Нефтяное хозяйство

Повышение эффективности МУН связано с использованием постоянно действующих геолого-технологических моделей разработки месторождений на стадии как подбора технологий воздействия, так и их внедрения. При этом на разных участках месторождения могут применяться различные технологии, обеспечивающие «адресное» воздействие на соответствующие зоны пласта. Увеличение объемов применения МУН связано с поиском новых и принципиально новых технологий нефтеизвлечения. Наиболее перспективным направлением представляется создание и применение комплексных технологий, обеспечивающих многофакторное воздействие на пласт и насыщающие его флюиды.

При благоприятных условиях применение МУН в РФ может существенно повлиять на развитие нефтяной промышленности, обеспечив дополнительный прирост извлекаемых запасов и добычи нефти как на разрабатываемых, так и на вновь вводимых месторождениях. Это возможно только в условиях концентрации научных усилий в данном направлении и существенной экономической заинтересованности НДП в испытании и использовании новых технологий [Боксерман А.А. Востребованность современных методов увеличения нефтеотдачи ~ обязательное условие преодоления падения нефтеотдачи в стране. // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №10. - с. 34-38.]

В последние годы в отечественной практике добычи нефти и газа активно используется зарезка боковых стволов (ЗБС). В Западной Сибири в настоящее время выполнено более 50000 операций практически на всех месторождениях. Интенсивное внедрение этого метода происходило при техническом, технологическом и методическом обеспечении со стороны зарубежных фирм при слабом учете особенностей строения и состояния разработки месторождений. Вначале ЗБС выполняли специализированные фирмы по заказам НДП без научного обоснования выбора скважин и анализа результатов, что исключало возможность совершенствования технологии проектирования и выполнения ЗБС, разработки методик выбора объектов (участков, скважин) для его проведения.

В ОАО «Газпромнефть» внедрение ЗБС было организовано собственными силами с максимальным привлечением передового отечественного и мирового опыта. На месторождениях выполнено более 10000 ЗБС с возрастающими темпами внедрения. В настоящее время имеющиеся технические возможности позволяют выполнять более 250 скважино-операций в год.

Анализ режимов работы скважин до и после ЗБС показал, что потенциальная дополнительная добыча нефти со временем возрастает, а доля низкоэффективных ЗБС уменьшается. Проведенные исследования выявили стимулирующее воздействие ЗБС в добывающей скважине на режимы работы соседних скважин, что противоречит результатам расчетов в рамках большинства существующих моделей; доля добычи из окружающих скважин составляет 30 -40% в величине дополнительной нефти по участку.

Допдобыча от проведения ЗБС в нагнетательных скважинах на 30% выше, чем в добывающих. Это обусловлено более сильным влиянием увеличения дебита нагнетательной скважины на режим дренирования участка при равных с добывающими скважинами кратностях прироста продуктивности. В результате ЗБС в нагнетательных скважинах реализуется интенсивное воздействие на удаленные застойные зоны с малоподвижными запасами, активизируется дренирование низкопродуктивных прослоев. В результате в нагнетательной скважине увеличивается скорость движения вытесняющего агента, что сопровождается уменьшением остаточной нефтенасыщенности в коллекторах промытой зоны и повышением коэффициента нефтеизвлечения. В настоящее время ЗБС является одним из основных методов интенсификации добычи нефти на месторождениях ОАО «Газпромнефть».

Динамика применения методов воздействия на пласт позволяет увидеть, что наибольшее количество операций занимают перфорационные методы, затем гидродинамические методы и гидроразрыв пласта. Результаты выполненных опытно-промысловых работ по очистке трещин, применению комплексных, повторных и изоляционных ЗБС показывают, что эффективность зарезки может повышаться за счет применения совершенных технологий, а также привлечение сервисных организаций [Горшенев B.C., Лам 3.3. Оценка эффективности и совершенствования методов обработки призабойной зоны скважин // Нефтяное хозяйство. 2003. №4. С. 59].

Универсальных методов увеличения нефтеотдачи пластов в настоящее время нет вследствие индивидуальных природных геолого-физических условий залежи нефти, каждый метод имеет свою область применения для конкретных геолого-промысловых условий, а объем их применения ограничен строением залежей, возможностями компании, фондом скважин и состоянием его эксплуатации. Все это должно быть учтено при планировании программы ГТМ в рамках конкретного предприятия. При этом предполагается изменение методологии оценки их эффективности, основы которой представлены в следующем параграфе дипломного проекта.

1.3 Методологические основы оценки эффективности программ ГТМ в условиях ограниченного ПТП НДП и риска

Как мы выяснили ранее, широкое применение технологий увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи обусловлено, с одной стороны, дефицитом средств для крупных инвестиций с целью поддержания снижающегося уровня добычи, а с другой, их малой капиталоемкостью при быстром достижении технологических результатов. Подобные технологии успешно используются не только на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, но и на новых малодебитных месторождениях.

Внедрение метода контроля за геолого-экономической эффективностью, применяемых и соответствующей схемы взаимодействия технологических и экономических служб НДП добычи нефти позволяет выявлять коммерчески неэффективные мероприятия на стадии планирования и подготовки работ и повышает эффективность использования средств, направляемых на применение данных технологий.

Если технология опробована и зарекомендована к применению, то решение об ее внедрении в текущем режиме может приниматься или в силу технологической необходимости, или значительной дополнительной добычи, или других частных факторов без оценки экономической эффективности мероприятия в целом. Экономический анализ результата обработок часто проводится лишь для набора статистики по применению конкретной технологии за длительный период. Происходит это потому, что расчет коммерческой эффективности часто требует специальных экономических знаний, временных затрат и наличия конфиденциальной информации о ценах реализации нефти, себестоимости продукции и др. Технологии и разработчики, применяющие технологию на конкретном производственном объекте, могут не обладать необходимыми знаниями, информацией и временем. С другой стороны экономические службы НД предприятий не имеют возможности заниматься расчетом эффективности каждого из множества мероприятий по обработке скважин, будь-то обработка призабойной зоны, воздействие на пласт или иное мероприятие, дающее дополнительную нефть. В результате, общая эффективность использования средств для применения вторичных технологий может значительно снижаться из-за проведения операций, приносящих убытки компании, не выявленные на стадии планирования работ.

В целом запасы нефтедобывающего предприятия можно охарактеризовать как трудноизвлекаемые, потому что они представлены в основном нефтегазовыми залежами, низкопроницаемыми и залежами нефти высокой и средней продуктивности, которые в значительной степени выработаны. Высокие дебиты большинства месторождений пройдены и остались в основном средне- и низкопродуктивные пласты. Помимо этого, очень большое количество залежей являются «водоплавающими», т.к. они подстилаются пластовой водой.

Сырьевая база - это фундамент, на котором стоят все добывающие предприятия. Поэтому развитию комплекса мероприятий по воспроизводству и наращиванию ресурсной базы нефтедобывающего предприятия должно уделяться особое внимание.

Нефтяные залежи в процессе разработки представляют собой сложные динамические системы, состояние которых определяется многими параметрами, трудно поддающимися учету и измерениям. При оценке эффективности процесса разработки в целом или отдельных управляющих воздействий на него часто в качестве критерия эффективности используется дополнительная добыча нефти. Однако любое локальное или временное увеличение добычи сопровождается повышением обводненности и снижением пластового давления. В результате, в долгосрочной перспективе интенсификация добычи может вызвать преждевременное обводнение и выбытие скважин из эксплуатации, что приводит к потере извлекаемых запасов и снижению конечного КИН.

В связи с этим существующие методики оценки эффективности разработки нефтяных месторождений в целом, а также отдельных методов увеличения нефтеотдачи и геолого-технических мероприятий, в частности, должны быть усовершенствованы с точки зрения оценки не только дополнительной добычи, но и продолжительности эффекта от ГТМ.

Планирование геолого-технических мероприятий(ГТМ) осуществляется на основе анализа имеющейся геолого-промысловой информации и состояния процесса разработки в целом с использованием данных ГИС-контроля и учетом намеченных недропользователем плановых ГТМ. Методика планирования ГТМ используемая на предприятии предназначена для служб нефтегазодобывающих управлений, осуществляющих планирование и оценку эффективности ГТМ и служб аппарата управления нефтедобывающего предприятия, осуществляющих контроль за планированием и оценку эффективности ГТМ.

Методика предназначена для определения единого порядка планирования ГТм, направленных на получение дополнительной нефти на месторождениях предприятия, применяется при планировании годового задания по добыче нефти. В целом, к геолого-техническим мероприятиям для выполнения задания по дополнительной добыче нефти относятся:

1. Ввод новых нефтяных скважин;

2. Перевод нефтяных скважин на механизированный способ эксплуатации;

3. Оптимизация режима работы нефтяных скважин;

4. ПНП без КРС (повышение нефтеотдачи пластов без КРС);

5. КРС по ПНП (капремонты скважин по повышению нефтеотдачи

Для выделения объемов новых скважин, вводимых в эксплуатацию из бурения (освоения) отчетного года и корректной оценки эффективности проведения буровых работ на месторождениях нефтедобывающего предприятия (НДП) проводят разделение мероприятия «ввод новых нефтяных скважин» именно на эти 2 группы.

Планируемые показатели эффективности ГТМ - количество скважин, объем добычи нефти, средний дебит нефти (в форме учета геолого-технических мероприятий для выполнения задания о дополнительной добыче нефти отдельно по каждой группе). В каждой группе мероприятий по вводу новых нефтяных скважин дополнительно выделяются скважины с КРС.

Единицей измерения мероприятия «ввод новых нефтяных скважин» считаются скважины.

2. Мероприятия «Перевод нефтяных скважин на механизированный способ эксплуатации» и «Оптимизация режима работы нефтяных скважин» - включают скважины, эксплуатирующийся фонтанным способом, которые после проведения текущего (капитального) ремонта планируются переводом на механизированный способ эксплуатации. В мероприятия «Оптимизация режима работы нефтяных скважин» включают скважины, по которым в течение планируемого года предусматривается получить, без проведения дополнительных ГТМ с пластом скважин, увеличение дебита жидкости, нефти заменой спущенного ранее подземного оборудования на оборудование с большей производительностью. Планирование показателя «Средний прирост дебита нефти, т/сут» для мероприятий «Перевод нефтяных скважин на механизированный способ эксплуатации» и «Оптимизация режима работы нефтяных скважин» проводится, в том числе с учетом данных о фактически достигнутых показателях приростов дебитов нефти по скважинам, на которых при схожих геологических условиях с планируемыми проводились аналогичные мероприятия за отчетный, предшествующий планируемому год.

3. Мероприятие «ПНП без КРС» - работы по химизации технологических процессов (методы увеличения нефтеотдачи пластов, обработки призабойной зоны для повышения нефтеотдачи пластов), невходящие в состав капитальных ремонтов скважин. Мероприятия выполняются силами управления «Газпромнефтепромхим» на нагнетательном фонде скважин. Единицей измерения мероприятия «ПНП без КРС» считаются скважино-операции. Планирование показателя «средний прирост дебита нефти, т/сут.» производится в расчете на скважину.

4. Мероприятие «КРС по ПНП» - кнему относятся капитальные ремонты скважин, направленные на получение дополнительной (восстановительной) добычи нефти, проводимые на нагнетательном и добывающем фонде скважин, а именно:

ремонты КРС;

операции по гидроразрыву пластов;

прочие виды капитальных ремонтов скважин (стандартные виды КРС и КРС с использование установки «Непрерывная труба»).

Для корректного планирования и учета объема капитальных ремонтов скважин по повышению нефтеотдачи пластов (КРС по ПНП) и дополнительной добычи нефти по видам мероприятий необходимо соблюдение следующий условий:

капитальные ремонты (КРС, ГРП, реликвидация скважины и т.д.), планируемые для ввода новых нефтяных скважин в эксплуатацию в мероприятии «КРС по повышению нефтеотдачи» не учитываются;

опытно-промышленные и экспериментальные работы относятся к мероприятию «КРС по повышению нефтеотдачи пластов» только в том случае, если по результатам их проведение ремонта по КРС с освоением ГРП (БС с освоением ГРП), то данное мероприятие подразделяется на два самостоятельных вида - КРС и ГРП. Планирование количества скважин, объема дополнительной добычи и среднего суточного прироста дебита нефти проводится отдельно по каждому виду (отдельно по КРС, отдельно по ГРП);

мероприятие «КРС прочие» делится на два вида - «стандартныевиды КРС» и капитальные ремонты с установкой «НТ». Планированиеколичества скважин, объема дополнительной добычи и среднего суточного прироста дебита нефти проводится отдельно по каждому виду (отдельно по стандартным видам КРС, отдельно по КРС с «НТ»);

единицей измерения мероприятий считаются скважины, а не ремонты или скважино-операции (например, при проведении 3 этапов ГРП на одной скважине количество мероприятий будет равно 1);

планирование показателя «Средний прирост дебита нефти, т/сут» производится отдельно по каждому виду капитальных ремонтов с учетом фактически достигнутых приростов дебита нефти по скважинам со схожими геологическими характеристиками, аналогичные виды капитальных ремонтов на которых проводились в течение двух лет, предшествующих планируемому периоду;

планируемые показатели - количество скважин, объем дополнительной добычи нефти, средний прирост дебита нефти - в формах учета геолого-технических мероприятий для выполнения задания по дополнительной добычи нефти отображаются отдельно по каждому виду мероприятия.

Планирование и фактическая оценка геолого-технических мероприятий производится посредством информационной системы «Альфа-Эффективность ГПР. Версия 2».При планировании ГТМ осуществляется:

- определение экономической целесообразности проведения ГТМ на фонде скважин;

- определение порога добычи нефти, необходимого для окупаемости затрат и предельных сроков окупаемости для целесообразности проведения ГТМ;

- разработка механизма контроля за планированием, проведением и эффективностью ГТМ.

Рассмотрим теперь условия оценки эффективности комплекса работ. Комплексом ГТМ считается проведение на скважине нескольких ремонтов в интервале от остановки до запуска. При оценке его эффективности:

осуществляется деление на основной ГТМ - приоритетный ремонт, и вспомогательный ремонт - вид КРС или ПРС, приоритет которого ниже основного ремонта;

учитываются затраты на весь комплекс работ;

- по суммарным затратам оценивается эффективность высшего по приоритету (табл. 1.13.), геолого-технического мероприятия.

Таблица 1.13. Распределение ГТМ по приоритету

Вид ремонта	Приоритет
КР6 «НТ»	1
КР6	2
ГРП	3
Стандартный КРС	4
Текущий ремонт	5



Виды ремонтов, в шифре которых содержится «НТ» являются вспомогательными по отношению к остальным КРС (за исключением КР6 «НТ»).Виды ремонтов с шифром «ОКР» всегда являются вспомогательными. При проведении нескольких КРС одного приоритета, основным ремонтом является последний по дате проведения.

Определение значения дебита нефти при планировании ГТМ до подземного ремонта скважин:

- при отказе подземного оборудования перед ремонтом дебит нефти принимается равным нулю.

- при проведении оптимизации дебит нефти равен последнему режимному дебиту перед остановкой скважины.

До капитального ремонта скважин, дебит нефти принимается как последний дебит скважины перед остановкой (последний замер с признаком «геолог» ПС «Движение фонда»), за исключением следующих случаев, когда дебит нефти до ремонта принимается равным нулю:

при простое скважины до ремонта свыше 3 месяцев;

при отказе подземного оборудования перед ремонтом дебит нефти принимается равным нулю.

- при проведении ремонтов по устранению негерметичности эксплуатационных колонн (КР2), ликвидации аварий (КРЗ), переходу на другие объекты (КР4), внедрению (извлечению) пакеров (КР5), восстановлению циркуляции (КР13.1.1, КР13.1.2);

- при проведении ГТМ (кроме КР6) на скважинах эксплуатирующихся фонтанным способом (способ эксплуатации до и после ремонта - фонтан). Оценка экономической эффективности в данном случае производится после перевода скважины на механизированную добычу нефти. Все мероприятия, проводимые на скважине до перевода на механизированную добычу объединяются в один ремонт (с суммированием затрат).

Дебит нефти после ремонта - значение, планируемое при проведении мероприятия. Величина планируемого дебита нефти должна соответствовать режимному дебиту, который устанавливается геологической службой нефтегазодобывающего управления в месяце запуска скважины после ГТМ.

Эффективности фактически выполненных ГТМ рассчитывается как экономическая эффективность на фактический период продолжительности эффекта. Фактическая экономическая эффективность и срок окупаемости рассчитываются после даты запуска скважины из ремонта и ежемесячно на период действия эффекта в соответствии с изменением дебита нефти по скважине, времени работы скважины, цены реализации нефти и условно-переменной части себестоимости добычи нефти по месторождению. Алгоритм расчета фактической экономической эффективности (в разрезе скважин) на рисунке 1.17.

Оценка фактических результатов эффективности ГТМ проводится ежемесячно, с18 по 20 число месяца, следующего за отчетным, в разрезе месторождений по видам ремонтов. Оцениваются все виды ремонтов, по которым получен прирост добычи нефти, за исключением ремонтов, выполняемых по программе опытно-промышленных работ (в том числе с целью доразведки или оценки добывных возможностей).

По фактическому полученному приросту дебита нефти за отчетный период и фактически понесенным затратам (учитываются все затраты на комплекс работ от остановки до запуска скважины) на проведение ремонтов рассчитывается ключевые показатели эффективности ГТМ:

затраты на 1 тонну дополнительно добытой нефти в разрезе видов ГТМ и месторождений

срок окупаемости затрат в разрезе видов ГТМ и месторождений,

успешность работ (формула ниже),

* срок окупаемости затрат в разрезе видов ГТМ и месторождений.

Успешность работ определяется отношением количества рентабельных ремонтов к общему объему ремонтов (в разрезе видов работ):

Кусп = (Ррент / Робщ) * 100%, (1.1.)

где Р рент - количество рентабельных ремонтов, Робщ - общее количество ремонтов (по видам работ).

Успешность оценивается по следующим видам работ:

КР6, КР6 «НТ» (на эксплуатационном фонде, без учета ремонтов на стадии строительства новых скважин);

ГРП (на эксплуатационном фонде, без учета ремонтов на стадии строительства новых скважин);

Стандартные виды работ:

ремонтно-изоляционные работы (КР1) за исключением ремонтов, направленных на исправление негерметичности цементного кольца (КР1-3.0, КР1-3.1);

устранение аварий (КРЗ);

увеличение производительности (КР7).

Успешность вышеперечисленных работ в разрезе скважин оценивается по данным программного средства «Монитор рентабельности ремонтов». А вот успешность ремонтов, выполняемых по программе опытно-промышленных работ (в том числе с целью доразведки или оценки добывных возможностей), не оценивается.

Далее рассмотрим порядок выделения нерентабельных капитальных ремонтов скважин. Ежемесячно, с 18 по 20 число месяца, следующего за отчетным, ответственными специалистами НГДУ из программного средства «Монитор рентабельности ремонтов» формируется отчет «Оценка рентабельности капитальных ремонтов на добывающем фонде скважин».

Из сформированного списка выделяются скважины, не достигшиепорога добычи нефти, необходимого для окупаемости затрат (объем фактически накопленнойдобычи нефти меньше порогаокупаемости) и по ним рассчитывается прогнозный срок окупаемости затрат (формула 1.2.):

Т_прогн = Т_раб + (V / q_тек), (1.2.),

где Т_раб - время работы скважины после ГТМ, сут., V-разница между пороговым объемом добычи нефти, необходимым для окупаемости затрат и фактически накопленным объемом добычи нефти, т, q тек - текущий дебит нефти, т/сут.

Ремонты, проведенные на скважинах, прогнозный срок окупаемости затрат по которым превышает предельный срок окупаемости (1560 суток для КР6, 460 суток - для остальных ГТМ) относятся к категории нерентабельных.

Дополнительным условием при оценке рентабельности ремонтов является то, что если на скважине, в течение 12 месяцев от даты запуска после ремонта, было проведено дополнительное мероприятие (за исключением текущих ремонтов скважин), а первый ремонт еще не окупился, то прогнозный срок окупаемости по первому ремонту рассчитывается с учетом затрат на проведение дополнительного мероприятия. Предельный срок окупаемости в данном случае соответствует ремонту с высшим приоритетом.

В целом, требования к методу оценки экономической эффективности ГТМ можно сформулировать следующим образом:

- простота использования: не требуются специальные экономические

знания и большие временные затраты для получения оценки;

- сохранение конфиденциальности коммерческой информации.

Ниже приводится перечень статей сметы затрат на ГТМ:

а) вспомогательные материалы (на основании удельных текущих затрат и объема добываемой жидкости);

б) топливо (на основании удельных текущих затрат и объемадобываемой жидкости);

в) энергия (исходя из удельных текущих затрат и объемов добычинефти, жидкости, механизированной добычи жидкости, закачки воды);

г) заработная плата (на основании среднегодовой заработной платы и численности промышленно-производственного персонала);

д) амортизация (исходя из балансовой стоимости, учитывающей созданные на месторождении фонды и вновь вводимые, и действующих в нефтяной отрасли норм амортизации);

е) капитальный ремонт (на основании удельных текущих затрат и среднедействующего фонда добывающих и нагнетательных скважин);

ж) методы увеличения нефтеотдачи (исходя из стоимости и количества проводимых скважино-операций);

з) зарезка боковых стволов (на основании стоимости бурения боковыхстволов и их количества);

и) затраты на перевод скважин с других пластов;

к) прочие эксплуатационные расходы (на основании удельных текущих затрат, среднедействующего фонда добывающих и нагнетательных скважин и объема добываемой нефти);

л) налоги и платежи (налог на добычу полезных ископаемых, единый социальный налог, страховые взносы на обязательное страхование от несчастных случаев на производстве, прочие налоги).

В таблице 1.14. представлены нормативы удельных эксплуатационных затрат. При расчете эффекта от проведения методов увеличения нефтеотдачи учитывается, что экономический эффект считают на базе геологического (технологического) эффекта.

Технологический эффект - это улучшение каких-либо технологических или технических показателей, происходящее в результате проведения ГТМ.

Таблица 1.14. Нормативы удельных эксплуатационных затрат

Показатель	Значения
1. Вспомогательные материалы, руб./т жидкости	4,84
2. Топливо, руб./т жидкости	2,00
3. Электроэнергия
- на добычу жидкости, руб./т	5,30
- на закачку воды, руб./м	4,63
- на подготовку и перекачку нефти, руб./т	0,51
- на транспортировку и прочие нужды, руб./т	3,10
4. Заработная плата, тыс. руб./чел. в месяц	34,10
5. Прочие эксплуатационные расходы
- условно-постоянные, тыс. руб./скв. (доб.+нагт.)	274,4
-условно-переменные, руб./т нефти	167,3
б. Методы повышения нефтеотдачи пластов, тыс. руб./опер.:
- ОПЗ химическими методами	29,5
-ОПЗ физическими методами	31,5
-перфорационные методами	70
-депрессионные методы	30,5
- изоляционные методы	100
-ГРП	9,3
- выравнивание профиля приемистости	350
- выравнивание фронта вытеснения	2200
- гидродинамические методы	150

По приведенным данным по эффективности геолого-технических мероприятий, используя комплексную оценку по факторам, проранжируем мероприятия в соответствии со степенью их привлекательности. Определим какие методы повышения нефтеотдачи следует проводить в плановом году.

Основной прирост нефти, как показывает практика их применения ВИНК, получают за счет проведения ГРП - 8307 т. тн., и в результате комплексной оценки ГРП имеет наибольшее число баллов. Чтоговорит, о том, что ГРП является доминирующим, одним из высокоэффективных по интенсификации добычи нефти и увеличению КИН из слабопроницаемых коллекторов с низкой продуктивностью. Прирост добычи нефти за счет КРС в 2012 году составил 2525 т.тн. При этом наибольший прирост дебита нефти (13,8 т/сут.).Ввод в эксплуатацию новых скважин занимают третье место по эффективности среди ГТМ. За счет этого метода с начала года дополнительно добыто 632 т.тн. Перфорационными работами - за 2012 год дополнительная добыча нефти составила 3397 т.тн.

От закачки БГС и ПГС (большеобъемных гелевых составы и полимерно-гелевая система) получена дополнительная добыча 1101 т.тн, прирост суточной добычи - 9,9 т/сут, продолжительность эффекта 7,3 суток. По степени привлекательности находится в середине рейтинга.

Технологии выравнивание профиля приемистости и циклическое воздействие по рейтингу находятся на седьмом и восьмом месте соответственно, дополнительная добыча составила 1129 т.тн и 1106 т.тн.

На завершающих стадиях разработки важное значение имеет ограничение притоков пластовой и закачиваемой воды. Для этой цели применяются различные виды ремонтно-изоляционных работ, в результате которых не только уменьшается обводненность продукции, но и повышается охват пласта процессом выработки запасов.

Итак, в результате комплексной оценки определились наиболее эффективными ГТМ: гидравлический разрыв пласта; зарезка боковых стволов; ввод новых скважин; - КРС; закачка БГС и ГТГС; перфорационные работы. Данные мероприятия являются наиболее сформировавшимися и развивающимися среди традиционных методов повышения нефтеотдачи пластов. Таким образом, применение новых технологий позволяет нефтяному предприятию увеличивать добычу нефти, что позволяет экономить на постоянных издержках, а так же получить прибыль от продажи дополнительной добычи нефти.

Наличие большего количества показателей эффективности, как технологической так и экономической ставит большинство менеджеров предприятий перед выбором. В то же время, методология оценки экономической эффективности применения программ по увеличению добычи нефти на каждом предприятии отличается друг от друга по составу критериев и их значений.

В целом, мы выяснили, установление рациональных пропорций между воспроизводством и извлечением запасов УВС является одним из условий эффективного управления производственно-ресурсным потенциалом нефтедобывающего предприятия. Расширенное экстенсивное воспроизводство обеспечивается приростом разведанных запасов, а наиболее полное их извлечение возможно в результате интенсификации добычи нефти, в том числе за счет реализации спектра ГТМ. Таким образом, программа ГТМ является элементом стратегии по управлению производственно-ресурсным потенциалом и формируется в рамках стратегического планирования (рис. 1.17.).

В результате обобщения опыта экономической оценки принимаемых управленческих решений при формировании программы ГТМ нефтедобывающим предприятием, сделан вывод о том, что основная задача программ мероприятий по интенсификации добычи нефти - увеличение текущих финансовых и производственных показателей деятельности предприятия. Такой подход приводит к необоснованному росту доли ТИЗ и ранней «гибели» месторождения. Однако, формирование программ ГТМ должно базироваться на стратегических целях нефтедобывающего предприятия с учетом необходимости соблюдения принципов рациональности, основным среди которых является поддержание добычи углеводородов на таком уровне, чтобы обеспечить определенный проектом КИН. На основе стратегических приоритетов обосновываются тактические задачи в сфере производства, касающиеся планового годового объема добычи нефти, который складывается из добычи на действующем фонде и возможного прироста за счет геолого-технических мероприятий.



2. Оценка эффективности геолого-технических мероприятий в ОАО «Газпром нефть»

2.1 Организационно-экономическая характеристика ОАО «Газпром нефть»

«Газпром нефть» - одна из самых быстрорастущих нефтяных компаний России. ОАО «Газпром нефть» сегодня - это важный игрок на энергетическом рынке, является производителем и поставщиком широкого спектра товаров для множества отраслей как в России, так и за рубежом.

ОАО «Газпром нефть» и ее дочерние общества представляют собой вертикально интегрированную нефтяную компанию (ВИНК), основными видами деятельности которой являются разведка, разработка, добыча и реализация нефти и газа, а также производство и сбыт нефтепродуктов.

Доказанные запасы углеводородов по классификации SPE (PRMS) Компании превышают 1,2 млрд. т. н.э., что ставит «Газпром нефть» в один ряд с 20 крупнейшими нефтяными компаниями мира. Компания осуществляет свою деятельность в крупнейших нефтегазоносных регионах России: Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах, Томской, Омской, Оренбургской областях. Основные перерабатывающие мощности находятся в Омской, Московской и Ярославской областях, а также в Сербии. Кроме того, ОАО «Газпром нефть» реализует проекты в области добычи за пределами России.

Отчетный год можно по праву назвать прорывным для оАо «Газпром нефть». по всем основным направлениям деятельности оАо «Газпром нефть» в 2012 г. был отмечен уверенный рост производственных показателей. Компании удалось достигнуть ряда целевых ориентиров, указанных в Стратегии развития до 2020 г. уже в отчетном году. в части отражения роста основных производственных показателей Компании можно отметить увеличение ресурсной базы, интенсификацию добычи, увеличение объемов переработки и сбыта.

Основные финансовые показатели ОАО «Газпром нефть» в 2012 г. (табл. 2.1) т выросли по отношению к предыдущему году - скорректированная EBITDA увеличилась на 8%, чистая прибыль - на 10%, что стало одновременно результатом интеграции новых приобретений, органического роста объемов добычи и переработки, улучшения структур производства и продаж нефтепродуктов, а также реализованных мероприятий по повышению эффективности производства и снижению издержек.

Таблица 2.1. Основные финансовые показатели деятельности ОАО «Газпром нефть»

Показатели	2012 г.	2011 г.	2010 г
Выручка от реализации, млн руб.	1 230 266	1 029 803	793 871
Скорректированная EBITDA, млн руб	323 106	300 077	220 812
Чистая прибыль, относящаяся к «Газпром нефти», млн руб.	176 296	160 362	95 692
Капитальные вложения, млн руб	158 102	130 788	100 247
Дивиденды выплаченные, млн руб.	35 195	29 911	22 109
Базовая и разводненная прибыль на одну обыкновенную акцию, руб	37	34	20
Скорректированная EBITDA на баррель добычи, руб./барр. н.э.	735,97	711,69	566,99

Анализ финансовых показателей конкурентов, проведенный Компанией по итогам отчетного года, продемонстрировал уверенную позицию ОАО «Газпром нефть» как одного из лидеров отрасли по эффективности. По итогам 2012 г. Компания заняла 2­е место по удельной операционной прибыли на 1 барр. н.э., а также 1­е место по удельному операционному потоку на 1 барр. н.э. и 2­е место по возврату на вложенный капитал.

Рост объема добычи составил 59,7, увеличение производства нефтепродуктов - 2,7, общий рост премиальных продаж -33%. В частности, ресурсная база у ОАО «Газпром нефть» по категории ABC1 увеличилась на 500 млн. т н.э., показав рост на 22,4% по отношению к 2011 г. Основной прирост запасов (460 млн. т н.э.) был обеспечен за счет приобретения новых активов (Балейкинское, Южно­Киняминское и Новопортовское месторождения). Кроме того, за счет успешного исполнения программы геолого­разведочных работ был обеспечен прирост запасов в объеме 52 млн. т н.э., а эксплуатационное бурение и пересчеты КИН дали еще 101 млн. т н.э. По классификации PRMS прирост доказанных запасов ОАО «Газпром нефть» в 2012 г. составил 70 млн. т н.э.

Интенсификация добычи, приобретение осенью 2011 г. активов в Оренбургской области, начало добычи на месторождениях «СеверЭнергии», а также реализация программы по повышению уровня утилизации ПНГ позволили Компании нарастить объемы добычи до 59,7 млн. т н.э., что на 4,2% превышает уровень 2011 г. Темпы роста добычи, достигнутые Компанией в 2012 г., значительно превысили среднеотраслевые.

В 2012 г. Компания продолжила наращивать объемы переработки. В отчетном году ОАО «Газпром нефть» удалось занять 3­е место в РФ по объемам переработки, при этом Омский НПЗ вышел на 1­е место среди всех отечественных НПЗ по данному показателю. По итогам 2012 г. Омский НПЗ также сохранил позиции одного из лидеров отечественной нефтеперерабатывающей отрасли по показателю глубины переработки (88,8%) и занял 1­е место в РФ по показателю выхода светлых нефтепродуктов (67,5%). Кроме того, одним из важных факторов роста объемов переработки, который в годовом выражении составил 7%, стало получение доступа к НПЗ Белоруссии.



Рисунок 2.1. Показатели ОАО «Газпром нефть» в разрезе сегментов

С учетом вышеперечисленных факторов, несмотря на плановый ремонст на МНПЗ и снижение переработки на НПЗ NIS (в результате сокращения потребностей рынка), объемы переработки ОАО «Газпром нефть» достигли 43, млн т (с учетом доли в совместных предприятиях), превысив целевые показатели Стратегии развития на 2020 г.

На протяжении 2012 г. сохранение высокой маржи переработки определяло основные направления сбытовой политики ОАО «Газпром нефть». Так, выросли продажи нефтепродуктов на внутреннем рынке, являющемся более доходным по сравнению с зарубежным. Компания продолжила интенсивное развитие бизнес­единиц, работающих в премиальных розничных продуктовых сегментах, таких как заправка «в крыло», бункеровка, производство и реализация масел и смазочных материалов. На территории России продуктовыми бизнес­единицами ОАО «Газпром нефть» в 2012 г. было реализовано на 22% больше авиатоплива, на 28% больше бункеровочного топлива, на 25% больше масел по сравнению с 2011 г. Объемы реализации нефтепродуктов через АЗС в отчетном году выросли на 33%. В 2012 г. Компания укрепила позицию крупнейшего поставщика светлых нефтепродуктов на российский рынок, нарастив рыночную долю до 21,6%. Общий рост премиальных продаж (включая продуктовые бизнес­единицы и NIS) в 2012 г. составил 15%.

Уровень воспроизводства запасов углеводородов «Газпром нефти» категорий «доказанные» и «вероятные» составил 438%. Существенные изменения запасов произошли за счет:

? приобретения Новопортовского, Балейкинского и Южно-Киняминского месторождений с суммарными запасами 455,8 млн. т н.э.,

? добычи, списания и продажи части активов,

? пересмотра запасов Группы (+128 млн. т н.э.).

Превышение плана добычи дочерними предприятиями Компании достигнуто за счет бурения горизонтальных скважин, а также эффективного применения методов по интенсификации добычи. Рост поставки товарного газа обусловлен реализацией проекта по добыче на Муравленковском месторождении, а также проектов по утилизации ПНГ, основным из которых является Ноябрьский интегрированный проект, первая фаза которого была реализована в октябре 2012 г.

В целом, 60 млн. тонн ТИЗ УВС вовлечено в разработку, 7 скважин в бурение - на 2013 г., 95% - целевой уровень утилизации ПНГ на 2013-2015 гг., 7859 - эксплуатационный фонд нефтяных скважин на конец 2012 г.

«Газпром нефть» - один из лидеров по темпу прироста объемов переработки нефти среди российских компаний. Сегодня заводы компании опережающими темпами переходят на выпуск продукции, отвечающей мировым стандартам качества, существенно улучшая его экологические характеристики. С 2009 г. в Компании реализуется масштабная программа модернизации НПЗ. Первые результаты программы модернизации НПЗ существенно увеличили доли моторных топлив экологических классов 4 и 5 в структуре продукции Компании. Дальнейшие усилия Компании направлены на увеличение новых мощностей глубокой переработки нефти и производства высокооктановых компонентов.

В целом достигнуты следующие показатели: 88,8% - глубина переработки нефти на Омском НПЗ, 4 млн тонн - объем производства бензинов классов 4 и 5, 65 млн. тонн - установленная мощность НПЗ Группы.

Помимо переработки нефти в России, компания имеет доступ к зарубежным перерабатывающим мощностям NIS A.D. NOVY SAD. До конца 2016 г. планируется реализация проекта строительства установки производства базовых масел. В Компании завершается разработка программы развития НПЗ NIS до 2022 г., по результатам которой будет определена конфигурация комплекса переработки нефтяных остатков на НПЗ в г. Панчево. Всего же в 2012 г. НПЗ NIS переработал 2,142 млн. т нефти.



В 2012 г. «Газпром нефть» укрепила свои позиции на розничном рынке нефтепродуктов, став крупнейшим поставщиком светлых нефтепродуктов на рынок РФ с долей 21,6%.Наличие собственного национального бренда с высокой узнаваемостью и степенью доверия к качеству продукции способствует достижению одной из стратегических целей Компании - стать лидером по продажам нефтепродуктов в России. Запущенная Компанией в 2010 г. программа лояльности «Нам по пути» стала эффективным инструментом повышения объемов продаж и доверия к бренду.

Развитие сегмента розничной реализации нефтепродуктов является одним из ключевых направлений деятельности компании, наличие собственного национального бренда с высокой узнаваемостью и степенью доверия к качеству продукции способствует достижению одной из стратегических целей компании - стать лидером по продажам нефтепродуктов в России.

В течение четырех лет (с 2009 по 2012 г.) построено 95, реконструировано 255, ребрендировано 552 АЗС. В 2012 г. активность Компании была направлена главным образом на продвижение бензина под маркой G-Drive. В дальнейшем Компания планирует сделать акцент на брендированном топливе, кафе и товарах под собственными торговыми марками.

Одним из факторов, позволяющих Компании постоянно входить в число лидеров отрасли по показателям эффективности, является умение создавать и эффективно использовать новейшие технические решения и технологии. Применение новых технологий на всех стадиях - от геологоразведки до нефтепереработки и реализации нефтепродуктов - вносит весомый вклад в рост объемов добычи и переработки и повышает эффективность.

«Газпром нефть» на постоянной основе ведет собственные разработки в сфере инноваций, взаимодействует с крупнейшими НИИ и осуществляет активное внедрение новых технологий. В период с 2013 по 2020 г. «Газпром нефть» планирует направить на инновационное развитие разведки и добычи более 15 млрд. руб., на финансирование НИОКР в нефтепереработки и нефтехимии в годовом объеме планируется направить до 450 млн. руб. к 2015 г.

В 2013 г. ОАО «Газпром нефть» планирует произвести актуализацию утвержденной в 2010 г. Стратегии. Планируемое обновление Стратегии обусловлено изменившимися внутренними и внешними факторами. За прошедший с момента утверждения текущего варианта Стратегии период времени Компании удалось достигнуть высоких производственных показателей, в портфеле активов произошли существенные изменения, были утверждены программы развития НПЗ, существенным изменениям подверглась рыночная конъюнктура, произошли изменения в налоговой системе.

Влияние всех этих факторов Компания планирует отразить в обновленной Стратегии, пересмотрев некоторые целевые ориентиры в сегменте добычи и сегменте переработки и сбыта. Однако общие направления развития ОАО «Газпром нефть» не претерпят существенных изменений. Временной горизонт обновленной Стратегии планируется расширить до 2025 г.

В числе основных задач, которые планирует решить ОАО «Газпром нефть» при актуализации Стратегии, присутствуют следующие:

В сегменте добычи - детализация стратегии развития ресурсной базы, определение приоритетности перспективных запасов и операционных показателей при построении долгосрочных планов. Помимо этого, Компания планирует повысить роль интенсификации проектов, связанных с тестированием прорывных технологий разработки нетрадиционных запасов.

В сегменте переработки и реализации - ОАО «Газпром нефть» планирует сделать основной акцент на технологическом развитии нефтеперерабатывающих предприятий за счет реализации программ качества и глубины переработки, а также программ операционных улучшений и экологии.

В сегменте добычи деятельность Компании осуществляется ее ДО-

Крупнейшими по запасам углеводородного сырья в ЯНАО являются Сугмутское, Суторминское, Вынгапуровское, Спорышевское, Вынгаяхинское и Муравленковское месторождения. В 2012 г. доля добычи на этих месторождениях составила 32,7% от объема собственной добычи нефти Компании (без учета добычи консолидируемых обществ). На этих месторождениях осуществляют деятельность нефтегазодобывающие предприятия: ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», его дочернее общество ООО «Заполярнефть», владеющее лицензиями на разработку Вынгапуровского, Ярайнерского и Новогоднего месторождений, а также ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».

В ХМАО - Югре наиболее перспективным месторождением ОАО «Газпром нефть» является Приобское месторождение, лицензией на разработку которого владеет дочернее общество Компании ООО «Сибнефть-Югра», а операторскую деятельность осуществляет ООО «Газпромнефть-Хантос».

Объем добычи ООО «Газпромнефть-Хантос» за 2012 г. составил 12 304 тыс. т, что на 12% превышает объем добычи за 2011 г. и на 3,8% - показатели Бизнес-плана 2012 гООО «Газпромнефть-Хантос» является лидером по темпам роста добычи. Активная разработка Приобского месторождения началась в 2004 г., уже в 2008 г. на нем добывалось более 23% общего объема добычи, а в 2011 г. объем добычи составил 35,6% от объема добычи нефти на собственных месторождениях Компании.

Приобское месторождение - это ключевой актив, играющий стратегическую роль в будущем развитии Компании. На предприятии было проведено 585 геолого-технических мероприятий (ГТМ), что позволило добыть дополнительно 2 091 тыс. т нефти. Высоких показателей по добыче предприятию удалось достичь благодаря перевыполнению плана по вводу новых скважин на 10% (в эксплуатацию введена 381 скважина) и эффективному формированию системы ППД. За 2012 г. предприятие компании добыло 17,864 млн. т нефти, что на 1,2% ниже показателя прошлого года, доля добычи нефти ОАО «Газпром нефть» составила 8,932 млн. т, газа - 0,421 млрд. м3.

С июня 2009 г. ОАО «Газпром нефть» имеет 50% долю участия в СП с RoyalDutchShell - компании SalymPetroleumDevelopment. В 2012 г. добыча по компании Salym Petroleum Development составила 7,622 млн. т, в том числе доля ОАО «Газпром нефть» - 3,811 млн. т., что ниже 2011 г. на 11%.

Значительного роста добычи удалось добиться зарубежному предприятию ОАО «Газпром нефть» - сербскому концерну NIS. За 2012 г. объем добычи нефти у NIS вырос на 7,9% до 1 223 тыс. т (1 133 тыс. т - в 2011 г.).

В 2012 г. «Газпром нефть» сохранила свои позиции в качестве одного из лидеров отрасли по уровню добычи нефти и газа среди российских нефтяных компаний. Консолидированная добыча Группы «Газпром нефть» за 2012 г. составила 50,78 млн. т нефти, что на 1,6% превышает объем добычи за 2011 г. и на 0,25% - показатели Бизнес-плана 2011 г.

Рост объемов добычи по ОАО «Газпром нефть» достигнут за счет приобретения в 2011-2012 гг. новых добычных активов (ЗАО «Газпром нефть Оренбург», ООО «Центр наукоемких технологий», ОАО «Южуралнефтегаз» и ООО «Живой исток») и высокой эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ) на месторождениях Западной Сибири.

Суммарный прирост добычи Компании за счет приобретения новых активов составил 1,6 млн. т н.э. Всего в 2012 г. по собственным дочерним обществам Компании было выполнено 2 611 ГТМ, из них 1 453 - с приростом добычи нефти и 1 149 - на поддержание базовой добычи. Это позволило добыть выше показателя Бизнес-плана 2012 г. на 252 тыс. т, дополнительная добыча нефти за счет проведенных мероприятий составила 4,693 млн. т.

Состояние ресурсной базы дочерних предприятий характеризуется ухудшением структуры оставшихся промышленных запасов вследствие вступления большинства высокопродуктивных месторождений в позднюю стадию разработки и ввода в разработку малоэффективных месторождений углеводородного сырья. Повышение эффективности разработки этих запасов возможно при использовании горизонтальных технологий.

Бурение в 2012 г. вышло на более сложные в геологическом отношении участки залежи с применением технологий горизонтального бурения и бурения многоствольных скважин. В отчетном году ввод новых эксплуатационных скважин «Газпром нефти» без учета зависимых обществ за 12 месяцев составил 690 скважин, из них 87 горизонтальных, при плане 61 скважина, то есть на 43% выше плановых показателей. В районах бурения с низкими фильтрационно-емкостными свойствами был проведен на 29 горизонтальных скважинах многостадийный ГРП, что позволило достичь максимального дебита 92 т/сут. Также в 2012 г. были пробурено 5 двуствольных скважин.

Увеличение количества вводимых скважин стало возможным из-за дополнительной программы эксплуатационного бурения: проходка достигла 2 516 тыс. м, что на 262 тыс. м больше запланированного, в том числе за счет увеличения объемов бурения горизонтальных скважин на 315,6 тыс. м, или в 3,1 раза. По состоянию на конец 2012 г. эксплуатационный фонд нефтяных скважин по Компании вырос на 582 скважины, достигнув 7 859 скважин.

Бурение новых скважин, внедрение новых технологий воздействия на продуктивные пласты, работы с бездействующим фондом скважин, совершенствование системы заводнения на месторождениях и реализация мер по поддержанию пластового давления на новых объектах позволят снизить темпы падения добычи и выйти на целевые уровни.

В 2014 г. планируется пробурить 625 новых скважин с дебитом 29,4 т/сут., в том числе 144 горизонтальные скважины с применением многостадийного ГРП на 75 скважинах, что на 65% выше фактического бурения ГС в 2012 г. Основное бурение будет проводиться на Приобском, Вынгапуровском, Вынгаяхинском, Сугмутском, Зимнем, Шингинском, Арчинском, Западно-Лугинецком, Умсейском и Романовском месторождениях.

В ближайшие годы темп роста добычи УВС сохранится на заданном уровне и составит 4-5%.Достижение этих показателей планируется за счет поэтапного ввода в эксплуатацию разведанных нефтяных месторождений.

В последнее время всё больше внимания стало уделяться вопросам экологичности и экономичности производства. В этой связи «Газпром нефть» уделяет особое внимание развитию продаж газомоторных видов топлива, в частности сжиженного углеводородного газа (СУГ) и компримированного природного газа (КПГ).

Рисунок 2.3. Целевая схема поставок СУГ с предприятий группы компаний «Газпром» для региональной розничной сети ОАО «Газпром нефть»

В России доля потребления СУГ и КПГ в структуре моторных топлив не превышает 4%. Наибольшее развитие в качестве моторного топлива получил сжиженный газ, на долю которого приходится 3,3% в структуре потребления всех топлив. Потребление КПГ составляет всего лишь 0,3%. В перспективе до 2020 г. прогнозируется, что доля СУГ в России будет расти примерно теми же темпами, что и доля жидкого моторного топлива, в то время как КПГ имеет перспективу увеличения доли потребления в топливном балансе с 0,3% до приблизительно 2,2%. В 2012 г. в составе многотопливных заправочных комплексов количество автомобильных газозаправочных станций (АГЗС) под брендом «Газпромнефть» было равно 121 единице. Объем продаж в 2012 г. составил более 93 тыс. т СУГ и около 8 тыс. т КПГ.

Таковы основные тенденции и показатели развития Общества в последние 3 года, достигнутые благодаря расширению инновационной деятельности на предприятии и проведению ГТМ, особое внимание которым мы посвятили в следующем параграфе нашего проекта.

2.2 Управление фондом скважин предприятия и мероприятия направленные на повышение эффективности их использования

Несмотря на сложные условия производства, созданная ОАО «Газпром нефть» инфраструктура позволяет Компании успешно осваивать новые месторождения. В течение 2012 г. продолжены работы, связанные с обустройством инфраструктуры, строительством нефтегазопроводов и ЛЭС, начато строительство аэропорта, который позволит снизить затраты и потери времени, улучшить материально-техническое снабжение Компании в регионе.

Рисунок 2.4. Коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин в компании в 2010-2012 гг.

На текущий момент компания обладает небольшим количеством бездействующих скважин и средним процентом бездействия нефтяного фонда среди вертикально-интегрированных компаний (ВИНК) нефтегазового сектора РФ (табл. 2.5.).Проблема бездействия фонда скважин досталась компании «в наследство». Первопричины роста бездействующего фонда уходят корнями во времена СССР, в 1984-1986 годы - период пиковой добычи, когда групповые замерные установки (ГЗУ) на кустовых площадках тряслись из-за проходящего через них мощнейшего потока практически безводной нефти. Рекордные уровни добычи заставляли уделять более пристальное внимание к дающему фонду. Отношение ко многим другим проблемам, с которыми сейчас сталкиваются нефтяники на промыслах, в том числе и увеличение количества бездействующих скважин, было не первостепенным.