Тюменниигипрогаз

Секция 6

чающий меры технического, экономического и законодательного характера. На законодательном уровне должны быть разработаны меры по мониторингу и контролю за рациональным использованием ПНГ. Стимулирование процессов инвестирования средств в нефтеперерабатывающие предприятия позволит не только совершенствовать старые, но и внедрять новые технологии добычи, транспорта и сохранения ресурсов ПНГ, а также сократить потери легких углеводородов и повысить выход товарной нефти.

260

Экономика и управление в газовой промышленности

Особенности формирования портфеля инновационных стратегий мировыми нефтегазовыми компаниями

Казанцева Н. А. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Главной тенденцией последних десятилетий в мировой нефтегазовой промышленности становятся крупные инвестиции глобальных нефтегазовых компаний в инновационные научно-иссле- довательские разработки. Это прежде всего связано со старением традиционных месторождений, повышением уровня их нефте- и газодобычи, а также освоением нетрадиционных топливно-энер- гетических ресурсов.

При формировании портфеля инновационных стратегий мировые нефтегазовые корпорации в первую очередь ориентируются на долгосрочную перспективу, заданную направлением общей стратегии компании.

Для определения особенностей формирования портфеля инновационных стратегий следует выявить соответствие отраженной в официальной документации стратегии развития компании уровню специфических детерминант инновационного развития, а именно доле расходов на НИОКР по отношению к объему капитальных вложений, доле нематериальных активов в общей структуре активов. В состав исследовательской выборки вошли компании ExxonMobil (США), Halliburton (США), Royal Dutch Shell (Голландия), Statoil (Норвегия), Газпром (Россия).

Высоким уровнем обеих детерминант развития обладает компания Halliburton, основной деятельностью которой является представление услуг по разработке НИОКР в нефтегазовой отрасли, что требует от нее высокого уровня инновационного развития. Компании Statoil и ExxonMobil имеют максимальный уровень развития одной из детерминант, что позволяет выделить их конкурентные преимущества по каждому из оцениваемых параметров. Компании Газпром и Royal Dutch Shell занимают самые низкие позиции рейтинга с низким уровнем развития обеих детерминант, что свидетельствует о низком уровне инновационного развития компаний относительно других из данной выборки.

Рассмотрим далее соответствие общеэкономических и инновационных целей компаний, представленных в официальных документах, рекомендуемому теоретическими моделями портфелю инновационных стратегий, выбранному по уровню развития их

261

Секция 6

детерминант инновационного развития.

Высокой степенью соответствия используемой инновационной стратегии и рекомендуемого портфеля инновационного развития отличаются компании Statoil и Halliburton. Обе компании имеют целью рост доли на мировом нефтегазовом рынке и реализуют стратегии следования за рынком, опережающей наукоемкости и исследовательского лидерства в своей деятельности, что соответствует теоретической модели портфеля инновационных стратегий.

Низкую степень соответствия реальной инновационной стратегии теоретическому портфелю инновационных стратегий имеют компании ExxonMobil и Газпром. Следует отметить, что несмотря на то, что обе компании имеют одинаковую цель — стабилизация положения на рынке — каждая из них использует свою стратегию, соответствующую теоретической модели. Компания ExxonMobil следует рекомендуемой стратегии следования за рынком, компания Газпром использует стратегию сохранения технологических позиций.

Для компании Royal Dutch Shell абсолютно отсутствует соответствие между теоретическим и практическим портфелем инновационных стратегий. Это обусловлено тем, что компания придерживается стратегий, рекомендуемых для данных целей, но при высоком уровне детерминант инновационного развития, что не соответствует действительности.

Таким образом, можно сделать вывод, что компании придерживаются рекомендуемой структуры портфелей инновационных стратегий. Выявленные несоответствия требуют дальнейшего подробного анализа детерминант инновационного развития с целью обоснования выбранного компанией портфеля инновационных стратегий.

262

Экономика и управление в газовой промышленности

К вопросу оценки нефтегазовых активов

Кустышева И. Н. (ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный архитектурно-строительный университет»)

Вусловиях рыночных отношений особую роль как для государства, так и для инвесторов (недропользователей) играет обоснованная оценка нефтегазовых активов. Специфика отрасли предъявляет особые требования к оценщикам, которые сталкиваются

смножеством проблем при определении стоимости отраслевых объектов оценки. Главной из них является отсутствие полной и достоверной информации, необходимой для проведения расчетов. Это может быть связано с наличием грифа секретности, а также незнанием оценщиком перечня документов, которые могут быть запрошены и использованы при оценке.

Другой проблемой является неприменимость традиционных методов оценки к таким объектам, как скважины, геологическая информация, право пользования недрами и т. д. Поэтому оценщик должен знать: на какой стадии геологоразведочных работ находится участок недр; что содержится в недрах: ресурсы или запасы полезных ископаемых; составлен ли какой-либо проектный документ в рамках права пользования лицензионным участком. Этот перечень далеко не полон. На практике зачастую возникает ситуация, когда законодательство в области оценочной деятельности вступает в противоречие с отраслевыми нормативно-правовыми актами, поэтому изучение и мониторинг отраслевых документов является неотъемлемой частью работы при оценке нефтегазовых активов.

Например, положением «О порядке реализации скважин глубокого бурения…» (1995 г.) предусматривается определение только восстановительной стоимости скважин, и в данном случае ни о какой рыночной стоимости объекта не может идти и речи.

Впроцессе оценки такого вида актива, как геологическая информация о недрах, сложности чаще всего возникают в процессе прогнозирования дохода, приносимого данным нематериальным активом. Так в качестве дохода не может выступать совокупный дисконтированный денежный поток, который формируется в результате освоения участка недр (разработки месторождения). В данном случае получение геологической информации направлено на снижение неопределенности дальнейших изысканий, выбор правильной технологической схемы разработки и т. д. Эти проти-

263

Секция 6

воречия можно учесть при наличии специальной методики проведения мероприятий, направленных на снижение рисков. Поэтому более целесообразно в качестве дохода, приносимого информацией о недрах, использовать упущенную выгоду недропользователя или государства. Другими словами, стоимостью будет являться потеря инвестором дохода (для государства – налогов и платежей) от более позднего вовлечения запасов в освоение (отложенная добыча) за счет проведения аналогичного комплекса геологоразведочных работ вместо приобретения уже имеющейся геологической информации по участку недр.

Основным активом, состоящим на балансе нефтегазодобывающего предприятия, является лицензия на геологическое изучение, разведку или добычу. При этом стоимость данного актива в финансовой отчетности компании занижена, поэтому оценщику необходимо с помощью имеющегося инструментария оценить рыночную стоимость права пользования недрами. Не совсем ясным остается вопрос о применимости метода дисконтирования: в некоторых случаях он может иметь отрицательное или весьма условное значение. Все зависит от профессионализма соответствующих специалистов при составления отчетов об оценке активов.

264

Экономика и управление в газовой промышленности

Технико-экономический анализ реконструкции газовых скважин на примере месторождения Медвежье на завершающей стадии эксплуатации

Ланчакова Р. А., Бауэр Н. М., Панченко Е. В., Ковалев С. Н. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Сеноманская газовая залежь Медвежьего нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) разрабатывается с 1972 г. В настоящее время эксплуатация месторождения находится на завершающей стадии, для которой характерно существенное снижение добычи газа, связанное с падением пластового давления, подъемом газоводяного контакта и обводнением призабойной зоны добывающих скважин конденсационной и пластовой водой. Накопление воды ухудшает условия выноса жидкости и механических примесей с забоя скважин и приводит к увеличению фильтрационных сопротивлений, дальнейшему снижению продуктивности и в итоге к остановке (самозадавливанию) скважин.

Для поддержания проектных среднесуточных отборов газа на месторождении рекомендуется проведение следующих геоло- го-технических мероприятий:

––перевод скважин на эксплуатацию по концентрическим лифтовым колоннам (КЛК), связанный с внедрением программ- но-технологического комплекса Smart Skid CL;

––внедрение газлифта или закачка сухого газа в скважины, связанные с внедрением программно-технологического комплекса Smart Skid GL;

––замена насосно-компрессорных труб (НКТ) на трубы меньшего диаметра.

По результатам опытно-промышленной эксплуатации скв. 722

и814 Медвежьего НГКМ было отмечено, что управление режимами работы скважин при помощи системы Smart Skid позволяет полностью исключить технологические продувки на факельную линию и увеличить среднесуточные отборы газа из скважин. Кроме того, эксплуатация скважин по КЛК позволит получить экономию затрат, связанную с отнесением на более поздний период работ по ликвидации скважин. Важным фактором эффективности внедрения системы Smart Skid является снижение выбросов вредных веществ в атмосферу.

Положительный эффект от внедрения данного оборудования

265

Секция 6

заключается также в простоте и скорости монтажа, отсутствии потребности в дополнительном оборудовании и внешнем электроснабжении, облегчении труда операторов.

Разработка месторождения на заключительной стадии эксплуатации не соответствует корпоративным требованиям по уровню доходности. Поэтому расчет экономического эффекта от проведения мероприятий по реконструкции скважин выполнен на основе прироста (дополнительной) добычи газа, получаемой в результате внедрения КЛК, газлифта, замены НКТ.

Сравнение основных технико-экономических показателей добычи газа, сформированных с учетом реконструкции скважин Медвежьего НГКМ, представлено на рисунке. Как видно выручка от реализации дополнительных объемов газа, полученного в результате реконструкции скважин, на 40 % превышает необходимые для ее проведения эксплуатационные затраты и на 80 % – капитальные вложения.

В результате реконструкции скважин газовых промыслов Медвежьего НГКМ будет получен чистый доход и чистый дисконтированный доход.

Сравнение основных экономических показателей добычи газа с учетом реконструкции скважин Медвежьего НГКМ

266

Экономика и управление в газовой промышленности

Технико-экономическое обоснование пределов применимости ГРП для нижнемеловых залежей Уренгойского месторождения

Левинский И. Ю., Яговкин М. Ю., Смирнов В. С., Панченко Е. В. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Ремонтные работы на простаивающих газоконденсатных скважинах Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения, как правило, сопровождаются мероприятиями по гидравлическому разрыву пласта (ГРП). Опыт показывает, что его успешность зависит как от фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта и его энергетической характеристики, так и от технического состояния скважины. Увеличение стоимости работ и их усложнение делают особо важной оценку перспектив дальнейшего применения данного вида реанимации простаивающих скважин.

Такая оценка выполнялась на основе ожидаемых продуктивных характеристик «средней» скважины, успешности проведения работ, а также с учетомэкономическихпоказателейэффективностиданногомероприятия.

Первым этапом стало определение продуктивной характеристики гипотетической скважины-кандидата после проведения ГРП, которое производилось на основе усредненных фильтраци- онно-емкостных свойств эксплуатационных объектов, заложенных в цифровую гидродинамическую модель. Определение продуктивности скважины после интенсификации рассчитывалось на основе функции Синко-Лея и Саманиего [1]. Результаты расчетов ожидаемой дополнительной суммарной добычи промысловой продукции, исходя из года проведения ГРП, представлены на рис. 1.

Рис. 1. Дополнительная суммарная добыча углеводородов после проведения работ по интенсификации притока методом ГРП

267

Секция 6

Следующим этапом стал прогноз технологической успешности мероприятия. Успешность проведения ГРП принималась на основе методики оценки вероятностного эффекта от проведения работ [2].

Вероятностный эффект рассчитывался на основе двух критериев. Первым является критерий по максимальной и средней нормированной проводимости коллекторов (Эkh), определяемый на основе дискриминантной функции. Вторым – критерий по средней толщине коллекторов и эффективной толщине пласта (Эh).

Основываясь на зависимости эффективности ГРП от данных критериев (табл. 1), определялась вероятность получения одной из трех категорий эффективности.

Таблица 1

Вероятность эффективности ГРП в зависимости от критериев Эh и Эkh, %

Вероятность	Эh > 0,	Эh > 0,	Эh < 0,	Эh < 0,
	Эkh > 0	Эkh < 0	Эkh > 0	Эkh < 0
Устойчивый эффект	59	40	24
Слабый эффект	38	60	29	13
Отсутствие эффекта	3		47	87

Изменение критериев оценки вероятностей по площади эксплуатационных объектов представлено на рис. 2.

Рис. 2. Изменение критериев оценки вероятностей по площади месторождения

Усредненные результаты определения вероятностного эффекта по объектам эксплуатации, полученные с использованием цифровой фильтрационной модели, представлены в табл. 2.

268

Экономика и управление в газовой промышленности

Из них следует, что вероятность получения устойчивого эффекта от проведения работ по интенсификации будет находиться на уровне 36–45 %, получение слабого эффекта возможно с вероятностью 32–34 %, и отсутствие какого-либо эффекта ожидается на уровне 21–31 %. Для расчета показателей экономической эффективности ГРП ожидаемая успешность проведения операции принималась равной средней вероятности устойчивого эффекта по объектам.

Таблица 2

Усредненная вероятностная эффективность проведения работ по ГРП, %

Объект	Эkh	Эh	Устойчивый	Слабый	Отсутствие
			эффект	эффект	эффекта
II	3,37	10,34	45	34	21
III	2,37	18,62	43	34	23
IV	1,62	4,93	36	32	31

В качестве критериев экономической эффективности приняты следующие показатели: чистый дисконтированный доход (ЧДД), внутренняя норма доходности, срок окупаемости и дисконтированный срок окупаемости.

Сводные показатели экономической эффективности выполнения ГРП в зависимости от времени проведения мероприятия (2014–2018 гг.) приведены на рис. 3.

Рис. 3. Основные экономические показатели проведения ГРП

Как следует из них, проведение ГРП целесообразно с 2014 по 2017 гг. В рамках оценки экономической эффективности проведен анализ чувствительности, который показал, что проведение ГРП наиболее целесообразно в 2014–2015 гг., т. к. в этот период

269