Результаты вероятностной оценки запасов и пределов добычи

Нгуен Куинь Хуи, студент группы 2БМ22

ФИНАСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ

Установим, что нефтегазовый бизнес требудет крупных инвестиций на всех стадиях жизненного цикла месторождения. На стадиях получения доспупа к недрам, геологического изучения и оценки месторождения понесенные затраты на гарантируют возврата вложенных средств, а на стадии разработки тербуются объемные инвестиции с большим сроком окупаемости. При реализации проекта можно ожидать значительных колебаний таких важнейших показателей, как цена на нефть и газ и стоимотсь услуг на протяжении всего периода разработки месторождения. Ввиду изложенного, важное значение имеет детальный анализ технических и коммерческих рисков, выполняемый в процессе принятия решений по инвестициям в острасли. Кроме того, добыча нефти и газа сама по себе является опасным производством. Поэтому необходимо тщательно изучать возможное вредное воздействие на людей и принимать меры по снижению его до приемлемого уровня путем совершенствования конструкции промысловых объектов и методов эксплуатации оборудования. Следует отметить, что в нефтегазовой сфере исследования рисков проводились, главном образом, в области технико-экономических обоснований инвестиционных проектов.

Однако эффективная деятельность нефтегазодобывающих преприятий в условиях рыночной экономики зависит не только от размера капиталовложений, но и в значительной степени от того, насколько достоверно само предприятие предвидит дальнюю и ближнюю информации о запасах разрабатываемых месторождений, их геолого-технических характеристиках, ценах на углеводородное сырье и других исходных показателей, используемых при составлении и реализации проектов разработки и долгосрочных планов развития предприятия, приводит к тому, что избежать рисков практически невозможно. И, главное, в данном случае заранее планировать возможное экономические потери в случае неблагоприятного исхода. Достоверная оценка рисков при планировании деятельности нефтегазодобывающих предприятий сулит немало выгод: ведет к более четкой координации предпринимаемых действий по достижению цели; позволяет правдиво оценить внутренние резервы предприятия и адекватно реагировать на изменения рыночной конъюнктры.

В связи с этим, большую актуальность приобретает исследования, направленные на выявление важнейших рисков, учет которых в системе планирования позволит обеспечить максимальное соответствие фактических показателей их плановым значениям в интересах нефтегазодобывающих предприятий.

Для учета рисков в процессе составления и реализации долгосрочных планов по добыче нефти и газа необходимо их классифицировать (рис. 1). Риски нефтегазовой компании в первую очередь сгруппированы по сфере возникновения.

Рис. 1. Классификация рисков нефтегазовой компании и нефтегазодобывающего предприятия

Основные причины превышения или невыполнения показателей долгосрочных планов по добыче и реализации углеводородного сырья нефтегазодобывающих предприятий заключаются в том, что не учитывается вероятность экономических потерь вследствие неполной изученности геологогеофизических условий разработки нефтегазовых месторождений и коллекторных свойств пласта, а также недостаточной исследовательской информации о балансовых и извлекаемых запасах.

Алгоритм оценки рисков в системе планирования включает в себя 2 блока (рис. 2) и построен в соответствии с разработанной классификацией рисков нефтегазодобывающего предприятия и нефтегазовой компании.

Рис. 2. Алгоритм оценки рисков в системе планирования нефтегазовых компаний и нефтегазодобывающих предприятий

Оценка геологических рисков заключается в систематической оценке геологических неопределенностей, которые оказывают серьезное влияние на подсчет геологических моделей в последовательности, приведенной на рис. 3.

Рис. 3. Этапы оценки геологических рисков в системе планирования нефтегазодобывающих предприятий

Наиболее показательными для последующей оценки являются запасы, вероятность нахождения и извлечения которых равна 10, 50 и 90% соответственно, поэтому по итогам вероятностной оценки запасов разрабатываются 3 сценария добычи жидкости, нефти и газа. Сценарии называются P10, P50, P90, т.к. по сути, являются результатами прямой суммарной плотности статического распределения, взятыми в качестве основных процентилей (10, 50, 90). Они представляют вероятность того, что результат ниже или равен соответствующему значению процентиля.

При оценке внутренних рисков на уровне нефтегазодобывающих предприятий заключается в определении производственно-технологического и экономического рисков, возникающих в процессе добычи и реализации нефти и газа (рис. 4).

Статистическая оценка рисков, систематически возникающих во внешей среде нефтегазовой компании, происходит в последовательности, представленной на рис. 5.

В конечном итоге оценка рисков на уровне нефтегазовой компании закачивается определением чистого дисконтированного дохода по повышенной норме дисконта с «надбавкой» за риск , а на уровне нефтегазодобывающего предприятия – без учета «надбавки» по формулам:

(1)

(2)

(3)

где – чистый дисконтированный доход по трем сценариям плана добычи и реализации нефти и газа, соответствующим 90%-ной, 50%-ной и 10%-ной вероятностям оценки запасов;

– объем продукции в году по трем сценариям плана добычи и реализации нефти и газа соответственно;

– цена реализации единицы продукции по плану в году ;

– себестоимость добычи и реализации единицы продукции по плану в году ;

– капитальный затраты, заложенные в плане в году ;

– экологический риск в виде экономического ущебра в виде штрафов вследствие аварий по плану в году ;

– экологический риск в виде экономического ущерба в виде штрафов вследствие аварий по плану в году ;

– норма дисконта;

– относительная мера -го вида риска.

(4)

(5)

где – варианта интервалов вариационного ряда отклонений факторов -го вида риска;

– плановое/фактическое значение фактора -го вида риска;

– частость ;

– частота (число повторений) ;

– общее число наблюдений -го вида риска;

– дипресия ;

– математическое ожидание ;

– среднеквадратическое отклонение ;

Производственно-технологический риск в году находится по формуле:

(6)

где – ущерб от простоя нефтепромыслового объекта в году ;

– стоимость потерянных нефти, газа и реагентов в результате аварий нефтепромысловых объектов в году ;

– стоимость ремонта нефтепромыслового объекта для ликвидации последствий аварий в году .

(7)

где – производительность оборудования;

– время простоя;

– количество аварий;

– количество нефти, газа и реагентов, потерянной в результате аварии.

Количество излившейся нефти и химических реагентов является одним из показателей формирования ущерба от аварии нефтепромыслового оборудования. При расчете допускается предложение, что обнаружение и отсечение места аварии произведено медленно после того, как она произошла, и что в результате порыва жидкость, содержаяся в отсеченном участке трубопровода, вытекла полностью.

(8)

Экологический риск в году рассчитывается по формуле:

(9)

где – количество жидкости, которое может выбрасываться при авариях на землю, в воду и атмосферу по -ому виду нефтепромыслового оборудования. Рассчитывается с учетом количества и частоты аварий и удельного распределения веществ при авариях;

– удельная штрафная выплата от сброса в -ый компонент окружающей среды единицы веществ.

Величина риска () в общем виде определяется как разница между значением ЧДД по базовому варианту () и ЧДД по трем сценариям плана добычи и реализации нефти и газа, учитывающим риски ():

(10)

Нефтегазовое месторождение, взятое в качестве примера для опробования представленной методлогии, находится на западе Казахстана. Его балансовые геологическое запасы 1319 млн. тонн, а извлекаемые – 500 млн. Тонн соответственно. В настоящее время и до 2040 года планируется разрабытывать данное нефтегазовое месторождение не естественном режиме.

В результате вероятностного распределения значений добычи посредством моделирования были получены следующие сценарии распределения геологичесикх запасов (табл. 1).

 

Таблица 1

Результаты вероятностной оценки запасов и пределов добычи

Показатель	Базовый вариант	Сценарии (вероятность)
P10 (90%)	P50 (50%)	P90 (10%)
Начальные геологические запасы, млн. тонн
Балансовые запасы, млн. тонн
Извлекаемые запасы, млн. тонн
Полка добычи (максимум), млн. тонн
Продолжительность полки добычи, лет
Конечный КИН, д. ед.	0,461	0,452	0,487	0,472
Отбор балансовых запасов на конец периода, %	46,13	45,24	48,75	47,18
Среднегодовой темп отбора извлекаемых запасов, %	4,00	4,00	4,00	4,00
Темп тобора извлекаемых запасов в периоде максимальной добычи, %	5,68	6,53	5,33	5,27
Суммарная добыча за 2014-2038 гг.
нефти, млн. тонн
жидкости, млн. тонн
газа, млн. м3
Накопленная добыча с начала разработки
нефти, млн. тонн
жидкости, млн. тонн
газа, млн. м3
Обводненность продукции за 2014-2038 гг, %:
максимум	20,77	23,11	20,64	20,88
среднее	10,54	12,15	10,10	9,71
минимум	1,26	2,11	1,49	1,51
Среднесуточный дебит по нефти, т/сут
максимум	658,66	563,31	652,23	726,67
среднее	365,16	287,56	381,54	433,55
минимум	58,54	28,03	72,58	92,08
Среднесуточный дебит по жидкости, т/сут
максимум	680,90	596,29	680,90	773,04
среднее	388,97	309,13	406,43	462,53
минимум	72,88	35,95	90,21	114,79
Среднесуточный дебит по газу, м3/сут
максимум	334,62	284,25	333,15	367,66
среднее	198,43	168,19	198,46	227,96
минимум	60,02	51,11	60,28	69,06

Динамики добычи нефти, обводненности и среднесуточных дебитов скважин по нефти и по газу по сценариям представлены на рис. 4-7.

В целом сценарий разработки нефтегазового месторождения, соответствующий 50%-ной вероятности, очень близок к базовому варианту. Однако полученные результаты по двум другим вариантам позволяют утверждать, что без учета геологического риска существует возможность снижения или увеличения дохода от добычи и реализации нефти и газа по сравенению с базовым вариантом.

Итоги статистической оценки всех систематических рисков внешней среды, на основе которой определяется величина «надбавки за риск», представлены в табл. 2.

Таблица 2