Существуют различные модели себестоимости добычи нефти. В данной статье предложена линейная четырехфакторная модель, позволяющая учитывать: основные факторы, влияющие на себестоимость добычи нефти, для проведения факторного анализа; основные технологические процессы для проведения функционально-стоимостного анализа; разделение затрат на переменные и интервально-постоянные по скважинам.
Данная модель позволяет оценивать прибыль или убытки по группе скважин или по отдельной скважине в зависимости от способа эксплуатации по фактическим значениям дебита и обводненности продукции, а также целесообразность остановки отдельных нерентабельных скважин.
На основе данной модели можно также прогнозировать изменение себестоимости добычи нефти и прибыли при изменении обводненности продукции скважины, ее дебита нефти, цены на нефть и других факторов. Для получения конкретной модели себестоимости добычи нефти по группе скважин и по отдельным скважинам предварительно группируют скважины по месторождениям или добывающему предприятию или другому объекту, например, по пластам или по объектам разработки. Скважины группируются также по способам эксплуатации: фонтанные, газлифтные, УЭЦН, УШГН.
Исходя из существующей системы учета затрат и калькулирования себестоимости добычи нефти, определяют для каждой группы скважин экономические показатели добычи продукции. Эти показатели определяют по фактическим данным их эксплуатации за определенный период времени или по прогнозируемым данным.
Все затраты разбивают на затраты зависящие от: 1. Добычи жидкости. К ним относятся расходы: - на энергию по извлечению жидкости - по искусственному воздействию на пласт - по сбору и транспорту нефти и газа - по технологической подготовке нефти 2. Добычи нефти 3. Действующего фонда скважин. Это расходы на поддержание фонда скважин в работающем состоянии. 4. Эксплуатационного фонда скважин. Несмотря на то, что большая часть оставшихся затрат зависит от всех используемых в нефтедобыче основных фондов, можно считать, что они пропорциональны количеству эксплуатационных скважин (2/3 всех капвложений находятся в прямой зависимости от эксплуатационных скважин)
Калькулирование себестоимости добычи нефти должно производиться по статьям с разбивкой каждой из них по элементам затрат (материалы, топливо, электроэнергия, заработная плата, амортизация, налоги и пр.);
Необходимо учитывать переменные и постоянные затраты по добывающим скважинам. Причем учет должен быть как по отдельным группам скважин, образованных по определенному признаку, например, по каждому способу извлечения добываемой продукции, а именно: фонтанные, газлифтные, насосные (УЭЦН, УШГН, УСН, УГН, УВН, УДН) скважины, так и по отдельным скважинам.
Экономические показатели (затраты), полученные по группе скважин, распределяются по отдельным скважинам, то есть находят удельные составляющие себестоимости добычи нефти от затратообразующих факторов. Экономические показатели добычи продукции при существующих геологических, технических и технологических параметрах определяют по фактическим данным эксплуатации за предыдущий период времени. Для определения прибыли или убытков по группе скважин или по отдельной скважине по фактическим значениям дебита и обводненности продукции необходимо дополнительно знать цену предприятия на одну тонну нефти, которая определяется как цена реализации минус налоги. Для уточненного определения целесообразности остановки скважины, в случае убытков в качестве границы берутся не переменные, а высвобождаемые затраты (все затраты, которые исключаются при остановке скважин), то есть добавить переменную часть затрат, зависящих от действующих скважин. Использование модели позволяет сделать прогноз: как изменится себестоимость добычи нефти при изменении обводненности продукции скважины. Для понимания актуальности этой проблемы проанализируем составляющую себестоимости добычи нефти, зависящую от обводненности продукции Сж / (1 - bв). Из данного выражения видно, что при приближении обводненности к 1, то есть к 100% эта составляющая, а значит и общая себестоимость добычи нефти стремится к бесконечности. Использование модели позволяет сделать прогноз: как изменится себестоимость добычи нефти при изменении дебита нефти скважины. Экономическая необходимость отключения скважин определяется по границам предельных (пороговых) значений дебита нефти и обводненности. Однако, часто низкий дебит и высокая обводненность являются следствием неполного использования потенциала скважины. Для ответа на этот вопрос по конкретной скважине необходимо провести гидродинамические исследования и определить для неё потенциально возможный дебит за счет проведения конкретного ГТМ Использование данной модели позволяет снизить себестоимость добычи нефти. Для решения задачи повышения эффективности использования скважин за счет проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) при ограниченных ресурсах (количестве бригад, занимающихся ремонтом и исследованием скважин) можно использовать подход предложенный в работе [2]. Этот подход основан на ранжировании всех проведенных ГТМ по выделенной группе скважин в порядке убывания их эффективности и построении зависимости(ей) от накопленных дополнительных затрат на ГТМ следующих технико-экономических показателей:
- накопленной дополнительной добычи нефти (тонн/тыс.руб);
- накопленного дополнительного объема закачиваемой воды (м3/тыс.руб);
- накопленного снижения эксплуатационных расходов (руб/руб) или их отдельных элементов, таких как:
- электроэнергии (квт*час/руб);
- газлифтного газа (тыс.н.м3/руб);
- накопленного сокращения капитальных вложений (руб/руб).
Оценку эффективности геолого-технических мероприятий (дополнительной добычи нефти) на скважине производят по изменению фактической накопленной добычи нефти от её базового уровня с учетом прогноза обводнения, определяемого по модели пласта - характеристике вытеснения - (кусочная пяти- или семи-параметрическая модель Леонова В.А.). Например, при гидроразрыве пласта эффективность чаще всего обусловлена интенсификацией работы скважины, а при внедрении технология ОРРНЭО – повышением нефтеотдачи. Сравнивая скважины между собой по значениям дополнительной накопленной добычи нефти (или/и снижениям себестоимости) от проведения различных мероприятий с учетом затрат последних, будут объективно определяться первоочередные скважины для ремонта и оптимальный комплекс геолого-технических мероприятий (КРС, ПРС, ремонт с помощью канатной техники, ограничение водопритока безподходным методом и пр.). При этом также необходимо учитывать ограничения, обусловленные рациональной разработкой месторождения существующей системой сбора и подготовки добываемой продукции и организацией производства
1. Ермолов Б.А., ЦыкинИ.В., Леонова Л.В. О модели себестоимости добычи нефти. Наука и технология № 1, 1999
2. Леонов В.А. Оптимизация работы газлифтного комплекса (на примере Правдинского и Самотлорского месторождений). Диссертация канд. тех. наук. – Тюмень. - 1987.
