Обоснование выбора рационального варианта разработки нефтяного (газового) месторождения с учетом всех факторов

3.2. Оценка количественного влияния финансовых рисков

В графиках добычи нефти заранее занижены объемы добычи, особенно в последние годы проекта, что соответственно уменьшило объем выручки от реализации. Это в свою очередь сокращает риск недостижения запланированных результатов.

Не менее  важным, с точки зрения целесообразности кредитования, является риск незапланированного роста эксплуатационных затрат. Данный риск частично исключен из рассмотрения принятием в качестве базового значения для роста величины эксплуатационных затрат по наиболее трудноизвлекаемым запасам.

Технологический риск в  существенной степени зависит от геологического, поскольку неопределенность в геологической модели месторождения порождает неопределенность в схеме его разработки,   системе и   объемах   обустройства,       проектных дебитах нефти или газа и т.п. Кроме того, прогноз надежности поставок сырья и объема добычи зависит и от правильного учета некоторых специфических видов технологического риска: частоты расчетных аварий и отказов на скважинах, оборудовании, в трубопроводах (в случае УВ) или эквивалентных технологических звеньях при добыче руды [2].

Экономический риск, в свою очередь, зависит как от геологического и технологического (неопределенность в оценке затрат на разведку, освоение, инфраструктуру), так и от относительной непредсказуемости цен реализации конечной продукции и налогового режима в длительной перспективе. От этих параметров в решающей степени зависит результат экономической оценки

Для коммерческой эффективности проекта существенней риск падения цен на реализуемую на внутреннем и внешнем рынке нефть, который в проводимых расчетах предполагается минимизировать с одной стороны занижением цен на нефть, реализуемую на экспорт, с другой стороны принятием условно постоянных цен на нефть на внутреннем рынке.

Допустимым  механизмом защиты от риска внезапного изменения цен на экспортную нефть представляется возможность использовать механизм заключения форвардных контрактов на поставку нефти [10].

Намного менее  контролируемым и управляемым риском является превышение стоимости работ по бурению и обустройству скважин или не соблюдение заложенных сроков ввода в действие скважин [11].

Таблица 5. Виды рисков

 

Вид риска	Показатели	Рез. риска	Вероятность	РИСК
1	2	3	4	5
Удаленность от транспортных узлов	Дополнительные  затраты на создание дорог, повышенные эксплуатационные расходы	0,2	40%	8
Удаленность от инженерных сетей	Дополнительные  капитальные вложения на подводку электроэнергии и строительство нефтепроводов	0,2	20%	4
Доступность подрядчиков на месте	Опасность завышения стоимости буровых работ из-за монопольного положения подрядчика	од	20%	2
Недостатки  проектно-изыскательских работ	Рост стоимости  строительства скважин затяжки с вводом скважин в работу	0,3	50%	15
Несвоевременная поставка комплектующих	Увеличение сроков строительства	од	20%	2
Недобросовестность подрядчика	Увеличение сроков строительства	од	40%	4
Стадия функционирования
Неустойчивость  спроса	Падение спроса с ростом цен	0,3	10%	3
Рост налогов	Уменьшение чистой прибыли	0,2	30%	6
Платежеспособность потребителей	Падение продаж	од	20%	2
Рост эксплуатационных затрат	Снижение  доли прибыли	0,2	40%	8
Увеличение производства у конкурентов	Падение продаж и снижение цен	ОД	10%	1
Недостаток  оборонных средств	Увеличение  кредитов	од	20%	2
Социальные риски
Трудности с  набором квалифицированной рабочей силы	Увеличение  затрат на комплектование	од	20%	2
Текучесть кадров, снижение
Недостаточный уровень зарплаты		0,2	30%	6
Квалификация  кадров	Снижение  ритмичности, рост брака, увеличение аварий	0,3	20%	6
Отношение местных властей	Дополнительные  затраты на выполнение их требований	0,2	40%	8
Социальная инфраструктура	Рост непроизводственных затрат	0,2	30%	6
Технические риски
Изношенность оборудования	Увеличение  проектов затрат на ремонт	0,3	10%	3
Нестабильность  качества сырья	Уменьшение  объемов производства	0,3	40%	12
Новизна технологий	Увеличение  затрат на освоение, снижение	од	10%	1
Недостаточная надежность	Увеличение  аварийности технологии	0,3	30%	9
Экологический риск
Вероятность загрязнения почвы	Увеличение  непроизводственных затрат	0,3	20%	6
Выбросу в  атмосферу и сбросы в воду	Затраты на очистное оборудование	0,3	30%	9
Близость  населенного пункта	Увеличение затрат на очистные сооружения и экономическую экспертизу проекта	0,2	50%	10
Вредность производства	Рост эксплуатационных затрат	0,2	30%	6

Простейший параметр оценки риска - это показатель внутренней нормы доходности (ВНД, IRR). Чем он выше, тем больше "запас прочности" проекта. Т.е. в случае, если будущие поступления от проекта при расчетах были приняты слишком оптимистичными (или были недооценены затраты), а в реальности доходы окажутся ниже (или затраты выше), то у проекта с достаточно большим значением ВНД больше шансов остаться безубыточным.

Другой распространенный способ учета риска при детерминированном  подходе - это введение поправки за риск в ставку дисконтирования. Ставку дисконтирования увеличивают путем введения поправки на риск [5].

Идея довольно проста: чем больше риск, тем большую доходность желает получить инвестор. Однако неясно, как рассчитывать такую надбавку в каждом конкретном случае, в результате чего этот подход является, во многом, субъективным.

Таблица 6. Расчет ориентировочных  ставок дисконтирования при экономической  оценке ресурсов и запасов нефти  и газа с учетом риска.

 

Категория ресурсов или запасов	Надбавка  за риск	Ставка   дисконтирования с учетом риска
АЗА	5%	10%
с2	10%	15%
С3	15%	20%
D:1	20%	25%
Di	25%	30%
D2	30%	35%

На рисунке 2 представим основные виды рисков

Рисунок № 2. Виды рисков при разработке месторождений нефти (газа)

3. Обоснование выбора рационального варианта разработки нефтяного (газового) месторождения с учетом всех факторов

Разработка нефтяного  месторождения включает в себя комплекс разнообразных технических и  технологических мероприятий: бурение  скважин по определенным сеткам и  создание условий для их оптимальной  эксплуатации, организацию воздействия на продуктивные пласты, контроля разработки.

Этот комплекс мероприятий  образует систему разработки, состоящую  из серии взаимосвязанных элементов.

Каждому эксплуатационному  объекту соответствует своя рациональная система разработки, отвечающая конкретным геолого - физическим условиям и техническим возможностям при достаточной экономической эффективности.

Выбор рациональной системы  разработки осуществляется путем рассмотрения вариантов с оптимизацией основных элементов системы. Основное внимание уделяется обоснованию:

• способа и режима эксплуатации скважин;
• системы размещения и плотности сетки скважин;
• вида воздействия на пласты;
• принимаемых забойных давлений добывающих и нагнетательных скважин.

Выделение эксплуатационных объектов

Эксплуатационный объект (объект разработки) - это отдельный продуктивный пласт, группа пластов или часть крупной насыщенной углеводородами толщи, выделенные для разработки самостоятельной серией скважин.

Выделение в разрезах месторождений углеводородов эксплуатационных объектов - первый этап в проектировании разработки - решается с учетом геолого - физических, технических, экологических и экономических факторов в виде оптимизационной задачи. В результате могут быть выделены один, два и более объектов.

Выбор режима разработки эксплуатационных объектов

Основным преимуществом  горизонтального способа бурения  и соответственно разработки месторождений  с использованием горизонтальных стволов  явилось многократное увеличение дебита скважин.

Это и дало бурное развитие горизонтального бурения во всем мире. Однако в последующем темп развития значительно замедлился, так как стоимость горизонтального бурения оказалась чрезмерно высокой вследствие недостаточного совершенства техники и технологии бурения, освоения, исследовательских и ремонтных работ.

Успешность использования горизонтального бурения определяется экономической эффективностью этого метода разработки и обуславливается правильным выбором объекта, всесторонним изучением геолого-физических свойств пласта и успехом проводки горизонтальной части ствола [6].

Как было рассмотрено  выше для случая Северо-Комсомольского месторождения, горизонтальный способ бурения является более предпочтительным с экономической точки зрения.

Риск геологический  одинаков в обоих случаях, так  как рассматривается разработка одного и того же месторождения только разными способами бурения. То же самое можно сказать и о природных рисках [6].

Среди первоочередных проблем  разработки месторождений с применением горизонтального бурения стоят вопросы создания принципиально новых систем разработки нефтяных месторождений, размещения сетки скважин, расстояния между ГС, направления горизонтальных стволов в добывающих и нагнетательных скважинах. Актуальным вопросом является выбор длины и направления горизонтальных стволов скважин в зависимости от геологического строения и коллекторских свойств пласта, вопросы регулирования объемов закачки агентов. От правильности их решения будет зависеть текущая добыча нефти и, в итоге, величина конечного нефтеизвлечения.

Заключение

 

Энергетическое благополучие мира в XXI веке неразрывно связано с дальнейшим активным освоением ресурсов углеводородов на континентальном шельфе. Добыча нефти и газа ведется в акваториях 53 стран, более чем на тысяче морских месторождений. На российском шельфе ведущее место принадлежит недрам арктических морей – Баренцева, Печорского, Карского, где сосредоточено 85 % потенциальных ресурсов газа, нефти, конденсата. Практически все месторождения арктического шельфа РФ отличаются труднодоступностью из-за удаленности от берега, суровых климатических и ледовых условий, в связи с чем освоение этих месторождений требует огромных капитальных затрат для их обустройства. Поэтому разработка методов определения оптимальных схем и показателей обустройства месторождений, позволяющих сократить капитальные и эксплуатационные затраты на освоение нефтегазовых месторождений континентального шельфа РФ, является актуальной задачей исследований.

Тема курсовой работы «Экономическая оценка выбора наиболее рационального варианта разработки Северо-Комсомольского месторождения углеводородного сырья».

Курсовая работа состоит  из трех частей.

В первой части мы рассмотрели  методику обоснования экономической  эффективности разработки нефтяного (газового) месторождения.

Выяснили, что затраты времени на единицу продукции являются важнейшим показателем в общенародном плане, поскольку характеризуют степень успешности работы геологоразведочного предприятия и способствуют определению рациональных направлений геологоразведочных работ в целом.

Во второй части работы мы провели экономическая оценка разработки месторождения по альтернативным технологическим вариантам. Для расчета было выбрано Северо-Комсомольское месторождение. Мы определяли какой из двух вариантов бурения является наиболее экономически выгодным – горизонтальное или наклонно-направленное бурение скважин.

В результате пришли к  выводу, что в данном конкретном случае выгодно разрабатывать месторождение  с применением горизонтального  бурения.

Традиционная технология закачивания скважин в варианте наклонно-направленного бурения приводит к неравномерной и неполной выработке запасов и, при близком расположении водоносных горизонтов, преждевременному подтягиванию воды.

Применение горизонтального  метода бурения приводит к созданию необходимой депрессии для удаленных участков горизонтальной продуктивной зоны с ограничением содержания воды и газа в добываемой продукции.

Разуплотнение сетки  скважин при горизонтальном способе  бурения не приводит к потерям  нефти и снижению темпов отбора, а наоборот за счет применения горизонтальных стволов до 250 м позволяет повысить технико-экономические показатели.

В третьей части работы мы рассмотрели, какие существуют риски, при разработки месторождении полезных ископаемых, в частности углеводородного сырья.

Выделяют геологические, технологические, экономические, а также природные риски.

Природные риски  - чрезвычайные ситуации, связанные с землетрясениями, наводнениями и пожарами. Данные риски убираются из рассмотрения благодаря применению механизмов обязательного и добровольного страхования подобных рисков для нефтяных компаний.

Геологические риски связаны с неподтверждением запасов полезного ископаемого, планируемого к добыче или низким качеством сырья (или свойств резервуара углеводородов) по сравнению с тем, какое ожидалось в расчетах.

 

Технологические риски  связаны с неопределенностями в  проектной производительности скважин. Экономические риски – с неопределенностью в расчетах уровня затрат, прибыли, доходности.

По совокупным признакам  вариант разработка Северо-Комсомольского месторождения с помощью горизонтального бурения признан более предпочтительным.

 

Список литературы

[1] Авдокушин Е.Ф. Международные экономические отношения: Учебник. - М.: Юристъ, 2009.

[2] Батурин Л. А., Кокин А.В. Экономика природопользования в условиях устойчивого развития-//Государственное и муниципальное управление. Ученые записки СКАГС. №4, 2009. - С.81-87.

[3] Гирусов Э.В. и др. Экология и экономика природопользования. - М. Закон и право, ЮНИТИ, 2008. - 455 с.

[4] Ломакин В.К. Мировая экономика: Учебник для вузов. - М.: Юнити-Дана, 2010. -- 672 с.

[5] Глушкова В.Г., Макар С.В. Экономика природопользования. - М.: Юррайт, 2010. - 592 с.

[6] Орлов В.П. Сырьевая экономика в условиях глобализации. //Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. № 3. 2009. - C.3-9.

[7] Шмаль А.Г. Методология создания национальной системы экологической безопасности // Экологический вестник России. 2011. № 7. - С.57-59.

[8] Шмидхейни С. Смена курса. Перспективы развития и проблема окружающей среды. Подход предпринимателя. - М.: Геликон, 2008 - 356с.

[9] Экономика природопользования: учебник / Под ред. В.И. Каракеяна. - М.: Юррайт, 2010. - 576 с.

[10] Экология, окружающая среда и человек: Учеб.пособие для вузов / Ред. Ю.В. Новиков. - М.: Фаир, 2009. - 320 с.

[11] Ампилов Ю.П., Герт А.А. Экономическая геология. - М., Геоинформмарк, 2009. - 400с