нефтедобычи. Стимулирование производственных инвестиций, обслуживающих инновационную, наукоемкую и высокотехнологичную сферу способствует развитию конкурентоспособной экономики. А эффективная реализация инвестиционных проектов дальнейшей разработки нефтяных месторождений поддерживает конкуренцию, в частности, на внутреннем рынке. В этой связи проблема экономической оценки эффективности инвестиционных проектов разработки нефтяных месторождений на основе математического моделирования особенно актуальна.

Объектом исследования данной работы является Муслюмовское нефтяное месторождение, расположенное в юго-восточной части Татарстана. Оно было открыто в 1952 году и введено в промышленную эксплуатацию в 1998 году. Бурение новых скважин стало осуществляться с 2000 года и продолжается до сих пор. По состоянию на настоящее время пробурено 70 скважин, добывающий фонд составляет 43 скважины, действующий фонд - 39 скважин. На всех скважинах применяется механизированный способ добычи нефти. Коллекторские свойства пластов и физико-химические свойства насыщающих их жидкостей и газов, а также пластовое и забойное давление в скважинах Муслюмов-ского месторождения определяют насосный способ эксплуатации как единственно возможный. Предполагается дальнейшая эксплуатация месторождения еще как минимум 15 лет.

Был проведен анализ основных техникоэкономических показателей ОАО «Меллянефть» в динамике за 2008-2010 годы.

Добыча нефти из года в год уменьшается вследствие отсутствия бурения новых скважин. В 2010 году было добыто 102220 т нефти, что на 3% меньше по сравнению с 2008 годом. Выручка без налогов в 2010 году увеличилась по сравнению с 2008 годом на 188 млн. руб. (43,8%) за счет увеличения средней цены реализации с 4237,13 руб/т до 6028,3 руб/т. Уменьшение добычи нефти в целом по предприятию приводит к сокращению рабочих мест (на 12,4% за рассматриваемый период). Удельная выработка увеличилась с 1253,8 т/чел в 2008 году до 1310,5 т/чел в 2010 году, что связано с уменьшением численности сотрудников. Затраты на производство продукции неуклонно растут (на 63,7% в расчете на одну тонну нефти за два года). В 2010 году по сравнению с 2009 годом произошло снижение балансовой прибыли на 17 млн. руб. (13,6%). Показатель рентабельности в 2008 году составил 46,1%, тогда как в 2009 году 32,7%, т.е. произошло снижение на 29 процентных пункта, в 2010 году - 26,9%, снижение по сравнению с 2008 годом на 41,5 процентных пункта.

Анализ динамики экономических показателей предприятия показал необходимость модернизации технологических процессов нефтедобычи, внедрения новых наукоемких технологий, что предполагает осуществление производственных инвестиций в эту сферу. Улучшение добывных возможностей фонда скважин может быть достигнуто только с помощью методов стимуляции скважин [1].

Определение экономической эффективности технологических процессов относится к числу наиболее сложных вопросов экономической науки. В нефтедобывающем производстве сложность этой проблемы возрастает в результате значительного влияния природно-геологического фактора.

Приоритетным направлением решения данной проблемы является оценка экономической эффективности мероприятий, направленных на увеличение нефтедобычи, на основе моделирования денежного потока с учетом фактора времени, оценки показателей чистого дисконтированного дохода, индексов доходности дисконтированных затрат, дисконтированного срока окупаемости. Именно эти оценки лежат в основе эффективного распределения финансовых ресурсов.

С целью повышения эффективности дальнейшей эксплуатации месторождения, в работе были рассмотрены три варианта дальнейшей разработки данного месторождения:

• 1 проект (базовый) предусматривает продолжение разработки месторождения в прежнем режиме, при существующих условиях эксплуатации;

• 2 проект предполагает создание системы поддержания пластового давления (ППД), путем остановки 5 высокообводненных скважин и перевод их под нагнетание;

• 3 проект предусматривает дополнение второго проекта методами увеличения нефтеотдачи (МУН) [2], такими как акустико-химическое воздействие (АХВ), вязкоупругий состав(ВУС), водонабухающий полимер (ВНП), направленная солянокислотная обработка (НСКО), гидролизованный полиакрилонитрил (гипан) с цементом (гипан + цемент).

Жизненный цикл каждого проекта был принят равным 15 лет.

Технологические показатели базового проекта предполагают постепенное сокращение фонда добывающих скважин в течение жизненного цикла проекта с 43 скважин в первый год до 33 скважин в последний год проекта.

Технологические показатели проекта с созданием системы поддержания пластового давления предусматривают перевод по одной высокообвод-ненной скважине в первый, второй, четвертый, пятый и шестой годы проекта под нагнетание. На рисунке 1 показаны ожидаемые показатели добычи нефти и откачки сопутствующей жидкости по периодам для базового проекта и проекта с ППД.

Технологические показатели проекта с применением методов увеличения нефтеотдачи приведены в таблице 1.

В работе проведена сравнительная оценка эффективности производственных инвестиций [3], необходимых для осуществления предложенных проектов эксплуатации.

Для оценки эффективности каждого проекта было проведено экономико - математическое моделирование. На первом этапе разработки модели формировались затраты и отдачи от инвестиций в производство для каждого временного интервала. Модель разрабатывалась на основе трех видов данных: уровней или объемных характеристик (объемы добычи, капитальные вложения, затраты на оборудования нагнетательных скважин), временных па-

раметров, нормативных показателей (удельные расходы, процентные и налоговые ставки).

350

£ 300

2

н

£250 <и

200

1 4 7 10 13

Период. ГОД

• • • • • жидкость, базовый ----жидкость, сППД

— — нефть, базовый нефть, с ППД

Рис. 1 - Динамика добычи нефти и сопутствующей жидкости по периодам жизненного цикла проектов

Таблица 1 - Технологические показатели проекта с применением методов увеличения нефтеотдачи

Годы Перевод, скв. Добыча, тыс. т Закачка воды, тыс.м3 Фонд , шт. МУН

нефти жидкости .щ и ы б о д 5 ат н о н агн н а С В П К В О « о Н .м е ц + .п и 1-4

1 1 103,1 207,2 11,0 43 1 1 1 1 0 0

2 1 95,7 222,8 47,5 42 2 1 0 0 0 1

3 0 90,4 236,5 98,6 41 3 1 1 0 0 0

4 1 85,8 250,1 119,2 41 3 0 0 1 1 1

5 1 81,7 262,5 178,6 40 4 1 1 0 0 2

6 1 77,6 271,9 286,2 39 5 0 1 0 1 1

7 - 73,3 281,2 293,8 39 5 1 0 1 1 1

8 - 69,4 291,4 301,6 38 5 0 0 0 1 2

9 - 65,5 300,4 308,6 37 5 1 1 0 1 1

о - 61,3 307,9 314,8 37 5 0 1 1 1 0

- 58,5 315,8 320,2 36 5 1 0 0 1 2

<м - 54,4 321,4 325,0 35 5 0 1 0 1 0

СП - 51,7 327,4 329,1 35 5 1 1 1 0 1

- 48,6 332,1 332,6 34 5 0 2 0 1 0

- 46,1 336,6 335,5 34 5 1 1 0 0 2

Всего «1 1063,1 4265,2 3602,3 о\ - «1 о\

Для каждого проекта на первом этапе формировался поток наличности.

Исходные данные используемые в расчетах приняты на уровне фактических за 2010 год по ОАО «Меллянефть», за исключением затрат на перевод

добывающих скважин под нагнетание, затрат на закачку воды и проведение МУН. При реализации нефти на внутреннем рынке цена принята равной 6553 руб. за тонну (с НДС), при реализации на внешнем рынке для дальнего зарубежья - 11 015,3 руб. за тонну (423,66 долларов США за тонну, 58 долларов США за баррель), для ближнего зарубежья

- 8500 руб. за тонну (382 доллара США за тонну).

Уровни добычи нефти по годам рассматриваемого периода и на основе предельно рентабельных извлекаемых запасов нефти, с учетом темпов падения добычи, можно описать формулой [4]:

Т,

Q 1 = q • k •—, н1 н э 2

Q = q -k -(1 - ki-2)•T

^н. Ни ,чэ V ПД / 2

+qн •k э-(1 - к;1 - Tf, Q^+1 = qн •k э -(1 - kn-g---

где qtt - минимальный начальный дебит по нефти; кэ-коэффициент эксплуатации добывающей скважины; кпд - ежегодный коэффициент падения добычи нефти; T - число дней в i -м году.

Капитальные вложения на перевод одной добывающей скважины под нагнетание по результатам расчета приняты на уровне 1520 тыс. руб.

При расчете эксплуатационных затрат принято, что условно-постоянные затраты остаются постоянными. Условно-переменные затраты изменяются пропорционально уровню добываемой жидкости (109,35 руб./т жидкости). Затраты на закачку приняты на уровне - 3,289 руб./м3. Затраты на проведение МУН в тыс. руб. на одну скважино-операцию составляют: АХВ - 122, ВНП - 195, ги-пан+цемент - 391, ВУС - 205, НСКВ - 157.

Коэффициент дисконтирования в расчетах принят равным 15%. Принято допущение, что амортизационные отчисления на амортизацию остаточной стоимости основных фондов остаются постоянными на уровне 2009 года. Амортизационные отчисления на вводимые основные фонды (система ППД) определены по норме амортизации 12,5%.

Экономическая оценка выполнена в налоговых условиях 2010 года. Модель была реализована в табличном процессоре Microsoft Excel 7.0. Результаты расчета приведены на рис.2.

Во втором, аналитическом блоке модели, определялись показатели эффективности производственных инвестиций. Ниже приводятся основные формулы и уравнения [5] для расчета характеристик эффективности.

NPV = £(П + At)~Kt £ (1 + EH Г ’

где NPV- дисконтированный поток денежной наличности; П- прибыль от реализации в t-м году; At -амортизационные отчисления в t-м году; K- первоначальные инвестиции в разработку месторождения в t-м году; Ен - норма дисконтирования, доли ед.;£ tp - соответственно текушцй и расчетный год.

Рис. 2 - Дисконтированные накопленные потоки платежей по жизненным циклам проектов

PI =

с (П + At) t=1 ^Kt t=1

(1 + EH )t-tp (1 + Eн )t-tp

где Р1 - индекс доходности затрат.

Т т^ц + А + иу^

ок а (1 + Ен Гр ’

где Ток _ дисконтированный срок окупаемости; И -инвестиционные отчисления в 1-м году.

а (ц+а,) - к, = 0 а (1 + !РР)‘-‘р ’

где 1ЯЯ - внутренняя норма доходности.

Сводные результаты расчета представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Основные финансовые показатели проектов разработки Муслюмовского месторождения

Показатель Проект

1 2 3

Добыча нефти, тыс.тонн 997 103б 10ВЗ

Ввод нагнетательных скважин, шт. 0 3 3

Проведение МУН, ед. 0 0 48

Обустройство нагнета-тельн. скважин, млн. руб. 0 7б00 7б00

Проведение МУН, млн.руб. 0 0 9

Выручка от реализации нефти, млн. руб. 7В70 В4ВЗ 8877

Эксплуатацион. расходы, млн. руб. 4Вб1 4943 3041

Затраты на 1 тонну, руб./т 3103 49б2 4929

Поток наличности (КРУ), млн. руб. 430 327 ЗВб

Индекс доходности затрат 1,103 1,137 1,147

Индекс доходности инвестиций - 2б,73 37,1б

Внутренняя норма рентабельности, % - 44% 32%

Дисконтированный срок окупаемости, лет - 1 1

Сравнительный анализ эффективности рассматриваемых проектов показывает ресурсосберегающую и инвестиционную привлекательность проекта с применением методов нефтеотдачи. В связи с этим дополнительно был проведен расчет гарантированного экономического эффекта каждой из пяти технологий увеличения нефтеотдачи. Основные результаты расчета приведены на рисунке 3.

Рис. 3 - Инвестиционная программа добычи нефти в ОАО «Меллянефть»: 1 - Необходимые на внедрение затраты, тыс. руб; 2 - Дополнительная выручка, тыс. руб.; 3 - Дополнительная прибыль, тыс. руб.; 4 - Экономический эффект от внедрения, тыс. руб

Далее, был проведен анализ динамики полной себестоимости и себестоимости на 1 т нефти на предприятии «Меллянефть», который показал тенденцию к уменьшению полной себестоимости и тенденцию на увеличение удельной себестоимости. На рисунке 4 видно, что при реализации предлагаемых проектов разработки наилучшие экономические показатели соответствуют проекту разработки месторождения с применением методов увеличения нефтеотдачи.

Базовым вариант Рис. 4 - Динамика удельной себестоимости нефти по трем проектам

Также, на основе построенной модели, по выбранному проекту была исследована чувствительность себестоимости нефти к таким факторам, как цена реализации нефти и стоимость создания системы поддержания пластового давления.

Изменение стоимости создания системы поддержания пластового давления на Муслюмов-ском нефтяном месторождении практически не оказывает существенного влияния на себестоимость добычи нефти.

Изменение цены реализации влияет на себестоимость 1 т нефти в основном увеличением или уменьшением объемов отчислений по налогу на добычу полезных ископаемых.

Увеличение средневзвешенной цены реализации нефти приводит к увеличению себестоимости 1 т нефти. Так при изменении средневзвешенной цены реализации нефти на 10% себестоимость добычи 1 т нефти изменяется на 5%, а при изменении средневзвешенной цены реализации нефти на 50% себестоимость добычи нефти изменяется на 24,6%.

Истощение крупных нефтяных месторождений требуют новых подходов к процессу управления разработкой месторождения, экономической оценке проектных решений, направленных на повышение ресурсосбережения, к оценке эффективности дальнейшей разработки с внедрением различных методов добычи нефти. Построенная модель оценки эффективности производственных инвестиций на нефтедобывающем предприятии может быть использована и на других предприятиях этой отрасли .

Литература

1. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения неф-теизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: учебник / Р.Х. Муслимов. - Казань: «Фэн» АН РТ, 2005. - 688 с.

2.Ибатуллин Р.Р. Результаты и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи в ОАО «Татнефть» / Р.Р. Ибатуллин // Нефтяное хозяйство.- 2002. -№5. - С.74

- 76.

3.Аксянова, А.В. Методология сравнительного анализа инновационного развития предприятия с применением обобщающих показателей/ А.В. Аксянова, Г. А. Гадель-шина, А. А. Биянов // Вестн. КГТУ. - 2011. -№ 20. - С. 328-334.

4. Зубарева В.Д. Финансово-экономический анализ проектных решений в нефтегазовой промышленности / В. Д. Зубарева.- М.: «Нефть и газ», 2003. -200 с.

5. Виленский П.Л. Оценка эффективности инвестиционных проектов / П. Л. Виленский, В.Н. Лившиц, С.А. Смоляк. - М.: Дело, 2004. - 888 с.

© Ю. П. Александровская - канд. техн. наук, доц. каф. химической кибернетики КНИТУ, ualeksandrovskaya@mail.ru; И. С. Владимирова - канд. техн. наук, доц. той же кафедры, isvlad2@yandex.ru.