Качество жизни населения в субъектах РФ ЮФО: компаративный анализ

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Экономические науки


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

ФОРМИРОВАНИЕ ДОЛГОСРОЧНОЙ ПРОГРАММЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ПОТЕНЦИАЛА НА ОСНОВЕ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ МЕТОДОМ
ХУББЕРТА
A LONG-TERM PROGRAMME FORMATION OF PRODUCTION POTENTIAL BASED PREDICTION OF OIL BY Hubbert Method
Осиновская Ирина Владимировна кандидат экономических наук, доцент кафедры & quot-Менеджмент в отраслях ТЭК& quot- Тюменский государственный нефтегазовый университет
osinovskaya@pochta. ru Ленкова Ольга Викторовна кандидат экономических наук, зам. директора по науке института менеджмента и бизнеса, доцент кафедры & quot-Менеджмент в отраслях ТЭК& quot- Тюменский государственный нефтегазовый университет
olga lenkova@mail. ru Пленкина Марина Владимировна кандидат экономических наук, доцент кафедры & quot-Менеджмент в отраслях ТЭК& quot- Тюменский государственный нефтегазовый университет
mtec@tsogu. ru
Обозначена необходимость формирования долгосрочных программ использования производственного потенциала нефтяных компаний. Представлен алгоритм управления производственным потенциалом нефтяной компании. Проведен сравнительный анализ методов экономического прогнозирования добычи углеводородов и в качестве инструмента прогнозирования пикового объема добычи нефти предлагается использовать метод Хубберта.
Highlighted the need of long-term programs for the use of the production capacity of the oil companies. An algorithm for the management of the production potential of the oil company. A comparative analysis of the methods of economic forecasting and production of hydrocarbons as a tool to predict the peak of oil production is proposed to use the method of Hubbert.
Ключевые слова: производственный потенциал, программа,
прогнозирование, метод Хубберта, объем добычи, нефтяная компания
Keywords: production capacity, the program, forecasting, Hubbert'-s method, the volume of production, the oil company
Анализ сложившейся ситуации в топливно-энергетическом комплексе показал наметившиеся тенденции к ухудшению состояния сырьевой базы и к снижению эффективности использования производственных фондов предприятиями нефтедобычи. Без решения данных проблем вряд ли можно ожидать даже в среднесрочной перспективе устойчивого и успешного развития нефтедобывающей отрасли в целом. В связи с этим необходимо акцентировать внимание на максимально эффективное и рациональное использование природных и производственных ресурсов предприятиями ТЭК.
Планируемый в будущем уровень добычи нефти может быть достигнут нефтяной компанией в результате целенаправленного управления структурными подразделениями, входящими в ее состав, использования производственных мощностей и определяемого ими производственного потенциала. При этом необходимо учитывать особенности разрабатываемых месторождений каждого нефтегазодобывающего предприятия: время ввода в эксплуатацию, объем извлекаемых запасов, уровень добычи углеводородов. Следовательно, для обеспечения условий устойчивого развития компании в целом ее структурным подразделениям целесообразно разрабатывать долгосрочные программы управления производственным потенциалом с учетом специфики их отраслевой деятельности.
В условиях рыночной экономики разработка программа использования производственного потенциала (ПП) должна увязываться с перспективами развития предприятия, учитывать его внутреннюю структуру (извлекаемые запасы, фонд скважин, имеющиеся технологии) и особенности функционирования, а также влияние условий изменяющейся внешней среды. С учетом данных требований на основе современных методик, предложенных отечественными авторами, разработан алгоритм формирования программы управления производственным потенциалом, адаптированный для корпоративных структур нефтедобывающей отрасли (рис. 1).
Изучение пробле
Ухудшение состояния сырьевой базы, основных производственных мощностей и степени их использования на предприятии нефтегазовой отрасли обусловливают снижение технико-экономических показателей его деятельности
Постановка цели исследования
Повышение эффективности управления производственным потенциалом
1. Оценка состояния и использования ПП
П=& gt-
2. Диагностика проблем управления и регулирования ПП, возможности их определения, установления причин и последствий
Прогнозирование состояния ПП на основе моделирования пикового объема добычи нефти
Разработка альтернативных направлений использования ПП и средств
Уверенный рост
Программа 2
& quot--"-Г"-
:г.
Л_.
Программа N
& quot-Т"-'-
Корректировка программ управления ПП
Ограничения: производственные экологические.
Оценка программы с точки зрения эффективности функционирования нефтедобывающей отрасли I
I
Учет факторов неопределенности и риска Состояние П П Согласование интересов акционеров (владельцев) и руководства структуры
Критерии оценки 4-
Распределение денежных потоков во времени
и принятия решения Учет неопределенности
будущих альтернатив

Выбор рациональной программы управления ПП с учетом прогноза объемов пиковой добычи нефти
методом Хубберта

Реализация программы Оценка результатов
Рис. 1. Алгоритм управления ПП при формировании долгосрочной программы его использования
Ключевое значение на этапах реализации данного алгоритма приобретает информационное обеспечение. Для проведения адекватных расчетов информация должна быть доступной, своевременной и статистически доказанной. Первичные промысловые данные по эксплуатации месторождений аккумулируются на низшем уровне управления, от их полноты и достоверности будет зависеть обоснованность и точность прогноза динамики добычи нефти.
Руководству высшего уровня для разработки программы управления ПП предоставляются только необходимые результаты проводимых расчетов и оценочных критериев, на базе которых принимаются управленческие решения по пути дальнейшего использования ПП. При этом очень часто приходится действовать интуитивно из-за недостаточного объема информации, что может оказать отрицательное влияния на правильность принимаемых решений. В ряде случаев для проведения оптимизационных расчетов при выборе рациональной программы управления ПП целесообразно привлекать экспертов.
Необходимо отметить, что согласно представленному алгоритму формирования программы, результаты ее реализации должны периодически пересматриваться и корректироваться на основе достигнутых результатов и мониторинга изменений, произошедших во внешней среде. Поэтому целесообразно организовать формирование соответствующей информационной базы и потоков ее пополнения, повышающих скорость поступления новых данных на предприятие.
Оценка производственного потенциала нефтедобывающего предприятия проводится на основе различных показателей, каждый из которых, как правило, характеризует один из элементов системы производственно-ресурсного потенциала. Однако наиболее доступной и репрезентативной является информация для расчета группы показателей, представленных на рис. 2.
Оценка состояния
Показатели состояния ПП
• Производственная мощность.
• Состояние эксплуатационного фонда юкважин.
Оценка использования
Экономическая эффективность
• Затраты на добычу 1 тонны нефти.
• Рентабельность эксплуатации скважин.
• Рентабельность добычи нефти.
• Экономическая результативность ГТМ
Рис. 2. Система показателей для оценки использования производственного потенциала
В качестве инструмента формирования долгосрочной программы управления производственно-ресурсным потенциалом целесообразно использовать экономическое прогнозирование, основой которого является математическое моделирование добычи нефти по месторождениям в соответствии с поставленными задачами и составом анализируемого объекта. При этом если у предприятия находятся в разработке несколько месторождений, то моделирование необходимо вести раздельно по каждому из них, так как месторождения отличаются между собой формой залежи, характеристиками пласта, объемом извлекаемых запасов, стадией разработки.
Выбор методов прогнозного моделирования добычи нефти осуществляется путем декомпозиции сложной структуры нефтяной компании на трехуровневую экономическую систему [2, 10], что позволит повысить доступность, достоверность и точность проведения прогноза, а также уменьшить громоздкость вычислений для каждого уровня системы (рис. 3.).
Методы экономического прогнозирования
Нефтяная'-
компания
Комплексные системы прогнозирования
Акционерное общество, троизводственное объединений
'-Предприятия, входящее в систему акционерного общества
Экспертные, функциональнологические и параметрические
Статистические, корреляционнорегрессионные, структурные
Рис. 3. Трехуровневое представление объектов прогнозирования в нефтегазодобыче
На высшем уровне управления (на уровне отрасли, холдинга) следует использовать комплексные системы прогнозирования (совокупность различных прогнозных методов), так как сложность нефтегазодобывающих структур делает невозможным их единообразное описание и прогнозирование с использованием только одного метода. При разработке таких комплексных систем следует определить структуру исследуемого объекта и состав простых методов прогнозирования, объединенных по определенным логическим правилам в их систему.
На среднем уровне управления (уровень акционерного общества территориально — производственного предприятия) правомерно применение экспертных, функционально-логических и параметрических методов, которые также могут быть использованы в комплексе.
Для низшего уровня управления (уровень нефтегазодобывающих управлений и других структурных подразделений) предлагается использование в основном параметрических методов, которые позволяют получить конкретные математические модели для прогнозирования уровня основных технико-экономических показателей.
Все перечисленные подходы к прогнозированию добычи нефти дают оценку основных тенденций в изменении показателей объема добычи, но не связаны с экономическими результатами деятельности предприятия (эффективностью и рентабельностью производства, выручкой от реализации нефти, общим объемом доходов).
Таблица 1
Сравнительный анализ методов экономического прогнозирования добычи углеводородов
Метод экономии-ческого прогноза Характеристика метода Математическая модель метода прогноза Преимущества модели Недостатки и ограничения модели
1 2 3 4 5
1. Сценарный (функциональнологическое прогнозирование) [9, 10] Написание экспертами сценариев накопленной добычи нефти в условиях меняющейся внешней среды объекта Выбирается самостоятельно экспертом в зависимости от применяемого метода расчета прогнозных значений, выявленных закономерностей связи параметров прогноза • Содержательное, формализованное описание и исследование процессов добычи нефти. • Возможность прогноза при недостаточном объеме информации параметров эксплуатации месторождения. • Разработка нескольких сценариев добычи нефти в зависимости от изменения внешней среды объекта. • Субъективный и обобщенный характер прогноза • Зависимость прогноза от компетенции и опыта специалиста-эксперта по анализируемой проблеме
2. Экспертный [9, 10] Проведение экспертами интуитивнологического анализа проблемы, ее качественная и количественная оценка- формальная обработка результатов полученных от экспертов решений Подбирается индивидуально специалистом — экспертом в зависимости от видения представленной проблемы • Применим в случае чрезвычайной сложности производственной системы нефтедобычи, неопределенности формирования некоторых параметров разработки месторождений, недостаточности и недостоверности данных об объекте, невозможности достоверной математической формализации процесса добычи нефти. • Творческий подход к описанию проблемной ситуации. • Допустимая достоверность прогноза. • Оценка качественных параметров прогноза • Трудоемкость метод, требующего больших затрат времени и денежных средств. • Прогноз основан на логическом мышлении и интуиции экспертов, на их опыте и знаниях. • Необходимость формализации процессов обработки экспертной информации на ЭВМ
3. Количественные методы 3.1. Адаптивная математическая модель [7] Прогноз динамики добычи нефти с использованием инженерных математических моделей взаимосвязи параметров разработки месторождений '0″. Г0(«1 -'а& gt- 1 где • Простота и мобильность применяемой модели. • Адаптация модели к изменяющейся информационной обстановке, совершенствованию систем и технологий дренирования залежи. • Адекватно описывается сложный процесс эксплуатации нефтяной залежи. Постоянный учет обновляющихся данных о работе и исследованиях добывающих и нагнетательных скважин (общее число пробуренных и работающих скважин,
0 2 0 q (() и q (г) — годовая добыча нефти соответственно в 1-м году и в каком-то (-1 (0 предыдущем 1-м году- 2, q -/=1 суммарная добыча нефти к началу рассматриваемого периода 1-го года-
1 2 3 4 5
д (() — амплитудный (начальный мак- 0 симальный) годовой дебит нефтяной залежи с учетом технических мероприятий, проведенных к середине 1-го года- Q (() — введенные в 0 разработку к середине 1-го года начальные извлекаемые запасы нефти. • Применяется на протяжении всего времени разработки месторождения (проектирования, анализа и совершенствования эксплуатации). • Используется для прогноза добычи нефти месторождений любой сложности и структуры общие дебиты нефти и жидкости и т. д.) • Необходимость обширных технических знаний в области разработки месторождений.
3.2. Методы с использованием характеристик вытеснения: • дифференциал ьных кривых падения [1] • интегральных кривых обводнения [1] • Зависимость падения добычи нефти от времени, связь между текущей и накопленной добычей нефти • Зависимость между накопленными отборами нефти, газа и жидкости и их обводненностью • 'н= А*е-К1, 1=1,2,3… 'н=1/(А+К1), 1=1,2,3… 'н =1/(А+К1), 1=1,2,3… 'н =А-а*1пК1, 1=1,2,3…, где 'н — дебит одной действующей скважины, 1 — время, А, К, а -коэффициенты аппроксимации. • «н=А+В/"ж- «ж*"н=А+В*"ж- «н=А+В/("ж)½- «н=А+В*1п"ж и др., где «н, «ж — накопленная добыча, соответственно нефти и жидкости, 'н, 'в — текущие дебиты, соответственно, нефти и воды, А, В — коэффициенты уравнений, определяемые в результате статистической обработки фактических данных. • Высокая надежность прогноза остаточных извлекаемых запасов на стадии падающей добычи нефти. • Основаны на данных ретроспективного анализа разработки залежи. • Более высокая надежность интегральных кривых обводнения. • Кривые падения оценивают общий эффект, включающий эффект по нефтеотдаче и интенсификации. Кривые обводнения оценивают эффект по нефтеотдаче • Индивидуальный подбор характеристик к каждому пласту. • Расхождение результатов прогноза вследствие разнообразия используемых характеристик. • Сложность реализации прогноза из-за большого количества параметров. • Применение интегральных кривых обводнения только в режиме заводнее-ния, дифференциальных кривых падения — в режиме истощения. Использование в ограниченном временном интервале.
4. Корреляционн о-регрессионные методы 4.1. Дискретнонепрерывные модели [1] Построение статистически значимых уравнений регрессии для каждой группы типов призабойной зоны пласта (ПЗП), исключение неинформативных признаков по критерию Стьюдента У=а0+а1 *Н1 +а2*Н2+а3*Н3+а4*Кпрср +а^в, где Н1, Н2, Н3 — суммарные толщины коллекторов различной интенсивности промывки, Кпрср -среднее по разрезу значение коэффициента проницаемости, fв -обводненность продукции на момент проведения воздействия. • Оценка качества модели по критериям дискретных и непрерывных моделей (коэффициент детерминации оценивается на основе средней остаточной дисперсии по типам ПЗП в сравнении с общей дисперсией). • Включение в модель только статистически значимые уравнения регрессии каждого типа ПЗП • Многоэтапность проведения прогноза. • Необходимость большого количества промысловой информации по месторождениям. • Высокая компетентность специалистов в области разработки месторождений
1 2 3 4 5
4. 2. Модель Кинга М. Хубберта [8] Описание зависимости добычи нефти от времени с использованием первой производной логистической кривой 2Р Р = т 1 + С°^(Ь (1 — 1т))' 2Р Р = т 1 + cosh (5*(t -1)/с) ' Р = ьд — ь"2, и где Р-ежегодная добыча, Рт-годовая добыча в точке пика, 1 -переменная времени (годы), 1т-год пика добычи, Ь-фактор, описывающий наклон (темп роста добычи), со8Ь- гиперболический косинус, с- время, прошедшее от уровня добычи Рс=2,7% от пиковой добычи Рт до достижения пика, и-накопленные извлекаемые запасы • Возможность проведения прогноза только по данным добычи нефти без использования множества геологических и экономических данных. • Метод доказательно основан на анализе многочисленных статистических данных по месторождениям всего мира. • Модель проста в построении, позволяет вычислить все параметры кривой с помощью несложных алгебраических вычислений. • Возможность пояснения локальных пиков добычи социально-экономическими изменениями в стране. • Кривая Хубберта наиболее близко отражает реальный ход добычи нефти и достижения ее максимального уровня, так как основана на принципе невозобновляемости природных ресурсов. • Метод мало применим на ранних стадиях разработки месторождений до достижения предпиковой точки перегиба. • Используемые данные должны быть отсортированы по нефтяным месторождениям общего нефтеносного района. • Прогноз достоверен, если добыча следует естественным путем, не происходят серьезных политических и экономических катаклизмов, не действуют существенные внеэкономические факторы
5. Комплексные системы [7] Совокупность сингулярных методов прогноза и логических правил их объединения в систему Использование различных сложных, физически содержательных математических моделей прогноза извлечения запасов нефти, запрограммированных на современных мощных ПЭВМ • Построение многочисленных наглядных карт, графиков и профилей • Учитываются практически все основные особенности пласта и движения жидкостей к скважине • При точном соблюдении ограничений и использовании всех необходимых данных максимально возможная точность прогноза • Применяется сложный математический аппарат • Требуются недостающие или недостоверные для прогноза исходные данные, их «искусственный подбор» • Необходимость знания изменение характеристик пласта по площади и разрезу • Зависимость точности и достоверности прогноза от квалификации специалиста-пользователя • Высокие затраты машинного времени • Свободный доступ к моделям прогноза закрыт
Поэтому необходимо проводить сочетание данных методов с оценкой экономических последствий выбранной для моделирования математической модели и учетом обобщенного показателя уровня мировых цен на нефть.
Сравнительный анализ методов экономического прогнозирования динамики добычи нефти, применяемых в области практической деятельности предприятий нефтедобычи, представлен в табл. 1.
В качестве инструмента прогнозирования максимально возможного уровня добычи нефти при формировании долгосрочной программы управления производственным потенциалом предлагается применять наиболее доступную и приемлемую среди перечисленных методов, по мнению авторов, модель М. Кинга Хубберта.
Наметившиеся тенденции снижения эффективности процессов нефтедобычи обусловливают необходимость управления производственным потенциалом в направлении повышения рентабельности добычи нефти с наиболее полным использованием добывных возможностей структурных подразделений, определяемых объемом пиковой добычи нефти в зависимости от уровня применяемых технологий, потенциально извлекаемых запасов нефти и обобщенного темпа роста накопленной добычи данного нефтеносного района.
Моделирование добычи нефти с целью установления ее максимального уровня осуществляется множеством кривых Хубберта, каждая из которых отражает ту или иную тенденцию в развитии нефтедобычи (социально-экономические изменения, ввод передовых технологий добычи, новых рентабельных месторождений). Применение данного подхода позволяет без использования геолого-экономической информации по разработке месторождений описать предшествующую динамику добычи нефти и спрогнозировать ее в перспективе, наглядно отразив локальные пики добычи. Эффективность же применения сложных математических моделей, используемых в других методиках, снижается в долгосрочном прогнозе вследствие использования множества параметров, зависимостей и уравнений, аккумулирующих в себе большую вероятность ошибки.
Для прогноза добычи нефти на среднем уровне управления (ОАО) по методу Хубберта разрабатываемые месторождения, входящие в одну нефтеносную область, группируются по времени ввода их в эксплуатацию (рис. 4).
Моделирование добычи нефти
каждого месторождения в группе на основе математической модели кривой Хубберта
Р да ~ п
! = Е ^
1=1 1
Построение общей кривой добычи нефти
М1,…, Мп -совокупность месторождений предприятия-
Pm1, PmN, tmN, Ь1, bN — пиковый объем добычи, год пика, темп роста добычи 1-го
месторождения и N группы месторождений соответственно-
Р^-объем добычи в --году N группы месторождений
Рис. 4. Механизм проведения прогноза добычи нефти методом Хубберта
Динамика добычи нефти на каждом месторождении группы описывается кривой Хубберта с индивидуальными параметрами Рт^ ^ (с^), tmN — пиком добычи, наклоном кривой добычи и годом максимума добычи соответственно. Общая кривая добычи определяется суммой объемов добычи нефти по каждой группе месторождений:
М 2Рт. т
Р = Е ---------------N--------- (1)
N = 11 + с°^(Ь^ -М 2Рт. т
Р = Е ------------------------------------------------------N- (2)
= 11 + cosh (5 *(- - tmN)/сN)
где М- число использованных в модели Кривых Хубберта, соответствующих числу групп,
с — время, прошедшее от уровня добычи Рс= 2,7% от пиковой добычи Рт до достижения пика (рис. 5).
Рис. 5. Кривая Хубберта и ее характеристики
Факторы Ь и с вычисляются на основе известных данных извлекаемых запасов разрабатываемого месторождения и (по методу Хубберта
«истинные» запасы неизменны и определяются только геологическим строением месторождения) из соотношений:
4Рт
и =------= 0. 8с*Рт
ь
(4)
с = 5, и Рс = 2Рт = 0. 027* Рт
Ь 1 + cosh5
(5)
Процедура построения кривой моделирования добычи может быть детализирована в зависимости от стадии добычи на месторождении, но в рамках данного исследования она не используется. Если пик добычи на месторождениях не пройден, для прогноза берутся данные проекта разработки месторождения с целью уменьшения этапов осуществления прогноза, но его достоверность от этого не снижается, так как при эксплуатации месторождений ориентируются на выполнение проектного плана добычи углеводородов.
Получаемая кривая моделирования извлечения углеводородов по методу Хубберта фактически демонстрирует то, как может пойти добыча нефти, если не будут вводиться новые месторождения или не изменится технология добычи, позволяющая значительно повысить коэффициент извлечения нефти. Данные такого прогноза используются на протяжении периода, в течение которого не предполагается существенных изменений во внешней среде предприятия. А учет таких изменений может привести к усовершенствованию предложенной модели в направлении динамического описания процессов «разведка-добыча».
С целью апробации предлагаемых методических рекомендаций рассмотрим нефтяную компанию в которой прирост добываемой нефти опережает прирост объемов восполнения запасов. Установлено несоответствие между созданными основными производственными фондами и степенью их реального использования. Так каждый год повышается доля бездействующего фонда скважин и уменьшается доля продуктивных скважин в структуре эксплуатационного фонда.
При сохранении сложившейся ситуации в перспективе можно ожидать снижения рентабельности производства и, как следствие, объемов добычи нефти. Поэтому возрастает необходимость принятия своевременных рациональных решений в области управления производственным потенциалом данной нефтяной компании.
Для этого с целью определения имеющегося производственного потенциала предприятия составляется долгосрочный прогноз динамики добычи нефти на основе ее моделирования множественными кривыми Хубберта. Необходимая для расчетов информация по месторождениям распределяется по признаку года ввода их в эксплуатацию на пять групп и сводится в таблицу исходных данных (табл.2.), в которой также
определяются индивидуальные параметры расчетной математической модели.
Таблица 2
Расчетные данные для моделирования добычи нефти методом Хубберта
Г ру п па Времени ой интервал ввода в разработ ку Месторо ждение Год ввода в разработку Пиковый объем добычи, тыс. т Год пиковог о объема Объем извлекаемы х запасов, тыс. т Темп роста добычи
Ш Pmi Ш и Ь=4*Рт
1 до 1975 1 1964 8990,00 1975 146 000,0 0,246
2 1965 2137,00 1973 36 979,7 0,231
3 1966 4629,00 1987 87 239,6 0,212
4 1967 8881,00 1979 209 523,2 0,170
5 1970 25 166,00 1986 622 000,0 0,162
2 1975- 1980 6 1976 7000,00 1984 139 193,1 0,201
7 1976 10 800,00 1989 246 900,0 0,175
8 1977 4015,00 1984 42 210,0 0,380
3 1980- 1985 9 1980 3276,00 1989 35 995,9 0,364
10 1982 3399,00 1991 67 564,0 0,201
11 1984 4873,90 2001 156 000,0 0,125
4 1985- 1900 12 1986 1890,00 1993 61 385,0 0,123
13 1986 5056,50 2003 198 200,0 0,102
14 1988 4250,00 2004 86 861,0 0,196
15 1988 6438,60 2003 675 000,0 0,038
16 1986 2658,30 1998 38 273,0 0,278
5 1995- 2000 17 1993 6228,00 2005 32 069,0 0,777
18 1990 1101,00 2001 93 633,0 0,047
19 1995 6578,00 2007 72 827,3 0,361
Полученные показатели применяются при моделировании объемов добычи нефти каждого месторождения группы. Параметры кривой добычи нефти группы, затем общей кривой добычи по предприятию определяются суммой объемов извлечения запасов по месторождениям группы, далее по всем группам соответственно. Результаты расчетов прогнозирования множественными кривыми Хубберта представляются графически на рис. 6.
На рис. 6 представлены графики кривых Хубберта по пяти группам месторождений.
I группа -¦- II группа
Ш группа -х- IV группа
¦ж- V группа -•- Общая кривая по методу Хубберта
Рис. 6. Модель добычи нефти по пяти кривым Хубберта
Полученную общую кривую добычи нефти можно интерпретировать следующим образом: самый большой локальный пик добычи в 1989 году в размере 75 521,74 тыс. тонн объясняется увеличением объемов добычи нефти на месторождениях в результате интенсификации отбора их активной части извлекаемых запасов, а также произведенной в конце 80-х годов заменой основного оборудования предприятия. В этот период был достигнут наивысший уровень использования производственного потенциала предприятия в результате его экстенсивного развития.
После достижения максимального уровня добыча стала резко снижаться в результате неэффективной и выборочной разработки наиболее рентабельных запасов, проведения экономических реформ в стране в 1990-е годы, перестройки предприятия на рыночные отношения, дефолта рубля в 1998 году и снижения мировых цен на нефть.
Таким образом, факторы меняющейся внешней (конъюнктура рынка, характер экономических отношений) и внутренней (изменение технологий, темп отбора запасов среды) среды оказывают прямое влияние на изменение уровня производственных возможностей нефтедобывающего предприятия, что вполне адекватно описывается многочисленными кривыми Хубберта. При этом ввод новых месторождений обусловливает появление другой кривой извлечения запасов с последующим достижением ею максимально возможного уровня добычи нефти.
Ход добычи нефти в нефтяной компании описывается пятью кривыми Хубберта (рис. 6), три из которых прошли точки максимума, поэтому параметры данных кривых существенно не изменятся под воздействием различных мероприятий по увеличению добычи нефти. Вследствие чего всю неопределенность добычи нефти в перспективе можно связать с возможным изменением хода двух последних кривых [3].
Е
Направление управления производственным потенциалом — «УВЕРЕННЫЙ РОСТ»
Варианты предлагаемых долгосрочных программ использования ПП
1. Воспроизводство запасов
• Дальнейшее изучение и опоискование залежей нефти традиционными геологоразведочными работами (ГРР). Для этого необходимо удвоить объемы глубокого разведочного бурения при одновременном повышении его эффективности в результате совершенствования методики ГРР. В основном средства на ГРР будут направляться за счет инвестиций нефтяных компаний при минимальных объемах финансирования государством.
• Проведение широкомасштабных работ по увеличению коэффициента извлечения нефти (КИН), что обеспечит повышение ресурсной базы старых нефтедобывающих районов.
• Г еологическое изучение нефтегазоности нетрадиционных объектов.
• Остальной прирост будет обеспечиваться в процессе переоценки запасов и доразведки действующих месторождений.
• Ориентация на поиски небольших месторождений в локальных нефтеносных горизонтах.
2. Ввод новых производственных и ресурсных мощностей (бурение)
• Ввод в эксплуатацию новых объектов разработки, нефтяных и газовых месторождений.
• Увеличение объемов буровых работ за счет создания новых бригад, а также совершенствования технологии строительства скважин, улучшения организации труда и сокращения непроизводительных затрат.
• Увеличение числа бригад капитального и подземного ремонта.
• Закупка новой современной техники и оборудования.
• Введение в разработку новых добывающих скважин.
• Рост капитальных вложений в обустройство месторождений.
• Открытие перспективных месторождений в районе основных добывающих производств предприятия в результате геологического изучения недр и проведения поисково-разведочных работы.
3. Применение инновационных разработок (ГТМ)
• Обеспечение технологического прорыва в результате внедрения передовых мировых и отечественных достижений в технике и технологии добычи, тем самым способствовать уменьшению производственных и сбытовых издержек.
• Эксплуатация истощенных и трудноизвлекаемых запасов с помощью новых технологий, в том числе с применением передовых методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) с соответствующем налоговым государственным стимулированием.
• Разработка и внедрение новых эффективных экологически безопасных технологий добычи.
• Качественное улучшение использования эксплуатационного фонда скважин.
Рис. 7. Программы управления производственным потенциалом
При существующих на предприятии темпах отбора нефти, структуре сырьевой базы и технологиях извлечения запасов по данным совершённого прогноза методом Хубберта в 2006 году достигнут максимально возможный уровень добычи нефти в размере 48 877 тыс. тонн, после этого происходит спад добычи нефти в среднем на 8% ежегодно. Представленные цифры ставят под сомнение возможность выполнения предприятием стратегической задачи стабильного наращивания объемов добычи нефти в ближайшей перспективе. Для изменения текущего положения и создания условий достижения растущих объемов добычи нефти в будущем целесообразно разработать рациональную программу управления производственным потенциалом нефтяной компании по направлению «умеренного роста», включающую в себя различные мероприятия по увеличению добычи нефти.
Предлагается к рассмотрению несколько альтернативных программ развития производства — изменения производственного потенциала предприятий нефтедобычи (рис. 7). Разрабатываемая программа должна рассчитываться на экономически необходимый ежегодный уровень добычи нефти, обеспечивающий растущие внутренние потребности страны и поставки нефти на экспорт. Данный объем извлечения является оптимальным, до которого необходимо увеличивать добычу нефти при имеющихся финансовых средствах, возможностях привлечения внешних источников инвестирования и т. д.
В заключении отметим, что в рамках рекомендованного направления эффективного использования производственного потенциала выбирается интенсивный путь развития производства — применение современных и новейших технологий интенсификации добычи нефти, обеспечивающих дополнительную добычу нефти более чем на 5%.
Библиографический список
1. Белкина В. А., Дорошенко А. А. Оценка и прогноз эффективности методов увеличения нефтеотдачи: Учебное пособие, — Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. — 128с.
2. Дебердиева Е. М., Ленкова О. В. Закономерности структурных преобразований в нефтегазодобыче // Бурение и нефть, 2011. — № 12. — с. 1215.
3. Зайнутдинов Р. А. Теория и практика экономической оценки повышения эффективности нефтегазодобывающего производства: Монография. — М. ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ Нефти и газа, 2002.
— 384 с.
4. Лебедев А. С., Карнаухов М. Н., Осиновская И. В. Планирование эффективного использования производственно-ресурсного потенциала в добыче нефти. — Научное издание.- СПб.: Недра, 2009. — 218 с.
5. Ленкова О. В., Дебердиева Е. М. Корпоративная стратегия развития нефтегазовой компании. Монография. — Новосибирск: ИЭОПП СО РАН, 2011. — 168 с.
6. Ленкова О. В., Дебердиева Е. М., Осиновская И. В. Реализация концепции устойчивого развития в нефтегазовых компаниях / Economic and legal management procedures of overcoming the social crisis / Materials digest of the XXVII International Scientific and Practical Conference and the II stage of Research Analytics Championship in culturology, architecture, art history and philosophical sciences (London, June 28−15, 2012)
7. Ленкова О. В., Дебердиева Е. М., Осиновская И. В. Устойчивое развитие нефтегазовых компаний: условия и перспективы // Нефть, газ и бизнес. — 2012. — № 11. — с. 11−13.
8. Ленкова О. В., Осиновская И. В. Критериальная основа выбора предпочтительной стратегии развития предприятия // Экономика промышленности, 2011. — № 2. — с. 10−13.
9. Лысенко В. Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений.
— М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 516 с.
10. Поляков Г. А., Поляков Т. В. Модели и прогнозные оценки перспектив добычи нефти. — М.: Московский государственный институт международных отношений (Университет), 2004. -152 с.
11. Статистическое моделирование и прогнозирование: Учебное
пособие/ Г. М. Гамбаров, Н. М. Журавель, Ю. Г. Королев и др.- Под ред. А. Г. Гранберга. — М.: Финансы и статистика, 1990. — 383 с.
12. Чернышев С. А. Моделирование экономических систем и прогнозирование их развития: Учебник. — МГТУ им. Н. Э. Баумана, 2003. -368 с.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой