WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 | 4 |

Зi,ф Ni,t = Ki,t, (1) Tф где Ni,t – норматив для расчета затрат по i-му элементу в году “t”;

Зi,ф – фактическая сумма затрат i-ого элемента в отчетном году;

Тф – фактическое значение технологического параметра, влияющего на формирование затрат i-ого элемента;

Кi,t – корректирующий коэффициент для i-ого элемента в году “t”, представляющий собой отношение нормативов соответствующих двум последовательным дискретным интервалам технологических параметров (в среднем по предприятию).

Использование данной методики позволит точнее прогнозировать затраты на каждом расчетном шаге и итоговую величину эксплуатационных расходов.

На поздней стадии разработки месторождения составляются “уточненные проекты разработки” и проводится анализ разработки в целях определения эффективности применяемой технологии. К этому моменту времени накоплен большой и детальный объем информации о состоянии месторождения и формировании экономических показателей. На данной стадии для определения нормативов предлагается использовать методы статистического моделирования. Поскольку в каждом отдельном случае влияние технологических факторов на формирование удельных затрат неодинаково, то математическая модель может быть выражена прямой, гиперболой, уравнением показательной или степенной функции и т.д.

Использование регрессионных моделей делает возможным определение нормативов эксплуатационных затрат для любого значения технологического параметра на каждом расчетном шаге. Рекомендуемый нами методический подход к формированию нормативов текущих затрат в рамках автореферата рассмотрен на примере следующих направлений затрат: “электроэнергия на извлечение жидкости” и “прочие затраты”.

Детальное исследование технологических особенностей процесса добычи нефти позволило автору установить зависимость удельной величины расхода энергии по извлечению жидкости от следующих факторов: глубины скважины, забойного давления, обводненности нефти и коэффициента полезного действия (КПД) насосной установки. Значения первых трех параметров на стадии выполнения экономических расчетов известны. Кроме того, средняя глубина добывающих скважин – это, чаще всего, постоянная величина, не оказывающая влияния на изменение величины удельного расхода электроэнергии в динамике. Величина забойного давления в проектных документах, предусматривающих применение на месторождении системы ППД, также является постоянным.

Единственным параметром, затрудняющим корректное определение удельного расхода электроэнергии прямым счетом, является КПД.

Проводить его оценку нецелесообразно, так как это трудоемкий процесс, требующий объемного информационного обеспечения по всему спектру используемого оборудования.

В этой связи, при составлении проектных документов “первого уровня” удельный расход электроэнергии предлагается устанавливать на основе фактических данных по другим месторождениям с аналогичными параметрами. База данных может быть представлена в виде массива значений обозначенного круга параметров (табл. 1).

Таблица Определение удельного расхода энергии на извлечение жидкости на основе технологических параметров (на 1-ой стадии проектирования) Забойное давление, Средняя МПа P1 P… Рn Обводглубина ненность, % скважин, м ЭизвлHn Удельный расход H… электроэнергии, n кВт.ч./т.ж.

Hn n ЭизвлN Величина удельного расхода электроэнергии находится на пересечении закладываемых в проекте значений технологических параметров и переводится в стоимостное выражение с учетом цены 1 кВт.-ч. на дату проектирования.

При составлении проектных работ “второго уровня” появляется возможность повысить точность экономической оценки. Если средняя глубина добывающих скважин и забойное давление в новом проектном документе будут аналогичны тем, что сформировались на месторождении за период пробной эксплуатации, то в качестве основы рекомендуется использовать фактическое значение удельного расхода электроэнергии дифференцированное в зависимости от текущих значений уровня обводненности нефти. В случае, когда технологические параметры в новом проекте отличаются от сформировавшихся на месторождении для расчета удельного расхода электроэнергии к его фактически сложившейся величине предлагается применять корректирующий коэффициент, рассчитанный на основе накопленной и систематизированной статистической информации (табл. 1):

Эф Кэн =, (2) Эп где Эф – удельный расход элкетроэнергии в базе данных для глубины скважин, забойного давления и обводненности, соответствующих сложившимся в отчетном периоде на проектируемом месторождении;

Эп – удельный расход электроэнергии в базе данных для глубины скважин, забойного давления и обводненности, соответствующих проектным значениям.

На стадии выполнения проектных работ “третьего уровня” удельный расход электроэнергии предлагается определять по зависимости в корреляционном поле – “удельный расход электроэнергии – обводненность нефти”. В случае, если при эксплуатации месторождения средние значения глубины скважин и забойного давления постоянны, характер данной зависимости будет близок к линейному (рис. 2).

Стохастический характер зависимости обусловлен колебаниями КПД скважинного оборудования.

кВт.-ч./т.ж.

фактические значения m 10,Прогноз 5,y=k+b 0,0 100% ненность 0 20Обвод40 60 80 Рис.2 Выявление зависимости удельного расхода энергии от обводнен- ности для определения нормативов (на 3-й стадии проектирования) В соответствии с выявленной регрессией для каждого нового значения обводненности определяется соответствующий уровень расхода электроэнергии.

На долю “прочих затрат” приходится более половины суммарной величины текущих производственных издержек. Существенную долю в их структуре занимают затраты, связанные с проведением ремонтных работ на эксплуатационном фонде скважин. Чаще всего при проектировании Удельный расход энергии разработки вновь водимого месторождения используют норматив, сложившийся за отчетный период в целом по предприятию, которое планирует реализацию проекта. Однако, такой подход представляется не вполне корректным. В частности, при составлении проектных документов “первого уровня”, доля ремонтной составляющей в общем нормативе “прочих затрат” должна быть ниже среднего, сложившегося в целом по предприятию значения, поскольку для вновь вводимых в разработку месторождений не характерно наличие значительного бездействующего фонда скважин, требующего ремонта.

Реально предприятия эксплуатируют месторождения, находящиеся на разных стадиях разработки, в том числе и завершающей, для которой свойственно наличие значительного фонда бездействующих скважин и, соответственно, большого объема ремонтных работ. Поскольку норматив “прочих затрат” принято устанавливать в расчете на 1 скважину действующего фонда, то его величина будет тем больше, чем меньше в эксплуатационном фонде действующих скважин.

Нами предлагается в структуре “прочих затрат” выделять расходы на проведение ремонтных работ (условно-переменная часть). Другая составляющая норматива “прочих затрат” будет представлять собой условно-постоянную его часть. Так как доля действующих скважин является качественной характеристикой эксплуатационного фонда и оказывает непосредственное воздействие на объем ремонтных работ, норматив условно-переменной части “прочих затрат” рекомендуется определять следующим образом:

Дф Nпр = Nф, (3) Дпр где Nпр – норматив переменой части прочих затрат для проекта;

Nф – норматив переменной части прочих затрат по предприятию в отчетном периоде;

Дф – доля действующих скважин в общем фонде в целом по предприятию в отчетном периоде;

Дпр – доля действующих скважин в общем фонде по проекту.

Проведенный в работе анализ фактической информации по ряду нефтяных месторождений подтверждает правомерность учета доли действующих скважин при формирования норматива условно-переменной части прочих затрат.

Что касается условно-постоянной части норматива “прочих затрат” (в расчете на 1 скважину действующего фонда), то для документов “первого уровня” вполне корректно на протяжении всего расчетного периода использовать значение, сложившееся в среднем по предприятию.

Целесообразность применения данного предложения подтверждается тем, что, как правило, для проектов “первого уровня” свойственны невысокие экономические результаты хозяйственной деятельности, обусловленные высоким уровнем затрат при небольших объемах производства.

Обоснованное сокращение прогнозной себестоимости на начальном этапе освоения месторождения позволит несколько повысить показатели эффективности разработки.

На стадии составления технологических схем или проектов разработки месторождений при прогнозировании переменной составляющей “прочих затрат” рекомендуется использовать уровень удельных затрат, фактически установившийся на рассматриваемом месторождении в отчетном периоде, что, в свою очередь, устраняет необходимость применения поправочного коэффициента, учитывающего структуру фонда скважин.

Определение суммарного объема условно-постоянной части прочих затрат путем умножения одного и того же значения норматива на фонд скважин в рассматриваемом случае представляется несколько неточным.

Такой вывод основывается на том, что сложившаяся на проектируемом месторождении в отчетном периоде величина этих расходов всегда содержит в себе часть затрат, не зависящих напрямую от действующего фонда скважин.

Для учета названных обстоятельств предлагаем определять норматив условно-постоянной части прочих затрат t-ого проектного года как среднее значение между уровнем норматива условно-постоянной части прочих затрат, сложившимся на месторождении в отчетном периоде, и его величиной, скорректированной на переменный коэффициент. Последний определяется как отношение действующего фонда скважин на месторождении в отчетном периоде к фонду скважин в проектном году “t”.

Сравнивая результаты расчетов, выполненных в соответствии с предложенной методикой и практикуемым на сегодняшний день способом, необходимо отметить, что в последнем случае значения ежегодных текущих расходов оказываются завышенными до тех пор, пока проектное количество действующих скважин меньше фонда, сложившегося на месторождении в отчетном периоде (рис.3).

По действующей Руб.

методике m По скорректированной методике Годы 01 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 nРис.3 Поведение “прочих затрат” при разных подходах к их оценке Применение скорректированной методики отразится на изменении предельно-рентабельных конечных параметров разработки (экономически оправданных срока разработки месторождения и коэффициента извлечения нефти), так как именно эксплуатационные расходы влияют на их значения. Обоснованность предложения по корректировке методических подходов к оценке “прочих затрат” подтверждается проведенными в диссертации расчетами.

При составлении документов “третьего уровня” для расчета условнопеременной части “прочих затрат”, по мнению автора, следует использовать значения удельных затрат, сложившихся в отчетном периоде по исследуемому объекту, а для оценки условно-постоянной составляющей можно воспользоваться корреляционно-регрессионным анализом, применение которого обусловлено стохастическим характером поведения величины среднедействующего фонда скважин и доли условнопостоянной части расходов в структуре прочих затрат.

Практика освоения запасов углеводородов, свидетельствует о том, что на ранней стадии разработки месторождений весьма высока доля условнопостоянных затрат в структуре прочих расходов из-за незначительного количества скважин и, соответственно, ремонтных работ. Можно предположить, что в большинстве случаев функциональная зависимость между обозначенными выше параметрами будет близка к степенной, т.е.

иметь вид y=1/xn.

Построение регрессионной модели позволит определять долю условно-постоянных затрат для каждого нового проектного значения среднедействующего фонда скважин и, в конечном счете, удельный норматив. Расчеты подтвердили наличие взаимосвязи нормативов затрат с технологическими параметрами и повышение обоснованности экономических показателей разработки месторождений.

2. Скорректирована методика расчета и распределения капитальных вложений по продуктивным пластам с учетом их геологического строения, позволяющая детализировать экономическую оценку разработки месторождений на разных стадиях.

Оценка экономической эффективности освоения месторождений нефти зависит от обоснованности размера капитальных вложений.

Действующий регламентирующий документ предписывает осуществлять расчет основной части капитальных вложений по нормативам удельных затрат в расчете на вводимую скважину добывающего или нагнетательного фонда. Такая методика применяется в частности для оценки затрат на строительство автодорог и линий электропередачи. Однако, по нашему мнению, он не лишен недостатков.

При рассмотрении нескольких вариантов разработки месторождения, отличающихся между собой плотностью сетки скважин, количество строящихся скважин может кратно различаться. Сравниваемые между собой варианты, как правило, предусматривают покрытие проектной сеткой скважин одной и той же площади залежи. В таких вариантах количество проектных кустовых площадок остается одинаковым, а меняется только количество буримых на одном кусте скважин. Поэтому общая стоимость строительства подъездных автодорог и линий электропередачи должна оставаться по таким вариантам неизменной.

Таким образом, при использовании действующего подхода в варианте с более плотной сеткой скважин затраты искусственно завышаются.

Поскольку на этапе составления проектов пробной эксплуатации и технологических схем опытно-промышленной разработки экономические расчеты проводятся с целью определения ориентировочной потенциальной эффективности проекта, то для оценки капиталоемкости разработки месторождений могут быть использованы укрупненные отраслевые нормативы капитальных вложений, установленные по соответствующим направлениям затрат в расчете на вводимую скважину добывающего, нагнетательного или общего фонда, приведенные к ценам расчетного периода и скорректированные с учетом специфических характеристик проектируемого месторождения.

Pages:     | 1 || 3 | 4 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»