Экономические подходы к управлению фондом скважин

Аннотация. В статье рассмотрены критерии оценки экономической эффективности разработки нефтегазовых месторождений. Оценена  значимость нефтяной промышленности в экономике страны. Представлены основные подходы к управлению эксплуатационным фондом скважин. Проведен анализ данных подходов. В результате анализа сделан вывод о необходимости применения каждого экономического подхода в современной промышленности.

Ключевые слова: Экономическая эффективность; фонд скважин; нефтегазодобыча; экономический подход.

ТЭК России вносит значительный вклад в национальную безопасность и социально-экономическое развитие страны.

Доля ТЭК в инвестициях в основной капитал составляет около одной трети, в структуре доходов федерального бюджета – около половины, а в российском экспорте (в стоимостном выражении) – более половины. Вклад в ВВП страны составляет 25-26 % при доле занятых в ТЭК менее 4 % от общей численности занятого населения. Россия занимает лидирующее место в мировой торговле энергоресурсами и экспортирует почти половину производимой первичной продукции [4].

От эффективности ТЭК во многом зависит развитие многих других сфер производства и в целом экономическое развитие страны. Нефтяная промышленность же занимает ведущее место в ТЭК.

Большая значимость нефтяного сырья для развития российской экономики делает актуальной проблему рационального использования нефтяных ресурсов. А оценка эффективности эксплуатации нефтяных месторождений является важным элементом системы разработки запасов углеводородов.

Под системой разработки понимается совокупность решений, обеспечивающие эффективное извлечение углеводородов из недр за счет правильного выделения эксплуатационных объектов, выбора сетки скважин, темпа ввода их в эксплуатацию, поддержания определенных технологических режимов работы пластов.

В советское время государство выступало не только как собственник недр, но и как недропользователь, поэтому при оценке эффективности разработки месторождений преобладал критерий «народнохозяйственной эффективности» [1].

Основным показателем экономической оценки нефтегазовых месторождений являлась расчетная денежная оценка, определяемая как дисконтированная разность между ценностью добытой продукции за период отработки месторождений, исчисленной по централизованно устанавливаемым показателям замыкающих затрат, и предстоящими суммарными затратами (капитальными и эксплуатационными на ее добычу) [6].

Переход к рыночным отношениям привел к изменению подходов к оценке эффективности нефтедобывающих проектов. В соответствии с современными подходами к оценке эффективности инвестиционных проектов различают коммерческую (финансовую), бюджетную и экономическую эффективность. Коммерческая эффективность отражает финансовые последствия реализации проекта для его непосредственных участников, бюджетная – для государственного бюджета (федерального, регионального или местного). Экономическая эффективность отражает эффективность проекта с точки зрения интересов всего народного хозяйства в целом.

Схема и критерии оценки проекта в большинстве своем для различных проектов едины. Схема оценки проекта предусматривает сопоставление выгод и затрат проекта. Показатели же оценки эффективности включают в себя:

- дисконтированный поток денежной наличности (NPV);

- внутреннюю норму доходности ( IRR);

- индекс доходности (PI);

- период окупаемости инвестиций (Ток).

Для реализации нефтегазового проекта необходимо согласование интересов государства и компании. Интересы компании заключаются в основном в получении максимальной прибыли, а интересы государства включают в себя: пополнение бюджета, обеспечение энергетической безопасности страны, рациональное использование недр, охрану окружающей среды и др. Политика государства строится на эффективном управлении ресурсами, поэтому необходимо комплексно оценивать результаты проекта в целом, т.е. не только прямой бюджетный, но и совокупный экономический эффект, экологические, социальные, политические и другие последствия реализации проекта [5].

Мало найти согласования интересов государства и компании на момент начала реализации нефтегазового проекта, но и необходимо грамотно и эффективно им управлять. Так как в большинстве своем речь идет о разработке нефтегазовых месторождений, будем рассматривать основную единицу разработки – фонд скважин. То есть для эффективной разработки месторождения необходимо эффективно управлять фондом скважин.

Скважины эксплуатационного объекта подразделяются:

- по назначению работы (по категориям) на добывающие, нагнетательные, водозаборные, поглощающие, контрольные;

- по виду состояния на эксплуатационные, в консервации, находящиеся в ожидании ликвидации, ликвидированные;

- по отношению к работе в эксплуатации на действующие, бездействующие, находящихся в освоении или ожидании освоения.

Фонд скважин любого действующего нефтегазового предприятия находится в постоянном движении. Изменяется общее количество скважин, скважины переходят из одной группы в другую, изменяется состояние скважин, выходят в бездействующий фонд и т.п.

В фонде скважин выделяют эксплуатационный фонд и другие. Эксплуатационный фонд – та часть основных фондов нефтегазодобывающего предприятия, которая обеспечивает добычу нефти и газа, включает в себя действующие и бездействующие скважины, а также ожидающие освоения после бурения, числящиеся на балансе организации.

Объем добычи нефти и экономическая эффективность предприятия зависит от того, насколько полно используется эксплуатационный фонд скважин. Для выполнения данной задачи необходимо грамотно управлять фондом скважин, применять эффективные экономические подходы к управлению эксплуатационным фондом скважин.

Под экономическими подходами будем понимать те методы, применения которых позволяет скважины сохранять в рентабельном и работоспособном состоянии, либо переводить скважины из категории нерентабельных в рентабельные.

В советское время в 60-70х годах все силы были брошены на освоение западносибирских нефтяных месторождений. При выстроенной командно-административной системе развитие нефтяной промышленности было экстенсивным и строилось в основном на освоении все новых и новых месторождений. Главным показателем работы для нефтяников был объем бурения, за счет чего и увеличивали добычу нефти. А управление уже действующим фондом ставилось на второй план.

На сегодняшний день большая часть месторождений уже открыта и эксплуатируется на разных стадиях разработки, эра «легкой» нефти прошла, только за счет бурения новых скважин уже невозможно поддерживать нужный уровень добычи. Необходимо применять различные методы и подходы, способные увеличить добычу нефти и, как следствие, прибыль нефтегазодобывающих компании и государства. К таким подходам относятся:

- систематический анализ состояния разработки объектов и отдельных скважин с экономической точки зрения с целью выявления перечня экономически неэффективных и  для дальнейшей работы с ним;

- подбор комплекса мероприятий по повышению рентабельности работы фонда скважин с учетом выполненной финансовой оценки;

- определение прогнозных экономических показателей эксплуатации объектов разработки и компании в целом при реализации комплекса мероприятий и формирование обоснованной программы мероприятий по повышению эффективности эксплуатации фонда скважин;

- мониторинг реализации мероприятий по повышению рентабельности работы фонда скважин с целью своевременного выявления среди них низкоэффективных;

- мониторинг бездействующего фонда скважин с целью выявления кандидатов для возможного вывода из бездействия с учетом экономической эффективности данного мероприятия;

- мониторинг режима работы скважин с целью выбора более энергоэффективного и оптимального режима;

- подбор комплекса геолого-технических мероприятий (ГТМ) с целью наиболее полного извлечения запасов полезных ископаемых, достижения максимально возможного коэффициента нефтеизвлечения (КИН);

- систематизация и планирование комплекса ремонтных работ на фонде скважин.

Благодаря систематическому анализу разработки объектов и отдельных скважин на сегодняшний день можно достаточно оперативно выявлять экономически нерентабельные скважины в том виде, в котором они задействованы. Большое количество программных комплексов являются помощниками человека. Ранее же, когда человек был во главу всего, это было сделать проблематично.

Практически все описанные выше подходы по управлению фондом скважин осуществляются с помощью комплекса ремонтных работ. Ремонт скважин подразделяется на текущий и капитальный.

Текущий ремонт – комплекс мероприятий по поддержанию подземного эксплуатационного оборудования, обеспечивающего выполнение плана по добыче нефти, в работоспособном состоянии. Еще лет 10-15 назад текущий ремонт проводили в порядке планово-предупредительных ремонтов (ППР). Затем наблюдалась тенденция к снижению количества ППР на фонде скважин ввиду того, что месторождения разрабатывать все сложнее и сложнее, оборудование необходимое для эксплуатации хоть и проходит постоянную модернизацию, но далеко не всегда справляется с современными проблемами разработки существующих месторождений, такими как, повышенное содержание механических примесей, солеотложения, также имеет место человеческий фактор, в результате которого оборудование приходит в негодность из-за брака эксплуатации и т.д. Поэтому сегодня текущий ремонт – это прежде всего восстановительный ремонт. В основном это смена насоса, смена насосно-компрессорных труб (НКТ).

Ввиду того, что сегодня текущий ремонт скважин – это прежде всего восстановительный ремонт, то планирование такого комплекса мероприятий очень проблематично.

Капитальный ремонт – более сложный комплекс работ, включающий в себя восстановление работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны пласта, ликвидацию аварии, спуск и подъем оборудования при раздельной эксплуатации, ликвидацию скважин.

Также практически все виды ГТМ выполняются с помощью капитального ремонта скважин. Пожалуй единственный вид ГТМ, который не относится к капитальному ремонту, это оптимизация скважинного оборудования, т.е. смена насоса на оптимальный по своим напорно-расходным характеристикам (НРХ) в данный момент времени. Исходя из этого следует, что необходимо выстраивание системы планирования ремонтного обслуживания на нефтегазодобывающих предприятиях.

Так, в статье [3] рассмотрено использование программно-целевой технологии в планировании ремонтного обслуживания нефтедобывающего производства.

Главная задача планирования ремонтов – поддержание эксплуатационного фонда скважин в работоспособном состоянии, обеспечение качественного и своевременного ремонта для увеличения межремонтного периода (МРП), интенсификация добычи с целью увеличения дебита скважин.

Программно-целевое планирование – это один из видов планирования, в основе которого лежит ориентация деятельности на достижение поставленных целей. При применении программно-целевого подхода к процессу планирования ремонтов необходимо создание соответствующей информационной базы. Она отличается от исходной информации, которая необходима при традиционном методе планирования (экстраполяции), т.к. в данном случае учитываются лишь фактические показатели, а выявленная тенденция продлевается на будущий период независимо от особенностей производства, поставленных целей, потенциальных возможностей предприятия и других факторов [2].

Необходимость корректировки информационной и методической базы программно-целевого планирования ремонтов обусловлена специфическими особенностями, которые характерны только для вспомогательного производства в нефтяной промышленности. Систему поддержки принятия решений следует адаптировать к сфере ремонтных работ посредством учета некоторых факторов, таких как, технологические особенности ремонтных работ (сложная техника и технология проведения ремонта, большое влияние геологических условий на ход работ, большое число аварийных внеплановых работ), природные особенности (территориальная разбросанность скважин, влияние климатических условий на ход работ).

Особенности ремонтного обслуживания скважин, выраженные выше, необходимо учитывать при формировании первичных данных по эксплуатации скважин и месторождения в целом. От их достоверности будет зависеть обоснованность и точность прогноза объема ремонтных работ.

Таким образом, на сегодняшний день одним из направлений повышения эффективности разработки месторождений является управление фондом скважин через подсистему капительного ремонта.

Повышение эффективности эксплуатации управлением фондом скважин включает в себя комплекс технологических и геологических мероприятий, направленных на поддержание скважин в таком работоспособном состоянии, в котором ее эксплуатация рентабельна. То есть ориентация при проведении различных геолого-технических мероприятий только на технологический эффект является недостаточной для осуществления рационального управления фондом скважин, необходимо оценивать экономические последствия от принятых решений. 

С развитием технологий стало возможным не только проводить оптимизацию самого оборудования, но также и оптимизацию режима работы эксплуатируемого оборудования. С недавнего времени стало возможным эксплуатация насосов в периодическом режиме, т.е. насос работает не все время, а некоторое время стоит, некоторое – работает.

Периодический режим работы в свою очередь разделяют на два вида:

- режим автоматического повторного включения (АПВ);

- условно-постоянный режим (УПР).

Скважин, работающих на этих режимах с течением времени становится все больше и больше, поэтому мониторинг выбора оптимального режима работы скважин приобретает колоссальное значение в управление фондом скважин.

Следующим немаловажным подходом к управлении фондом скважин является анализ целесообразности эксплуатации скважин, т.е. выделение рентабельных и нерентабельных объектов с целью принятия решения по дальнейшей эксплуатации или по прекращению эксплуатации отдельно скважины.

Алгоритм данного подхода состоит из таких базовых пунктов, как:

- анализ фонда скважин;

- определение и анализ себестоимости добычи нефти по отобранным скважинам;

- определение высвобождаемых затрат;

- определение технологической целесообразности отключения скважин;

- определение эффективности проведения геолого-технических мероприятий;

- принятие решения по дальнейшей эксплуатации скважины.

Данный алгоритм позволяет выявлять нерентабельные скважины, остановка которых приведен к увеличению энергосбережения предприятия и, как следствие, увеличению прибыли.

Таким образом, на сегодняшний день повышение эффективности разработки месторождений, увеличение добычи нефти и газа, увеличение прибыли компаний нефтегазового комплекса можно добиться не только вводом новых скважин и разбуриванием новых лицензионных участков, но и  с помощью управления уже имеющимся эксплуатационным фондом скважин.

При разработке месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации первоочередной становится работа с уже имеющимся фондом скважин, т.к., как правило, такие месторождения уже в достаточной степени разбурены и ввод новых скважин может быть экономически нецелесообразным. На новых месторождениях наоборот, основу составляет ввод новых скважин, но это совершенно не означает, что работа с действующим фондом не ведется, она также играет немаловажную роль для эффективной эксплуатации месторождения.

Как видно, скважина является центральным элементом эксплуатации месторождений. Экономический результат и эффективность эксплуатации фонда в целом складывается из суммы индивидуальных результатов эксплуатации отдельных скважин. Поэтому следует особое внимание уделять анализу эффективности эксплуатации конкретных скважин с экономической точки зрения.