Размещено на http://www.allbest.ru/

ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Уфимская высшая школа экономики и управления

Курсовая работа

по дисциплине «Экономика и управление на предприятии нефтяной и газовой промышленности»

Выполнил: студент гр. ГРдз 18-03

К.А. Киценко

Приняла: Доц. УВШЭУ, канд. экон. наук

Л.А. Авдеева

Уфа 2021



Задание на курсовую работу по дисциплине «Экономика и управление на предприятии нефтяной и газовой промышленности»

ФИО Киценко Кристина Андреевна

Группа ГРдЗ - 18-03

1. Тема курсовой работы: «Оценка экономической эффективности проведения гидроразрыва пласта»

2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА, КАК МЕТОД ИНТЕНСИФИКАЦИИ РАБОТЫ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

1.1 Рынок ГРП в России

1.2 Сущность метода ГРП

3. ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА ОЖИДАЕМОЙ СТОИМОСТНОЙ ОЦЕНКИ ПРИ ПРИНЯТИИ УПРАВЛЕНЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ В ОБЛАСТИ СЕРВИСНОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Дата оформления: « » 20 г.

Задание к исполнению принял

подпись студента

Руководитель

Доцент, к.э.н / Л.А.Авдеева /



Содержание

разрыв пласт стоимостный управленческий

Введение

1. Гидравлический разрыв пласта как метод интенсификации работы нефтяных и газовых скважин

1.1 Рынок ГРП в России

1.2 Сущность метода ГРП

2. Применение метода ожидаемой стоимостной оценки при принятии управленческих решений в области сервисного обслуживания нефтегазового оборудования

Заключение

Список использованных источников



Введение

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - одна из наиболее высокоэффективный методика стимулирования добычи нефти из низкопроницаемый пластов и увеличения добычи запасов нефти. ГРП широко используется как в отечественной, так и в иностранный практике нефтедобычи.

В данный момент гидроразрыв пласта является довольно высокоэффективный методика стимулирования добычи нефти из низкопроницаемый коллекторов (НПК), широко используемым в Западной Сибири. Чаще всего положительный результат даёт гидроразрыв пласта, но результативность зависит от геолого-физических характеристик пластов.

Одно из наиболее веских условие, ограничивающих преуспевание внедрения, является наличие обширных нефтегазовых зон (ВНЗ), в особенности в пластах, воображённых НПК. В это случае возникает вопрос, что преимущественный - продлить работу скважин (без ГРП) с невысоким дебитом нефти либо, делать ГРП, увеличить обводненность.

Преуспевание ГРП во многом зависит от выбора скважины. К примеру, последствия гидроразрыва истощённого коллектора могут являться особенно кратковременный и досадными. Насупротив, такой гидроразрыв пласта в скважине с сильно испортить призабойной зоной, в пласте с большими запасами смочь привести к вескому и стабильному увеличению добычи.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) представляет собой комплексную технологию обработок скважин. При этом его следует рассматривать не только как средство воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП), но и как один из существенных элементов системы разработки месторождения в целом. Технологические схемы ГРП, в том числе с последующим химическим воздействием, различаются в зависимости от коллекторских свойств обрабатываемых объектов. Их эффективность определяется условиями, связанными с фильтрационными характеристиками пластов, то есть коэффициентами проницаемости близлежащих и удаленных зон объекта. При этом подход к проектированию обработок ГРП будет различным в низко- и высокопроницаемых пластах, и в этой связи грамотный выбор скважин имеет существенное значение.

Для исключения смыкания трещин после ГРП и снятия давления в призабойной зоне пласта (ПЗП) в скважины закачиваются различные расклинивающие агенты. Расклинивающие агенты (проппанты) должны противостоять напряжениям горной породы, удерживая трещину раскрытой после снятия гидравлического давления жидкости разрыва и обеспечивая, таким образом, высокую фильтрационную способность призабойной зоны пласта и дебиты нефти скважин.

Огромное увеличение производительности углеводородов за счет создания в процессе ГРП обширной сети трещин является показателем экономической целесообразности для нефтяной и газовой промышленности задействовать огромные углеводородные ресурсы в ранее неразработанных низкопроницаемых нетрадиционных коллекторах.

Назначение гидравлического разрыва пласта заключается в увеличение производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин; повышение нефтеотдачи пластов из добывающих скважин, восстановление рабочих характеристик, невосстановимых традиционными методами; метод разработки нефтяных и газовых месторождений.



1. Гидравлический разрыв пласта как метод интенсификации работы нефтяных и газовых скважин

1.1 Рынок ГРП в России

Объем нефтяного рынка в 2018 году увеличился на 29% в денежном выражении и достиг 133 млрд рублей. несмотря на рост рынка в денежном выражении, в физическом отношении количество сделок с разрывом сократилось на 2%.

Среди основных причин этой динамики рынка можно выделить деконструацию:

· Сокращение количества новых скважин, введенных в эксплуатацию по итогам 2018 года, в первую очередь за счет сокращения бурения «Газпром нефти» на 27% и «Татнефти» на 58%;

· Сокращение операций по разрыву на транзитном фонде скважин, которое в первую очередь связано со значительным снижением его удельной эффективности: с 1,50 тыс. тонн на операцию в 2012 году до 1,13 тыс. тонн на операцию в 2018 году;

· Более 40% увеличение объема дорогостоящих операций МГРП ;

· Увеличение количества этапов МГРП.

В 2018 году тенденция к снижению прорывных операций по переходному фонду, появившаяся с 2014 года, продолжалась, несмотря на увеличение этого числа транзакций в 2017 году. В 2018 году количество таких операций по разрыву сократилось на 4,9% по сравнению с 2017 годом. В денежном выражении этот сегмент в 2018 году достиг 39,8 млрд рублей.

По конечным итогам 2018 года сегмент МГРП занимает приблизительно около 48% рынка ГРП в денежном выражении и 16% в физическом. В перспективе данный сегмент будет увеличиваться по причине наличия серьёзного потенциала для роста применения МГРП для разработки нетрадиционных коллекторов, а также на горизонтальных скважинах.

В 2019 году возможно ждать сохранения положительной динамики объёма ГРП, при стоимостном факторе на нефть в диапазоне 55 - 65 долларов / баррель.

Это позволяет проводить операции при фактор снижающейся удельной результативности и ухудшения «качества» скважин - претендентов для проведения ГРП.

В перспективе до 2030 года емкость рынка ГРП в денежном выражении будет расти. Основными драйверами развития рынка будут являться увеличение использования МГРП на горизонтальных скважинах и на БГС, увеличение средней стадийности МГРП (с 6 -- 7 в 2018 году до тринадцать и более стадий к 2030 году), увеличение частоты использования дорогостоящих управляемых компоновок и, как результат, увеличение операций МГРП.

Суммарно в денежном выражении весь рынок операций ГРП (одно- и многостадийных) в 2030 году достигнет уровня 577 млрд рублей, и при всем этом доля МГРП в этом объёме составит более 80%.

В РФ более 70% нефти расположено в трудноизвлекаемых пластах. Вот поэтому технология гидроразрыва пласта (ГРП) -- это часто единственный способ обеспечения нужной рентабельности при освоении новых месторождений. Большая часть оборудования для ГРП производится в РФ, но в последнее время наблюдается активная экспансия китайских поставщиков.

Гидроразрыв пласта -- это технологическая операция, предназначенная для интенсификации добычи нефти либо газа. Технология ГРП содержится в создании трещины в целевом пласте под деянием подаваемой в него под давлением жидкости для обеспечения поступления доставаемого сырья к забою скважины. После проведения работ по разрыву пласта дебет скважины, обычно, во многом вырастает.

В настоящее время Российская Федерация занимает 2 место в мире после США по ежегодно проводимому количеству ГРП на нефтегазовых месторождениях. Общий объем операций будет превышать отметку 6 000 в год и имеет тенденцию к развитию, обусловленный истощением легкодоступных углеводородных ресурсов и увеличением сложности нефтедобычи на снова открываемых скважинах.

В проведении операций ГРП как правило задействован флот, состоящий из 10-20 крупноразмерных установок на грузовых шасси. В состав флота входят:

· насосные установки -- предназначены для закачивания в скважину рабочей жидкости либо смеси жидкости с сыпучими компонентами под нужным давлением;

· смесители -- аппаратура для приготовления рабочей смеси перед ее закачкой манифольдов -- комплекс оборудования, объединяющего насосы с устьем скважины;

· станция контроля и управления для рабочей жидкости.

Серийно это оборудование в РФ не производится, оно изготавливается под конкретный заказ в нужной комплектации. Все установки имеют мобильное выполнение на базе автомашина с колёсной формулой 8х8. Ступень локализации (импортозамещение) производства по главной номенклатуре изделий -- 100%, в ряде установок применяются импортные комплектующие, к примеру, плунжерные насосы.



Рисунок 1 Структура рынка ГРП по потребителям

Российское оборудование для ГРП традиционно соперничало с заграничным, в основном с европейским. Введённые в 2014-2015 гг. контрсанкции значительно ограничили возможности ввоза техники из Евросоюза, что позволяет отечественным фирмам увеличить производственные объемы. Однако же и при всем этом заметным игроком на рынке стала страна, активно нарастившая объёмы продаж относительно дешёвой продукции.

Заказчиками операций ГРП являются крупные нефтяные фирмы, в основном Роснефть и Сургутнефтегаз, на долю которых приходится половина всего рынка. Динамика количества таких операций следует за состоянием экономики страны: в 2015-2016 годах произошло заметное падение рынка, затем он начал восстанавливаться, но по конечным итогам 2017 года так и не достиг докризисного уровня.

Нужно также выделить, что преуспевание операции ГРП не постоянно гарантирован -- те же крупные игроки, основываясь на своей статистике, заявляют о 98% результативных случаев. И при всем этом сам результат также не поддаётся прогнозированию: объем среднесуточного увеличения дебета и временной интервал, на протяжении которого он будет наблюдаться, предсказать невероятно. В соответствии с этим при выборе нефтесервисной фирмы для проведения ГРП клиенты ориентируются в начале на уровень технологической оснащённости и успешный опыт проведения ГРП в прошлом.

В краткосрочной перспективе от 1 года до 3 наиболее привлекательная часть страны на рынке работ ГРП будут Тюменская область (совместно с Хмао и Янао) и Уральско-Поволжский часть страны (Татарстан, Башкирия, Самарская, Оренбургская области). Общий объем трудноизвлекаемый запасов здесь оценивается в 200 млрд тонн.

1.2 Сущность метода ГРП

Проведение гидравлического разрыва пласта обеспечивает не только первоначальное увеличение добычи, но и, благодаря наличию трещины, позволяет повысить эффективность дренирования жидкости путем создания линейного течения в трещине, обеспечивающего уменьшение потерь давления.

Некоторые расчеты показывают нецелесообразность обработки всех добывающих скважин, так как при этом достигается незначительный прирост дебита по сравнению со случаем, когда обработана лишь часть скважин. Так, например, для пяти? и семиточечной систем расстановки скважин обработка всех добывающих скважин по сравнению со случаем, когда обработана лишь половина скважин (через одну), приводит к увеличению среднего дебита всего на 5?13--%.

Операции по ГРП выполняются силами нефтесервисной компании Halliburton. Перед проведением ГРП компанией Halliburton составляется его дизайн при помощи таких приложений, как FracProPT и GOHFER. Данный дизайн включает в себя расчеты по прогнозированию направлений развития трещин в пространстве и их геометрических размеров, что позволяет определить ориентировочные объемы проппанта и рабочих жидкостей. Также с помощью дизайна компания Halliburton прогнозирует распределение проводимости по телу трещины и ожидаемый дебит скважины после ГРП.

Эффективность ГРП, проведённых в процессе эксплуатации скважин, оценена по стандартной методике. График добычи нефти до момента наступления события аппроксимировался экспоненциальной, степенной или линейной функцией, аргументом которой служило накопленное время работы скважины. Затем по ней строилась базовая динамика на период после геолого?технического мероприятия (ГТМ), относительно которой и определялся прирост добычи.

Так, например, в скважинах пластов группы АС было выполнено 5 операций по ГРП. Дополнительная добыча нефти за счёт них оценивается в 13,0 тыс. т (2,6 тыс. т/скв. - оп.). В период 2017?2020 гг. был выполнен один гидроразрыв в скважине, который нельзя отнести к категории высокоэффективных, т. к. дополнительная добыча нефти оценивается величиной в 1,0 тыс. т. при росте обводнённости на 9,7--% и дебита нефти на 1,9--%.

Следует отметить, что гидроразрыв пласта на месторождении недостаточно изучен по причине не очень большого количества проведённых операций, в оценке эффективности для пластов группы АС нет однозначности, т. к. из пяти разрывов наличие дополнительной добычи нефти подтверждено только для двух. В дальнейшем следует продолжить исследование данной технологии.

Для юрских отложений и ачимовской толщи использование ГРП может стать ключевым элементом разработки. Для горизонта АС9-11 и пласта БС81 рекомендуется избирательное применение по методике, исключающей возможность проникновения трещин в водонасыщенные части разреза, с тщательным предварительным анализом целесообразности на основе представлений о геологическом строении и эксплуатационного опыта.

Всего по состоянию на 01. 01. 2021 г. за счет всех проведенных геолого?технических мероприятий добыто 142,1 тыс. т нефти, что составляет 7,3--% от накопленной добычи нефти по месторождению.

Как показывает анализ, используемые технологии ОПЗ и ГРП обладают различной эффективностью. Наибольший прирост добычи нефти был получен за счёт ГРП и перфорационных (на депрессии) работ. Все добывающие скважины пластов группы АС и БС81 следует вводить в эксплуатацию со вскрытием на депрессии и в дальнейшем периодически в них восстанавливать состояние ПЗП путём проведения ГТМ, а также повторных перфораций.

Технологию ГРП необходимо дополнительно изучить, т. к. однозначности в эффективности для верхних пластов пока не наблюдается, а целесообразность использования на нижних (юрские отложения и ачимовская толща) ещё не исследована.

В результате анализа эффективности геолого?технических мероприятий, фактически проведённых на месторождении по состоянию на 01. 01. 2021 года, определён набор технологий, применение которых позволит интенсифицировать отбор нефти и повысить КИН.

Для пластов группы АС9-11 и БС8 предусмотрены следующие виды геолого?технических мероприятий:

· перед вводом в эксплуатацию во всех добывающих скважинах выполняется вторичное вскрытие на депрессии; данный тип мероприятий позволяет получить максимально чистую призабойную зону, характеризующуюся близким к нулю скин?эффектом;

· в ряде случаев по добывающим скважинам возможно проведение гидравлического разрыва; при условии тщательного планирования проведения и предварительного анализа геологических условий, т. е. при исключении вероятности негативных последствий, ГРП позволяет существенно улучшить технологические параметры работы скважин, находящихся в зонах с низкими фильтрационно?емкостными свойствами (ФЕС);

· начиная со второй стадии разработки, необходимы отдельные мероприятия по выравниванию профилей притока и приемистости в добывающих и нагнетательных скважинах, соответственно;

· для повышения охвата пластов процессом разработки, извлечения остаточных скоплений углеводородов в слабодренируемых зонах использовать программу бурения боковых или горизонтальных стволов; основной объем данных операций приходится на объекты АС9 и АС10?11;

· на поздней стадии разработки планируются работы по изоляции промытых интервалов из разреза для предотвращения преждевременного обводнения скважин.

При проведении ГРП компания Halliburton использует современную технологию DeltaFrac®. Эта технология включает в себя использование оптимизированной боратсодержащей жидкости для гидроразрыва с высокой вязкостью и сниженным на 33--% содержанием геля. Боратный гель характеризуется высокой прочностью на сдвиг, прекрасной способностью к транспорту проппанта и суспензионными свойствами.

Так как необходимая вязкость достигается при меньшем содержании полимера, технология DeltaFrac® вызывает меньшее нарушение свойств пласта и обеспечивает полное расщепление геля. Также технология DeltaFrac® обеспечивает хорошую остаточную проводимость.

Для исключения смыкания трещин после снятия давления в ПЗП закачиваются различные расклинивающие агенты. Расклинивающие агенты (проппанты) должны противостоять напряжениям горной породы, удерживая трещину раскрытой после снятия гидравлического давления жидкости разрыва, поэтому прочность материала имеет большое значение. Расклинивающий материал должен быть достаточно прочным, чтобы выдерживать напряжение смыкания трещины, в противном случае проводимость слоя проппанта будет значительно ниже запроектированного значения (уменьшается как ширина, так и проницаемость слоя проппанта).

Две основные категории проппантов - это естественные пески и искусственные керамические или бокситовые проппанты. Пески используются для гидроразрыва пластов в условиях низких напряжений, для глубин примерно до 2400 м и меньше. Искусственные проппанты используются для ситуаций высоких напряжений, как правило, в пластах на глубинах свыше 2400 м. Для гидроразрыва высокопроницаемых пластов, где чрезвычайно важна высокая проводимость, использование высокопрочных проппантов может быть оправданным на практически любых глубинах.

Имеются три основных способа увеличения проводимости трещины:

· увеличить концентрацию проппанта, то есть создать трещину большей ширины;

· использовать более крупный и, следовательно, обладающий большей проницаемостью проппант;

· применить высокопрочный проппант, уменьшить его дробление и повысить проводимость.

В зависимости от ожидаемого напряжения смыкания трещин в качестве расклинивающих агентов (проппанты) могут использоваться песок со смоляным покрытием, частицы керамики, среднепрочные и высокопрочные бокситы.

Обработки скважин проводятся с использованием стандартного нефтепромыслового оборудования и насосной техники.

Типовая схема размещения оборудования при проведении ГРП изображена на рис. 2. Необходимое оборудование и полное его обслуживание обеспечивает сервисная компания.

Оборудование, используемое при ГРП, может включать в себя: емкости для рабочей жидкости объемом 40, 50 и 80 м3; емкости для проппанта; блендер; насосные установки; насосные установки для закачки азота и углекислого газа; расходомеры; радиоактивный плотномер; датчики давления; станция управления; установка гибких насосно?компрессорных труб.

Емкости для рабочей жидкости используются для хранения жидкостей ГРП и доставляются на место проведения работ с помощью автомобильных тягачей.

Рис. 2 Схема расстановки оборудования при проведении ГРП

Обычно емкости заполняются непосредственно в промысловых условиях, а смешивание жидкостей происходит во время проведения ГРП.

Это устраняет необходимость подготовки жидкости до проведения операции. С концентратами в жидкость добавляются необходимые реагенты, которые обеспечивают эффективное приготовление рабочей жидкости и ее однородность.

Тип используемого оборудования зависит от масштаба обработки и количества проппанта (45?90 т). Для приготовления рабочей смеси используются специальные смешивающие исходные компоненты установки, выполняющие функции: подготовка рабочей жидкости, выкачивание жидкости из емкостей во время операции и транспортировка к насосным агрегатам, точное дозирование проппанта (гр./литр), точное дозирование «сшивателей», ПАВ и разрушителей вязкости, транспортировка продавочной жидкости к насосным агрегатам на заключительной стадии проведения операции.

Смесительные блендеры были разработаны для осуществления различных типов ГРП и используются для проведения ГРП при скоростях закачки от 1,3 до 12 м3/мин. Концентрации проппанта, необходимые для ГРП, также изменяются в различных пределах, и ее максимальная концентрация может достигать 1000?2000 кг/м3.

Использование данной технологии на месторождениях продемонстрировало хорошие результаты и значительный прирост добычи нефти. В результате проведения ГРП увеличивается дебит скважины и экономический эффект обеспечивается за счет добычи дополнительного объема нефти [10]. Методика расчета экономического эффекта включает в себя следующие позиции:

Объем дополнительной нефти рассчитывается по формуле:

Размещено на http://www.allbest.ru/

(1)

где Qн1 и Qн2 - добыча нефти за период технологического эффекта до проведения и после проведения ГРП:

(2)

(3)

где N - количество скважин; Кэ - коэффициент эксплуатации;

Т2 - период технологического эффекта, сут.; q1 и q2 - среднесуточный дебит до и после проведения ГРП.

Затраты на проведение мероприятия вычисляются по формуле:

Змер = Змат + Зз/п + Зстрах+ Зтехн (прок) + Зтехн (проб), (4)

где Змат - затраты на приобретение химических реагентов, руб.;

Зз/п - затраты на зарплату производственных рабочих, руб.;

Зстрах - страховые взносы, руб.;

Зтехн (прок) - затраты на прокат спецтехники по норме, руб.;

Зтехн (проб) - затраты на пробег спецтехники до места работы и обратно, руб.

Затраты, связанные с добычей дополнительной нефти.

Затраты, связанные с добычей дополнительной нефти, определяются по формуле:

Размещено на http://www.allbest.ru/

(5)

где Зпер - условно-переменные затраты себестоимости добычи 1 тонны нефти.

Прибыль чистая рассчитывается по формуле:

Размещено на http://www.allbest.ru/

(6)

Срок окупаемости затрат на проведение ГРП.

Срок окупаемости рассчитывается по формуле:

Размещено на http://www.allbest.ru/

(7)

Как показывает анализ результатов геолого-технических мероприятий, проведенных на скважинах месторождения, наиболее эффективным методом интенсификации притоков нефти является гидравлический разрыв пласта, а срок его окупаемости составляет в среднем всего 0,3-0,5 года.

2. Применение метода ожидаемой стоимостной оценки при принятии управленческих решений в области сервисного обслуживания нефтегазового оборудования

АО «НефтехиммашУрал» (далее предприятие) разрабатывает, производит, поставляет и обслуживает нефтегазовое оборудование, в том числе печи прямого нагрева и подогреватели нефти с промежуточным теплоносителем (на газовом и жидком топливе) типа ПТБ-10х64 (Э/Ж). Для их производства предприятию необходимо закупать датчики автоматизации. Количество произведенной продукции определяется числом заказов печей типа ПТБ-10х64 (Э/Ж) в данном месяце, при этом АО «НефтехиммашУрал» делает заказ датчиков, необходимых на 1 месяц работы у внешнего поставщика. Время выполнения заказа внешним поставщиком - 2 месяца. Какое число заказов будет иметь компания через 2 месяца (когда подойдет заказ, который нужно сделать сегодня), неизвестно, но предыдущий опыт позволяет оценить вероятность различных уровней спроса. Данные представлены в таблице:

Таблица 1

Данные по датчикам

Количество датчиков, шт.	200	300	400	500	600	700
Вероятность продаж, %	0,15	0,25	0,25	0,2	0,1	0,05

Если купленный датчик используется в том же месяце, когда он куплен, он дает прибыль 300 долл., если он залеживается до следующего месяца - убыток 100 долл.

Постройте таблицу выигрышей и потерь. Используя принцип максимума ожидаемой стоимостной оценки, определите:

- каков оптимальный размер заказа?

- какова цена совершенной информации?

Как изменится оптимальное решение, если потери от неиспользованного вовремя датчика составят 300 долл.? Как при этом изменится стоимость совершенной информации?

Для решения задачи в качестве возможных значений спроса выберем шесть чисел, отраженных в представленной выше таблице.

Предположим, что данное в условии распределение вероятностей спроса следует непосредственно применить к интересующему нас месяцу. Тогда в качестве рассматриваемых альтернатив размера заказа выберем те же значения, что и уровни спроса, представленные в таблице.

Тогда таблица выигрышей и потерь будет иметь 36 клеток, в каждой из которых подсчитаем финансовый выигрыш или потерю.

При различных вариантах заказа и спроса может возникнуть две принципиально разных ситуации.

Первая ситуация: Спрос превысил сделанный заказ или в точности соответствовал ему.

В этом случае предприятие реализует все, что запасено на данный месяц и не больше этого. Чтобы подсчитать прибыль в этих случаях воспользуемся формулой:

Пз = Рз * Пред,

где: Пз - прибыль от заказа;

Рз - размер заказа;

Пред - прибыль от продажи 1 единицы.

Вторая ситуация. Спрос оказался ниже размера заказа.

В этом случае часть закупленных датчиков останется на складе и принесет убытки. Предприятие реализует столько печей и подогревателей, какова оказалась величина спроса, а разница между размером заказа и спросом останется.

Если величина заказа меньше или равна возможному спросу, то воспользуемся формулой:

Пз = (Рз * Пред) + (Рз - Рс)* Потед,

где: Пз - прибыль от заказа;

Рз - размер заказа;

Пред - прибыль от продажи 1 единицы;

Рс - размер спроса;

Потед - потери от единицы продукции.

Например, расчет для варианта заказа 600 ед. при спросе 400 ед. следующий:

Пз = 400 * 0,3 + (600 - 400) * (- 0,1) = 100 (тыс.)

Для сокращения трудоемкости вычислений воспользуемся возможностями MS-Excel для заполнения таблиц.

Таблица 2

Таблица выигрышей и потерь

	Прибыль =	0,3	тыс.	Потери =	-0,1	тыс.
		Возможный спрос
		200	300	400	500	600	700
Варианты заказа	200	60	60	60	60	60	60
	300	50	90	90	90	90	90
	400	40	80	120	120	120	120
	500	30	70	110	150	150	150
	600	20	60	100	140	180	180
	700	10	50	90	130	170	210
Вероятность спроса	0,15	0,25	0,25	0,2	0,1	0,05

Из этой таблицы следует, что если предприятие закажет, например, 600 датчиков автоматизации, то с вероятностью 0,15 предприятие получит прибыль 20 тыс., с вероятностью 0,25 получит 60 тыс., с такой же вероятностью 0,25 - 100 тыс., с вероятностью 0,2 - 140 тыс., с вероятностью 0,1 заказ точно попадет в спрос и получается прибыль 180 тыс. и, наконец, с вероятностью 0,05 спрос превысит заказ и прибыль получается та же 180 тыс., что и при спросе 600 датчиков.

В случае, когда вероятности сценариев будущего определены, наиболее употребительным критерием выбора из нескольких альтернатив является критерий «Ожидаемой монетарной ценности» - EMV (по-английски Expected Monetary Value). Для каждой i-ой альтернативы следует рассчитать величину суммы произведений выигрышей при различных сценариях будущего Оij на величины вероятностей этих сценариев pj, после чего выбрать ту альтернативу, для которой EMV максимальна.

Используя данные, приведенные в таблице 2 можно оценить средний взвешенный финансовый результат EMV для каждой альтернативы (значения размера заказа).

Таблица 3

Таблица расчета EMV

	Прибыль =	0,3	тыс.	Потери =	-0,1	тыс.
		Возможный спрос
		200	300	400	500	600	700	EMV
Варианты заказа	200	60	60	60	60	60	60	60
	300	50	90	90	90	90	90	84
	400	40	80	120	120	120	120	98
	500	30	70	110	150	150	150	102
	600	20	60	100	140	180	180	98
	700	10	50	90	130	170	210	90
Вероятность спроса	0,15	0,25	0,25	0,2	0,1	0,05

Величина средней прибыли с ростом заказа меняется немонотонно: сначала растет от 60 тыс. до 102 тыс., а затем уменьшается до 90 тыс. Максимальная величина составляет 102 тыс. при заказе 500 датчиков (EMVmax = 102 тыс.).

Дополнительная информация способна увеличить ожидаемую прибыль и уменьшить риск потерь. Вычислим стоимость совершенной информации. Для этого определим максимальные выигрыши при каждом сценарии будущего, ведем в составленную таблицу дополнительную строку «Угадали спрос», где будут отражаться максимальное значение полученной прибыли.

Так как вероятности каждого уровня спроса остаются прежними, мы можем подсчитать ожидаемую монетарную ценность в гипотетическом случае владения совершенной информацией (т.е. если каждый месяц известно точное значение спроса), EMVPI = 120 тыс.

Занесем полученные данные в таблицу.

Таблица 4

Таблица расчета стоимости совершенной информации

	Прибыль =	0,3	тыс.	Потери =	-0,1	тыс.
		Возможный спрос
		200	300	400	500	600	700	EMV
Варианты заказа	200	60	60	60	60	60	60	60
	300	50	90	90	90	90	90	84
	400	40	80	120	120	120	120	98
	500	30	70	110	150	150	150	102
	600	20	60	100	140	180	180	98
	700	10	50	90	130	170	210	90
Угадали спрос	60	90	120	150	180	210	120
Вероятность спроса	0,15	0,25	0,25	0,2	0,1	0,05
				EMVPI=	120		EVPI=	18

Из таблицы видно, что уникальный источник совершенной информации, каждый месяц определяющий точные значения будущего спроса, увеличивает ожидаемую прибыль всего на 18% (получим 102 тыс. вместо 120 тыс.). Эта величина и есть стоимость совершенной информацией EVPI, т.е. верхняя граница цены, которую предприятие готово платить за информацию при выборе из рассматриваемых альтернатив при данных сценариях будущего.

Совершенную информацию (особенно о спросе) получить невозможно. Несовершенная информация (основанная на экспертных оценках) всегда носит вероятностный характер и действует на статистическое распределение вероятностей, изменяя его в ту или другую сторону. Например, если специалисты определяют, что спрос в следующем месяце будет выше обычного, это, может означать, что вероятности высокого спроса должны увеличиться, а вероятности низкого спроса, напротив, уменьшиться.

Согласно таблице вероятность того, что спрос не превысит 400 датчиков, равна 0,65 (0,15+0,25+0,25), а вероятность того, что спрос будет 500 датчиков и выше - 0,35. Т.е. вероятность низкого спроса почти вдвое выше вероятности высокого. Предположим, что информация специалистов выравнивает эти вероятности. Тогда распределение вероятностей можно записать, вычитая из первых трех вероятностей по 0,05, и добавляя столько же к последним трем вероятностям.

Таблица 5

Таблица оценки распределения вероятностей при учете информации

Спрос	200	300	400	500	600	700
Вероятности при повышенном спросе	0,1	0,2	0,2	0,25	0,15	0,1
Вероятности при пониженном спросе	0,2	0,3	0,3	0,15	0,05	0

В свою очередь, если спрос в следующем месяце ожидается ниже, чем в текущем, можно оценить изменение распределения вероятностей, уменьшив вероятности высокого спроса и увеличив, соответственно, вероятности низкого. Для вновь полученных распределений вероятностей спроса нужно повторить расчеты максимального значения EMV. Результаты расчетов внесем в таблицы.

Таблица 6

Таблица расчета EMV альтернатив повышенного спроса

	Прибыль =	0,3	тыс.	Потери =	-0,1	тыс.
		Возможный спрос
		200	300	400	500	600	700	EMV
Варианты заказа	200	60	60	60	60	60	60	60
	300	50	90	90	90	90	90	86
	400	40	80	120	120	120	120	104
	500	30	70	110	150	150	150	114
	600	20	60	100	140	180	180	114
	700	10	50	90	130	170	210	108
Угадали спрос	60	90	120	150	180	210	134
Вероятность спроса	0,1	0,2	0,2	0,25	0,15	0,1

Таблица 7

Таблица расчета EMV альтернатив пониженного спроса

	Прибыль =	0,3	тыс.	Потери =	-0,1	тыс.
		Возможный спрос
		200	300	400	500	600	700	EMV
Варианты заказа	200	60	60	60	60	60	60	60
	300	50	90	90	90	90	90	82
	400	40	80	120	120	120	120	92
	500	30	70	110	150	150	150	90
	600	20	60	100	140	180	180	82
	700	10	50	90	130	170	210	72
Угадали спрос	60	90	120	150	180	210	107
Вероятность спроса	0,2	0,3	0,3	0,15	0,05	0

Как можно видеть, при повышенном спросе значение EMVmax = 114тыс. соответствует выбору либо 500, либо 600 датчиков. При пониженном спросе максимальное значение EMVmax = 92 тыс. соответствует выбору 400 датчиков. Однако результат заказа 500 датчиков всего на 2 тыс. хуже.

Это означает, что если мы будем все время заказывать 500 датчиков и не станем реагировать на сигналы о возможном повышенном или пониженном спросе, то фактически ничего не потеряем.

Выбор 500 датчиков оптимален и остается таковым даже при значительных вариациях вероятностей сценариев будущего, отражающих возможные вариации спроса.

Данное исследование является ответом и на вопрос о том, изменяется ли оптимальное решение, если учесть, что все вероятности известны нам с точностью не лучше 5 процентных пунктов. Мы взяли два крайних случая того, как может выглядеть истинное распределение вероятностей спроса и, выбранное первоначально решение - заказать 500 датчиков, практически не изменилось.

Наряду с распределением вероятностей спроса большое влияние на выработку решения имеет относительная величина возможных потерь, которая определяется как соотношение величин прибыли от использования датчика в конечном изделии и потери от его хранения в течение лишнего месяца. В первоначальной постановке задачи ожидаемые потери в три раза меньше, чем прибыль. В связи с этим оптимальный размер заказа получается выше, чем среднее значение ежемесячного спроса.

Произведем расчет среднего спроса аналогично расчету ожидаемой монетарной ценности, только теперь значения спроса мы умножаем на соответствующие вероятности.

Сср = 200*0,15+300*0,25+400*0,25+500*0,2+600*0,1+700*0,05 = 400 (датч.)

Таким образом, мы получили оптимальный размер заказа в 500 датчиков при среднем спросе 400 датчиков. Это связано с тем, что прибыль от своевременного использования датчика выше, чем потери от его хранение в течение лишнего месяца.

В задаче спрашивается, как изменится решение, если потери достигают 0,3 тыс. При этом размер прибыли в расчете на один датчик равен потерям. Если вспомнить идеологию однопериодной модели заказа, связь которой с данной задачей очевидна, то можно предположить, что в этих условиях выгоднее всего окажется заказ, равный среднему. Проверим это, изменив в исходной таблице величину потерь на - 0,3 тысячи, получим:

Таблица 8

Таблица расчета стоимости совершенной информации 2

	Прибыль =	0,3	тыс.	Потери =	-0,3	тыс.
		Возможный спрос
		200	300	400	500	600	700	EMV
Варианты заказа	200	60	60	60	60	60	60	60
	300	30	90	90	90	90	90	81
	400	0	60	120	120	120	120	87
	500	-30	30	90	150	150	150	78
	600	-60	0	60	120	180	180	57
	700	-90	-30	30	90	150	210	30
Угадали спрос	60	90	120	150	180	210	120
Вероятность спроса	0,15	0,25	0,25	0,2	0,1	0,05	400
				EMVPI=	120		EVPI=	33

Из таблицы можно определить, что оптимальный заказ, соответствующий максимальному значению EMV=87 тыс., действительно равен 400 датчикам. Также можно сделать вывод, что ошибка в величине заказа в меньшую сторону обойдется дешевле, чем в сторону завышения, так как ЕМV300 = 81 тыс., a EMV500 = 78 тыс.

В целом условия бизнеса ухудшились. Возможные потери в случае завышения оценки спроса увеличились, поэтому ожидаемая прибыль при оптимальном размере заказа и стала меньше. Так же возросла цена совершенной информации (EVPI=33 тыс.). Это соответствует общему принципу: чем выше риск и вероятные потери, тем дороже информация.



Заключение

Целью гидроразрыва пласта является интенсификация текущей нефтедобычи при разработке низкопроницаемых залежей и повышения в конечном итоге коэффициента нефтеотдачи по месторождению.

Разработка нерентабельных и низкорентабельных залежей -- основная задача гидроразрыва пласта.

Технологические схемы ГРП различаются в зависимости от коллекторских свойств обрабатываемых объектов. Их эффективность определяется условиями, связанными с фильтрационными характеристиками пластов, то есть коэффициентами проницаемости близлежащих и удаленных зон объекта. При этом подход к проектированию обработок ГРП будет различным в низко? и высокопроницаемых пластах, и в этой связи грамотный выбор скважин имеет существенное значение.

Расчеты по прогнозированию результатов ГРП и направлений развития трещин в пространстве, а также их геометрических размеров позволяют определить ориентировочные объемы расклинивающих агентов (проппанта) и рабочих жидкостей. Наряду с этим оценивается распределение проводимости по телу трещины и ожидаемый дебит скважины после ГРП.

В результате анализа эффективности геолого?технических мероприятий, определён набор технологий, применение которых позволит интенсифицировать отбор нефти и повысить КИН.

Для месторождения, наряду с гидравлическим разрывом пласта, предусмотрены следующие виды геолого?технических мероприятий: вторичное вскрытие на депрессии; изучение пластов с низкими фильтрационно?емкостными свойствами; выравнивание профилей притока и приемистости в добывающих и нагнетательных скважинах; бурение боковых или горизонтальных стволов; изоляция промытых интервалов из разреза и предотвращение преждевременного обводнения скважин.

Использование технологии ГРП на месторождении позволило повысить эффективность геолого?технических мероприятий и обеспечить значительный прирост добычи нефти. В результате проведения ГРП увеличивается дебит скважины, а экономический эффект обеспечивается за счет добычи дополнительного объема нефти. Срок окупаемости ГРП составляет в среднем всего 0,3?0,5 года.

АО «НефтехиммашУрал» (далее предприятие) разрабатывает, производит, поставляет и обслуживает нефтегазовое оборудование, в том числе печи прямого нагрева и подогреватели нефти с промежуточным теплоносителем (на газовом и жидком топливе) типа ПТБ-10х64 (Э/Ж). в работе произведен расчет количества датчиков и вероятность спроса на них.

Величина средней прибыли с ростом заказа меняется немонотонно: сначала растет от 60 тыс. до 102 тыс., а затем уменьшается до 90 тыс. Максимальная величина составляет 102 тыс. при заказе 500 датчиков (EMVmax = 102 тыс.).

Если спрос в следующем месяце ожидается ниже, чем в текущем, можно оценить изменение распределения вероятностей, уменьшив вероятности высокого спроса и увеличив, соответственно, вероятности низкого.

При повышенном спросе значение EMVmax = 114тыс. соответствует выбору либо 500, либо 600 датчиков. При пониженном спросе максимальное значение EMVmax = 92 тыс. соответствует выбору 400 датчиков. Однако результат заказа 500 датчиков всего на 2 тыс. хуже.

Это означает, что если мы будем все время заказывать 500 датчиков и не станем реагировать на сигналы о возможном повышенном или пониженном спросе, то фактически ничего не потеряем.

Выбор 500 датчиков оптимален и остается таковым даже при значительных вариациях вероятностей сценариев будущего, отражающих возможные вариации спроса.



Список использованных источников

1. SurgiFracSM Service - Fracture Stimulation Technique for Horizontal Completions in Low- to Medium-Permeability Reservoirs. Halliburton, 2005. H03392 5/05. http://www.halliburton.com/public/pe/contents/data_sheets/web/h/h03392.pdf

2. Бровчук А.В., Дияшев И.Р., Липлянин А.В., Грант Д., Усольцев Д., Бутула K.K. ГРП в горизонтальных скважинах с открытым стволом на месторождениях Западной Сибири // SPE article 102417-RU. 2006 SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition held in Moscow, Russia, 3 - 6 October 2006.

3. Булатов А. И., Качмар Ю. Д., Макаренко П. П., Яремийчук Р. С. «Освоение скважин»: Справочное пособие / Под ред. Р. С. Яремийчука. М.: ООО «Недра?Бизнесцентр», 1999. 473 с.: ил.

4. Виноградова И.А. Результаты применения технологии ГРП по снижению риска неконтролируемых водопроявлений на месторождениях Западной Сибири // Нефть. Газ. Новации. 2009 - № 5-6. С. 29-34.

5. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Багаутдинов А.К., Барков С.Л., Белевич Г.К. и др.//М.:ВНИИОЭНГ, 1996 - Т.2. 352 с.

6. Гладилович В.Г. Преимущества вторичного вскрытия продуктивного нефтяного пласта методом сверления с помощью электробура для зарезки бокового канала // Бурение и нефть. 2011 - № 10 - С. 46-48.

7. Ибрагимов Л. Х., Мищенко И. Т., Челоянц Д. К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. 415c.

8. Изюмова А. М. Гидравлический разрыв пласта на промыслах Грозного [Текст]. Грозный: Чеч.?Инг. кн. изд?во, 1959. 70 с.

9. Испытаниетехнологии глубокопроникающей месторождениях ОАО “НК “Роснефть” / Хайдар А.М., Горин А.Н., Латыпов И.Д. и др. // Нефтяное хозяйство. 2011 - № 6 - С. 52-56.

10. Кибирева А.С., Цыганова Э.Ф., Виноградова И.А. Опыт применения гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скажинах на месторождениях ООО «Лукойл - Западная Сибирь» // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: Тр. Междунар. академ. конф., Тюмень, 2009. С. 465 - 472.

11. Кочетков Л.М., Журба В.Н., Малышев Г.А., Желудков А.В. Применение «струйного» ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» // Бурение и нефть, № 7, 2008. С. 110 - 112.

12. Латыпов A.P., Хайдар A.M., Вафин И.И., Кузнецов А.В. Испытание технологий гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз» // Нефтяное хозяйство, № 5, 2009. С. 58 - 61.

13. Мешков В.М., Шубенок Д.С. Оценка эффективности гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах на основе термогидродинамических исследований // "Нефтяное хозяйство", № 7, 2008. С. 110 - 112.

14. Мищенко И. Т. «Скважинная добыча нефти»: Учебное пособие для вузов. М: Изд?во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003. 816 с.

15. Муравьёв В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Москва: Недра, 1973.

16. Применение “струйного” ГРП на месторождениях ОАО “Сургутнефтегаз”/ Кочетков Л.М., Журба В.Н., Малышев Г.А. и др. // Бурение и нефть. 2009 - № 1 - С. 27-29.

17. Расчеты в технологии и технике добычи нефти [Текст]: [Учеб. пособие для нефт. вузов и фак.] / К. Г. Оркин, А. М. Юрчук. Москва: Недра, 1967. 380 с.

18. Ушаков А.С., Самойлов А.С. Анализ результатов ГРП в горизонтальных скважинах месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» // Проблемы геологии и освоения недр: Тр. Междунар. симпозиума им. академика Усова, Томск, 2010. С.337 - 341.

19. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях в нефтяной и газовой промышленности / Под ред. Шматова В. Ф. М.: Недра, 1999.

20. Юдин А., Бутула К., Новиков Ю. Технология J- FRAC - новый подход к контролю роста трещины ГРП // НТЖ. Технологии ТЭК. 2007. № 5. С. 48-54.

Размещено на Allbest.ru