2357

ны в единую многокритериальную модель, дающую возможность выбирать приемлемое для субъекта производственной деятельности соотношение общественная эффективность – доходность – техническая эффективность.

Описание основных групп задач распределения дает представление о сложности поставленной задачи и росте ее размерности с повышением степени отражения действительности. Методы решения задач математического программирования (оптимизации) с одним критерием интенсивно разрабатывались последние 40 лет. Разработка таких методов, однако, отражало самый ранний и простой этап в развитии математического программирования.

Внастоящее время лица, принимающие решения (ЛПР), в значительно большей степени, чем когда бы то ни было, ощущают необходимость оценивать альтернативные решения с точки зрения нескольких критериев. Результаты исследования задач планирования и управления показывают, что в реальной постановке эти задачи являются многокритериальными. Так, в случае финансирования технико-экономических мероприятий обычно ставится задача достижения максимального экономического, технологического и экологического эффекта при минимальных вложениях, что уже означает принятие решения при четырех критериях. Оценка деятельности предприятий и планирования как системы принятия решений часто производится на основе более десятка критериев: выполнение плана производства по объему, по номенклатуре, плана реализации, прибыли по показателям рентабельности, производительности труда и т. д. [6, 101].

При решении проблемы многокритериальности часто все критерии, кроме одного, выбранного доминирующим, принимались в качестве ограничений. Оптимизация проводилась по доминирующему критерию. Однако такой подход к решению практических задач значительно снижает эффективность принимаемых решений. В связи с этим возникает настоятельная потребность постановки задачи многокритериальной (векторной) оптимизации планирования распределения ресурсов промышленного предприятия на технико-экономические мероприятия и выработках основных подходов к ее решению.

Взадачах математического программирования с одним критерием нужно определить значение целевой функция, соответствующее, например, минимальным затратам или максимальной прибыли. Однако практически в каждой реальной ситуации можно обнаружить несколько целей, противоречащих друг другу. Поэтому для эффективного решения любой из данных задач необходимо в первую очередь построить многокритериальную математическую модель, которую затем нужно оптимизировать, предварительно выбрав наиболее подходящий для этого метод.

190

Задача многокритериального математического программирования имеет вид:

max{f1(x)=F1}, max{f2(x)=F2},

...

max {fk(x)=Fk},

при x є X,

где X – множество допустимых значений переменных х; k – число целевых функций (критериев); Fi – значение i-го критерия (целевой функции), “max” – означает, что данный критерий нужно максимизировать [17].

Заметим, что по существу многокритериальная задача отличается от обычной задачи оптимизации только наличием нескольких целевых функций вместо одной. При наличии в многокритериальной задаче критериев с разной размерностью с целью устранения данной проблемы используют нормализацию критериев. Способы их нормализации представлены в табл. 3.7. В данной таблице y – элемент пространства G. G – пространство элементов произвольной природы, называемых целевыми термами (например, распределения средств в комплексе мероприятий интенсифицирующих приток нефти – множество методов увеличения нефтеотдачи, геологотехнических мероприятий) элементов x є X [17].

			Таблица 3.7
Способы нормализации критериев
Нормализация	Математическое выражение
Сведение к безразмерным величинам
Приведение к одной размерности
Смена ингредиента
Естественная нормализация
Нормализация сравнения
Нормализация Савиджа
Нормализация осреднения

Из существующих способов нормализации критериев, представленных в табл. 3.7, наиболее привлекателен метод естественной нормализации. Сверткой компонент многоцелевого показателя f є F называется отображение g є (F → R1), которое преобразует совокупность компонент многоцелевого показателя f, соответствующих целевым термам y є Y, в скалярный

191

целевой показатель g(f(x|y))= g[{f(x|y)}yєY]єR1. Основными видами сверток являются линейные, минимизационные, максимизационные, произведения и функции Кобба-Дугласа.

Одним из распространенных методов решения многокритериальных задач является метод сведения многокритериальной задачи к однокритериальной путем свертывания векторного критерия в суперкритерий. При этом каждый критерий умножается на соответствующий ему весовой коэффициент (коэффициент важности).

m

Ф(x) iFi(x), i 0 .

i 1

При свертывании векторного критерия в суперкритерий возникают трудности с правильным подбором весовых коэффициентов αi. Существуют различные способы выбора коэффициентов αi. Одним из них является назначение αi в зависимости от относительной важности критериев [102].

Проблемы получения и обоснования выбора сверток составляют основное направление теории полезности. В задачах выбора решения, формализуемых в виде модели векторной оптимизации, первым естественным шагом следует считать выделение области компромиссов (или решений, оптимальных по Парето). Метод свертывания векторного критерия в суперкритерий наиболее приемлем для решения многих задач, он дает возможность менять приоритетность критериев по мере изменения внешних и внутренних производственных факторов деятельности промышленного предприятия, что делает этот метод гибким и более привлекательным относительно остальных рассмотренных выше. Задача выбора оптимальной программы повышения эффективности производства решается с помощью механизма формирования программы повышения эффективности производства.

192

Глава 4. ОСОБЕННОСТИ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА И РАЗРАБОТКА ПРОГРАММ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ

НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ

4.1. Современное состояние и основные направления развития нефтегазового комплекса России

В течение длительного времени Россия и СССР в целом были крупнейшими производителями и экспортерами нефти, имея для этого достаточную и высокую качественную ресурсную базу в виде открытых и подготовленных к разработке нефтяных месторождений. В XX в. развитие нефтяной отрасли во многом проходило экстенсивным путем. При высоких дебитах и крупных запасах подобное положение обеспечивало устойчивую добычу нефти со сравнительно низкими издержками.

Российская нефтяная промышленность зародилась на Кавказе. Ему на смену пришла Волго-Уральская нефтегазоносная провинция, которую, в свою очередь, в качестве главного добывающего региона сменила Западная Сибирь. При этом каждая из вновь вводимых доминирующих провинций (существовали и другие, не игравшие решающей роли в уровнях добычи) была крупнее предыдущей по запасам и включалась в эксплуатацию в тот период, когда предшествующая доминирующая провинция находилась в зрелой фазе своего развития (рис. 4.1) [31]. Это обеспечивало для нефтегазодобычи страны в целом неуклонный рост, характерный для ранней фазы. Ввод новых крупных месторождений с большими начальными суточными дебитами скважин обеспечил высокие годовые темпы прироста добычи нефти (рис. 4.2). Наращивание объемов добычи происходило на фоне низких удельных капитальных вложений, основную часть которых составляли затраты на бурение и обустройство эксплуатационных колон

[54].

Если в 1951 1955 гг. 1 м эксплуатационного бурения обеспечивал прирост 20 т нефти, то в 1956–1960 гг. этот прирост составлял 34 т, за 1966 1970 гг. увеличение бурения в 1,38 раза привело к росту добычи нефти в 1,5 раза [35]. Результатом форсированного отбора нефти из недр явилось низкий уровень конечного коэффициента извлечения. Это было обусловлено нарушением технологически оптимальных темпов отбора нефти из пласта, преждевременными прорывами фронта закачиваемой воды и оставлением в недрах целиковых и застойных зон, извлечение из которых нефти проблематично.

193

млн т		Кавказ
600		Западная Сибирь
		Урал
500		Всего СССР
		Всего Россия
400
300
200
100
0
1920	1930	1940	1950	1960	1970	1980	1990	2000	2004
	Рис. 4.1. Динамика нефтедобычи СССР и России
	по основным нефтедобывающим провинциям

% к предыдущему

120,0

108,9

100,0 96,6

80,0

60,0

43,7

40,0 33,3

20,0		28,7				20,2						-0,8
0,0
1960		1965			1970	1975			1980		1985	1986
-20,0

1,2	1,1	0,4 -4,6 -10,5 -13,6-11,3-10,2 -4,7															-1,0		5,9		7,7			8,9			11,3			8,8
																0,7		0,7
1987	1988	1989			1991		1992		1993		1994				1996	1997	1998	1999	2000		2001			2002			2003			2004
			1990										1995
															0,3

Рис. 4.2. Темпы прироста нефтедобычи в России

Предпосылки резкого падения эффективности нефтяной отрасли неуклонно нарастали. Жесткие системы разработки нефтяных месторождений методами заводнения наряду с высокими темпами отработки запасов приводили к быстрому прогрессивному обводнению скважин и падению дебитов нефти. Сокращение добычи нефти вызвано также естествен-

194

ным истощением запасов. К 2001 году разведанные запасы нефти в целом
России	уменьшились	на 13 %, в Западной Сибири – на 17,5 %. За 1994 –
2004 гг. запасы нефти в стране сократились на 800 млн тонн [55].
млн т	120
	100	Россия	Западная Сибирь
	80
	60
	40
	20
	0
	1971-1975 1976-1980 1981-1985 1986-1990 1991-1995 1996-2000 2001-2004

Рис. 4.3. Динамика средних приростов запасов новых нефтяных месторождений России и Западной Сибири

Внастоящее время прирост запасов обеспечивается за счет открытия

восновном мелких по величине запасов месторождений и характеризуется ухудшением природно-географических условий размещения новых месторождений и удаленностью их от основных центров потребления, а также доразведкой уже открытых нефтяных залежей (рис. 4.3). Доля низкорентабельных и трудноизвлекаемых запасов за последние годы возросла с 36 % до 55 % разведанных запасов страны. Выработанность запасов основных нефтегазоносных провинций на Северном Кавказе составляет 70– 80 %, в регионах Урало-Поволжья 50–70 %, в Западной Сибири – свыше 45 % [57]. Для выработки остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и вводимых в эксплуатацию новых залежей необходимы другие технологии, со значительно большими затратами финансовых и ма- териально-технических ресурсов, нежели при использовании традиционных систем разработки.

Разведанные запасы месторождения нефти в России распределяются неравномерно, так на Урал и Поволжье приходится до 15,2 %, Западную Сибирь – 72,2 %, Тиманово-Печерскую провинцию – 7,2 %. Данные о состоянии запасов в России на 2004 год представлены на рис. 4.4 [58]. В условиях сложившегося положения с балансом запасов нефти России и перспектив его развития за счет геолого-разведочных работ особое значение

195

приобретает возможность дополнительного прироста запасов нефти за счет применения более эффективных технологий нефтеизвлечения и увеличения нефтеотдачи пластов разрабатываемых месторождений, особенно с трудноизвлекаемыми запасами. При ухудшении горнотехнических условий отработки месторождений средние дебиты упали с 26 тонн в сутки в 1980-х годах примерно до 10 тонн в сутки в настоящее время (рис. 4.5).

	25		24,6
	20
млрд т	15	9,8
	10
	5			2,4	0,99	0,74
	0	Волго -Урал	Западная	Тимано-	Восточная	Дальний
		с	Сибирь	Печера	Сибирь	Восток
		Прикаспием
Рис. 4.4. Кумулятивный ресурсный потенциал нефтегазоносных провинций
		(накопленная добыча + запасы А+ В + С1+С2)

тонн/сут					тыс.куб.м/сут
30					12000
25					10000
20					8000
15					6000
10					4000
5	нефть				2000
	газ
0					0
1980	1985	1990	1995	2000	2004
Рис. 4.5. Динамика средних дебитов нефтяных и газовых скважин России

196

В настоящее время более 70 % запасов нефтяных компаний находится в диапазоне низких дебитов скважин на грани рентабельности. Если 10 лет назад доля вовлеченных в разработку запасов с дебитами скважин менее 25 т/сутки составляла около 55 %, то сегодня такую долю (55 %) составляют запасы с дебитами до 10 т/сут. Свыше трети разрабатываемых нефтяными компаниями запасов имеют обводненность более 70 % [43]. Падение дебитов наряду со снижением доли прироста экономичных запасов и общей эффективности геолого-разведочных работ обусловливает необходимость для компаний, действующих в старых нефтедобывающих районах, наращивания объемов капитальных ремонтов скважин для поддержания стабильного уровня добычи.

Кроме того, использование форсированных методов добычи нефти сопровождалось явным пренебрежением к проблемам охраны окружающей среды. Возникло резкое ухудшение экологической обстановки в основных нефтегазодобывающих районах, что было связано с отсутствием должной программы инженерного и природоохранного обеспечения. Результатом этого явились крупные разливы нефти при прорывах магистральных трубопроводов, а также менее масштабные, но достаточно массовые разливы в системах промысловых трубопроводов и аварии на нефтепромысловых объектах из-за преждевременной коррозии, вызванной высокоминерализированными водами и большим износом основных фондов. На рис. 4.6 и 4.7 приведены возрастная структура скважин и их обводненности на месторождениях Западной Сибири по состоянию на 2004 год.

	3%	До 5 лет
		20%
		От 5до 10 лет
		От 10 до 15 лет
	46%	От 15 до 20 лет

31%

Рис. 4.6. Возрастная структура скважин месторождений Западной Сибири

197

Безводные

12%

2%

3%

8%

до 2%

22% от2% до 20%

от 20% до 50%

от 50% до 90 %

от 90% и выше

53%

Рис. 4.7. Структура скважин месторождений Западной Сибири по обводненности

Как видно из представленных рисунков, основная доля скважин приходится на возраст 10 15 лет (46 %), на возраст 5 10 лет – 31 % скважин. При этом 53 % скважин имеют обводненность от 50 до 90 %, и только 2 % скважин являются безводными, у 12 % скважин обводненность свыше 90 % при среднем дебите 12,3 т/сут по нефти.

Месторождения Урало-Поволжья имеют совершенно другие показатели они находятся на четвертой – завершающей стадии разработки. На этой стадии наблюдается высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти. Единственным путем решения данной проблемы представляется всемерное расширение масштабов внедрения методов повышения продуктивности скважин. Неотъемлемая составная часть решаемой проблемы – усиление внимания к вопросам контроля за экономической эффективностью применяемых в нефтяных компаниях технологий повышения продуктивности скважин и регулирования взаимодействия технологических и экономических служб, что невозможно осуществить без совершенствования методологии оценки экономической эффективности.

Высокие темпы наращивания добычи в стране не сопровождались соответствующим техническим переоснащением и технологическим обновлением нефтяного производства. В результате нефтяная промышленность значительно отстала в применении современных достижений науч- но-технического прогресса. Этим объясняется и неудовлетворительное состояние основных фондов НГДП, которые значительно изношены и устарели как физически, так и технологически.

Сегодняшнее относительно более успешное функционирование нефтегазового комплекса по сравнению с другими отраслями создает иллюзию его долгосрочного и устойчивого благополучия и делает комплекс постоянным и основным донором бюджета. Однако влияние предпринятых ранее мероприятий может закончиться очень скоро (подходит к концу пери-

198

од получения эффекта от осуществленных ранее инвестиций), и существует опасность обвального выбытия старых фондов и закрытия большого числа скважин в связи с их ухудшающейся рентабельностью, в том числе под воздействием изменяющихся экономических условий. Нефтегазовый комплекс является бюджетообразующей отраслью и главным экспортером страны, его состояние самым непосредственным образом сказывается на социально-экономическом положении России, необходимо заблаговременно формировать стратегию противодействия нарастанию отмеченных негативных явлений.

Важнейшая составная часть планирования повышения эффективности НГДП и улучшения использования нефтяных ресурсов являются количественная оценка влияния различных факторов на уровень добычи нефти, определение путей и выявление резервов роста эффективности НГДП, обеспечение необходимых предпосылок для экономической оценки планируемых технико-экономических мероприятий обоснование целесообразности и масштабов их применения. При этом успешное развитие любого НГДП связано с решением ряда важных проблем, направленных на повышение эффективности производственной деятельности:

прирост и улучшение состояния сырьевой базы;

сокращение издержек во всех звеньях производственного процесса. Выявление влияющих факторов позволяет своевременно спланиро-

вать комплекс мероприятий, направленных на повышение эффективности НГДП и провести их оптимизацию. К основным факторам, определяющим изменение добычи нефти и состояния сырьевой базы, относятся:

расширение применения и совершенствование методов воздействия на пласт;

совершенствование способов добычи нефти;

расширение применения и совершенствование методов воздействия на призабойную зону скважин;

ввод новых скважин в эксплуатацию.

Серьезное влияние на формирование плановой добычи нефти в нефтегазодобывающем предприятии оказывает изменение работы фонда скважин или, точнее, количество скважино-месяцев, числившихся вследствие ввода новых скважин в планируемом году и круглогодичного использования новых скважин предпланового года.

Анализ внешних и внутренних условий, влияющих на функционирование НГДП, показывает, что существует ряд факторов, способствующих повышению издержек производства. К их числу, в первую очередь, следует отнести ухудшение качества ресурсной базы (увеличение доли трудноизвлекаемых запасов, истощенность месторождений), растущие требования к экологической безопасности, а также действующую систему учета издержек. В последние годы наблюдается быстрый рост издержек по

199