авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 ||

Учет рисков при планировании методов увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки месторождений

-- [ Страница 2 ] --

где nijk – фактически проведенное общее количество скважино-операций j-го метода увеличения нефтеотдачи на i-м месторождении в k-й группе скважин, скв.-опер.;

– фактически проведенное общее количество технологически успешных скв.-опер. j-го метода увеличения нефтеотдачи на i-м месторождении в k-й группе скважин, скв.-опер.

Следствием применения теории дерева решений является расчет ожидаемой денежной выгоды (EMVijk) от проведения i-го метода увеличения нефтеотдачи на j-м месторождении в k-й группе скважин:

(6)

где ЧДД0ijk – оценка чистого дисконтированного дохода предельного прироста добычи нефти, то есть при ЧДД0ijk=0;

– оценка средних единовременных затрат на проведение метода увеличения нефтеотдачи, тыс. руб.;

– оценка среднего чистого дисконтированного дохода за счет метода увеличения нефтеотдачи, тыс. руб.

Хотя на прогнозную технико-экономическую эффективность мероприятий сильнее всего влияет прогнозный прирост добычи нефти, при расчете ЧДДijk в диссертационном исследовании предлагается учитывать неравномерность помесячного значения прогнозного прироста добычи нефти, сокращение попутно добываемой воды и неполучение прибыли из-за остановки скважины на время проведения мероприятия.

Как видно из рисунка 5, функции плотностей распределения ожидаемых денежных выгод от проведения технологии «Гелий» в различных группах скважин Нивагальского месторождения являются асимметричными с «тяжелыми» правыми хвостами.

Рисунок 5 – Функции плотностей распределения ожидаемых денежных выгод от технологии «Гелий» на Нивагальском месторождении в двух группах скважин

В этих условиях в качестве меры технико-экономического риска предлагается использование полудисперсии (полусреднеквадратического отклонения).

Полудисперсия для рассматриваемых условий будет более надежной мерой риска по ряду причин:

– лица, принимающие решения, очевидно, склоняются к тому, что двусторонняя волатильность лучше односторонней, и предпочитают первую второй;

– если сравнивать этот показатель с дисперсией, он более практичен в применении в случаях, когда распределение доходности как асимметрично, так и симметрично;

– полудисперсия учитывает две статистики – дисперсию и асимметричность – в одном показателе, таким образом, давая исследователю возможность применять однофакторную модель для поиска ожидаемой доходности.

В дальнейшем для упрощения обозначений в формулах будем использовать следующие индексы: h – индекс, обозначающий j-й метод увеличения нефтеотдачи на i-м месторождении в k-й группе скважин, u – индекс, обозначающий любой другой метод увеличения нефтеотдачи, кроме h-го.

Полудисперсию ожидаемой денежной выгоды за счет проведения h-го метода увеличения нефтеотдачи рассчитывать по формуле:

, (7)

где E[..] – операнд вычисления среднего;

EMVh – ожидаемая денежная выгода одного из сценариев, оцениваемая методом имитационного моделирования, тыс.руб.

Следовательно, полусреднеквадратическое отклонение SVh есть величина:

. (8)

При сравнении двух мероприятий по увеличению нефтеотдачи следует руководствоваться следующим правилом:

(9)

где – операнд предпочтения.

В конфликтных случаях правила (9) предлагается применять принцип выбора по критерию минимума коэффициента полувариции.

  1. Разработана двухкритериальная экономико-математическая модель по формированию Парето-оптимальных портфелей мероприятий по увеличению нефтеотдачи, которая, в отличие от существующих, учитывает стратегические приоритеты деятельности нефтегазодобывающего предприятия, склонность к риску компании, ресурсные, транспортные, законодательные и другие ограничения.

Принимая во внимание недостатки ранее разработанных подходов, в диссертационном исследовании предлагается модель оптимизации инвестиционной деятельности в области методов увеличения нефтеотдачи, построенная на основе современной теории портфельного инвестирования Марковица–Тобина с учетом стратегических приоритетов и ограничений, специфичных для деятельности нефтегазодобывающих предприятий.

Для формирования эффективных портфелей методов увеличения нефтеотдачи на плановый период предлагается двухкритериальная экономико-математическая модель, в которой осуществляются:

  • максимизация ожидаемой денежной выгоды портфеля методов увеличения нефтеотдачи с учетом возможности вложения денежных средств по минимально приемлемой доходности:

(10)

где ah – возможное количество мероприятий h-го метода увеличения нефтеотдачи;

EMVh – ожидаемая денежная выгода за счет проведения h-го метода увеличения нефтеотдачи, тыс.руб.;

Ra – минимальная доходность на вложенный капитал (средневзвешенная стоимость капитала компании - WACC), доли ед.;

Kh – единовременные затраты на проведение h-го метода увеличения нефтеотдачи, тыс.руб.;

G – количество методов увеличения нефтеотдачи в ijk-множестве (i – индекс месторождения, j – индекс метода увеличения нефтеотдачи, k – индекс группы скважин месторождения).

  • минимизация суммарной полудисперсии портфеля методов увеличения нефтеотдачи:

(11)

где EMVh – ожидаемая денежная выгода за счет проведения u-го метода увеличения нефтеотдачи, тыс.руб. (uh);

zuh – вспомогательная переменная (ограничения (18)-(19)).

Ограничения:

  • на максимально возможное число скважино-операций h-го метода увеличения нефтеотдачи, которое может быть проведено на всех месторождениях и группах скважин в плановом периоде при существующем ресурсном и технологическом оснащении:

, (12)

где Zh – максимально возможное число скважино-операций h-го метода увеличения нефтеотдачи, которое может быть проведено на всех месторождениях и группах скважин в плановом периоде при существующем ресурсном и технологическом оснащении.

  • ограничение по экономической эффективности планируемых методов увеличения нефтеотдачи:

, (13)

где j – минимальный уровень рентабельности j-го метода увеличения нефтеотдачи, д. ед.

  • ограничение по пропускной способности нефтепроводов с i-го месторождения:

, (14)

где – дополнительная добыча нефти от j-го метода увеличения нефтеотдачи на i-м месторождении в k-й группе скважин, тыс.т.;

– прогнозная добыча нефти из старых скважин в плановом периоде, по которым не планируется проводить методы увеличения нефтеотдачи на i-м месторождении, тыс.т;

– прогнозная добыча нефти из новых скважин, которые будут введены в плановом периоде на i-ом месторождении, тыс. т;

– пропускная мощность нефтепроводов i-го месторождения в плановом периоде, тыс.т.

  • ограничения по проекту разработки (лицензионным соглашениям) рассматриваемых месторождений:

(15)

(16)

где – доля переходящей добычи на следующий период за счет j-го метода увеличения нефтеотдачи, доли ед.;

– добыча нефти по i-му месторождению в соответствии с проектом разработки в плановом периоде, тыс.т;

di – предельно допустимое отклонение от проектной добычи нефти в соответствии с лицензионным соглашением по i-му месторождению, доли ед.

  • ограничение по достижению минимально приемлемых технико-экономических показателей в целом по нефтегазодобывающему предприятию:

, (17)

где C0 – средняя плановая себестоимость добычи нефти по переходящему фонду и по новым скважинам, руб./т;

Cpl – средняя плановая себестоимость добычи нефти по предприятию, обеспечивающая минимально приемлемую рентабельность производства, руб./т;

W – количество нефтегазовых месторождений.

    • дополнительные ограничения:

(18)

, (19)

где au – возможное количество мероприятий u-го метода увеличения

нефтеотдачи (uh).

В построенной двухкритериальной модели (10)–(19) влияние стратегических приоритетов предприятия, а также условий внешней среды, предлагается учитывать в ограничениях. Для решения модели использован итеративный подход, использующий методы математического программирования, основанный на методе поиска допустимых решений Haimes Y.Y. (1971). Программная реализация алгоритма модели осуществлена с использованием программы RISKOptimizer, в которой реализованы эффективные генетические алгоритмы для решения экстремальных задач.

Использование модели (10)–(19) позволяет проводить анализ результатов реализации плана мероприятий с разными уровнями риска, осуществлять его факторный анализ на различные технико-экономические и вероятностные параметры, и на его основе разрабатывать дополнительные мероприятия по снижению рисков проведения методов увеличения нефтеотдачи.

На рисунке 6 представлено множество эффективных портфелей методов увеличения нефтеотдачи в соответствии с моделью (10)–(19) для условий ТПП «Лангепаснефтегаз» на 2010 г. Компромиссный в координатах «технико-экономический риск – ожидаемая денежная выгода» портфель сформирован в результате отыскания касательной к границе эффективных портфелей.

Сформированный портфель методов увеличения нефтеотдачи (результаты представлены в таблице 2) снижает совокупный технико-экономический риск методов увеличения нефтеотдачи на 41,4%. При этом обеспечивается прирост добычи нефти по рассматриваемым мероприятиям по сравнению с базовой программой на 120,73 тыс. т (+22,2%), а по предприятию в целом рост составляет 2,3%. Плановая себестоимость добычи нефти по сравнению с базовым вариантом снижается на 2,7%.

Факторный анализ составленной программы мероприятий показывает, что на технико-экономический риск и на ожидаемую денежную выгоду программы различные технико-экономические показатели влияют по-разному. Так, если на технико-экономический риск сильнее всего влияют технико-экономические вероятности успешности проведения мероприятий (40,74% общей дисперсии), то на ожидаемую денежную выгоду – цена реализации нефти (38,18% общей дисперсии).

Рисунок 6 – Базовый и компромиссный портфели методов увеличения нефтеотдачи в координатах «технико-экономический риск – ожидаемая денежная выгода»

Таблица 2 – Компромиссная в координатах «технико-экономический риск – ожидаемая денежная выгода» программа методов увеличения нефтеотдачи в ТПП «Лангепаснефтегаз» на 2010 г.

Месторождение

Группа

скважин

Технология

Итого

E[EMVik], тыс. руб.

E[SVik], тыс. руб.

Гелий

КХДВ

ГФ

ПКВ

МКО

1. Нивагальское

1 гр.

1

1

1

1

0

4

248

314

2 гр.

0

0

0

46

0

46

2627

274

2. Урьевское

1 гр.

1

25

1

1

0

28

1756

80

2 гр.

22

1

1

1

0

25

828

319

3 гр.

0

1

1

1

23

26

2513

883

3. Южно-Покачевское

1 гр.

1

1

1

1

37

41

2031

617

2 гр.

0

0

32

0

0

32

2741

1003

4. Лас-Еганское

1 гр.

1

25

1

1

0

28

273

92

2 гр.

1

34

1

1

0

37

816

262

5.Покамасовское

1 гр.

1

1

1

1

1

5

736

336

2 гр.

1

1

1

1

0

4

1047

481

6. Поточное

1 гр.

1

1

1

1

37

41

2275

757

2 гр.

1

1

1

1

0

4

570

252

7. Чумпасское

-

0

0

0

1

0

1

2737

812

8. Локосовское

-

1

1

1

1

0

4

733

371

Итого

-

32

93

44

59

98

326

1793

475

E[EMVj], тыс. руб.

-

746

921

2194

2288

2386

1764

-

-

E[SVj], тыс. руб.

-

273

163

812

323

775

273

-

-

Примечание: E[EMVik], E[SVik] – соответственно средние ожидаемые денежные выгоды и технико-экономические риски мероприятий по увеличению нефтеотдачи по месторождению и группам скважин, тыс.руб.; E[EMVj], E[SVj] – соответственно средние ожидаемые денежные выгоды и технико-экономические риски по технологиям, тыс.руб.; КХДВ – комплексное химико-дисперсное воздействие; ГФ – гидрофобизатор на основе ДОН-52; ПКВ – ПАВ-кислотное воздействие; МКО – микрокислотная обработка.

3. ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Статьи, опубликованные в изданиях, рекомендованных ВАК РФ:

  1. Рамазанов Д.Н. Оптимизация рисков инвестиционной деятельности на поздних стадиях эксплуатации нефтяных месторождений// Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2010. – №2. – С. 13-18 (0,70 п.л.).
  2. Рамазанов Д.Н. Экономико-математическая модель оптимизация плана геолого-технических мероприятий по стабилизации добычи нефти// Аудит и финансовый анализ. – 2010. – №1. – С. 147-155 (1,50 п.л.).
  3. Рамазанов Д.Н. Роль методов увеличения нефтеотдачи в обеспечении социально-экономической стабильности региона с истощающимися ресурсами// Нефтяное хозяйство. – 2007. – №12. – С.68-70 (0,62 п.л.).
  1. Рамазанов Д.Н. Организационно-экономические проблемы повышения нефтеотдачи на месторождениях России// Вопросы экономики. – 2007. – № 8. – С. 123-134 (1,00 п.л.).
  1. Рамазанов Д.Н. Оценка рисков при планировании методов увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки месторождений// Экономика и производство. – 2007. – №2. – С. 43-47 (0,44 п.л.).

Разделы в монографиях, статьи в сборниках научных статей, периодических изданиях и материалах конференций:

  1. Рамазанов Д.Н., Карпов В.Г. Проблемы прогнозирования потенциала нефтедобывающего комплекса региона // Сб. ст. междунар. науч.-практ. конф. «Технология управления социально-экономическим развитием региона». В 2-х томах. Т.1. – Уфа, 2009. – С. 231-236 (0,44 п.л., авт. 0,22 п.л.).
  2. Рамазанов Д.Н., Карпов В.Г. Преимущества применения комбинированных моделей при прогнозировании регионального развития// Сб. ст. всерос. науч.-практ. конф. «Проблемы функционирования и развития территориальных социально-экономических систем»: в 3-х томах. Т.2. – Уфа, 2008. – С. 90-93 (0,25 п.л., авт. 0,12 п.л.).
  3. Рамазанов Д.Н., Карпов В.Г. Применение эконометрических методов при планировании технико-экономической эффективности в нефтегазодобывающей отрасли// Сб. ст. междунар. науч.-практ. конф. «Технология управления социально-экономическим развитием региона»: в 2-х томах. Т.1. – Уфа, 2008. – С. 231-236 (0,25 п.л., авт. 0,12 п.л.).
  4. Рамазанов Д.Н. Вопрос систематизации и выбора оптимальных моделей прогнозирования технико-экономических результатов деятельности нефтегазодобывающих предприятий // Мат-лы междунар. молодеж. конф. «СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ-2007». – Ухта, 2007. – С. 225-229 (0,28 п.л.).
  5. Ramazanov D.N. Mathematical Modeling of Economic and Geological Risks of Enhanced Oil Recovery Projects //Сб. науч. трудов по мат-лам междунар. науч.-практ. конф. «Логистика и экономика ресурсосбережения и энергосбережения в промышленности». Т. 2. – Саратов, 2007. – С. 110-113 (0,33 п.л.).
  6. Рамазанов Д.Н. Вероятностно-статистические методы планирования экономической эффективности нефтедобывающего производства// Сб. ст. междунар. науч.-практ. конф. «Ресурсы недр России: экономика и геополитика, геотехнологии и геоэкология, литосфера и геотехника». – Пенза, 2007. – С. 124-127 (0,17 п.л.).
  7. Рамазанов Д.Н. Приоритеты развития нефтедобывающего комплекса Республики Башкортостан// Сб. ст. междунар. науч.-практ. конф. «Проблемы социально-экономической устойчивости региона». – Пенза, 2007. – С. 73-76 (0,17 п.л.).
  8. Ramazanov D.N. Estimation of Economic and Geological Uncertainties of Enhanced Oil Recovery Projects// Электронный журнал «Нефтегазовое дело» от 10.01.2007. [Электронный ресурс] URL: http://www.ogbus.ru/authors/RamazanovDN/ RamazanovDN_1e.pdf (0,56 п.л.).
  9. Рамазанов Д.Н. Модель минимизации риска портфеля мероприятий по увеличению нефтеотдачи на поздних стадиях разработки месторождений // Сб. ст. междунар. науч.-техн. конф.«Математические методы и информационные технологии в экономике, социологии и образовании». – Пенза, 2006. – С. 66-69 (0,17 п.л.).
  10. Рамазанов Д.Н., Карпов В.Г, Тарасюк В.М. Инструменты одномерной статистики при прогнозировании эффективности мероприятий повышения нефтеотдачи пластов// Межвуз. сб. науч. тр. «Современные проблемы экономической теории и практики». Вып. 6 – Уфа: УГНТУ, 2006. – С. 153-168 (0,84 п.л., авт. 0,28 п.л.).
  11. Рамазанов Д.Н., Карпов В.Г, Тарасюк В.М. Выбор метода прогнозирования технико-экономической эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов// Сб. науч. тр. всерос. науч.-практ. конф. «Технолого-инструментарные новации в управлении топливно-энергетическим комплексом: макро-, мезо- и микроуровень». – Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. – С. 72-77 (0,33 п.л., авт. 0,11 п.л.).
  12. Рамазанов Д.Н., Карпов В.Г. Проблемы увеличения нефтеотдачи в нефтедобывающем комплексе Республики Башкортостан // Мат-лы науч.-практ. конф. «Экономические проблемы и пути развития Республики Башкортостан».– Уфа: УГАЭС, 2006. – С. 132-145 (0,25 п.л., авт. 0,12 п.л.).
  13. Рамазанов Д.Н. Модель разделения риска при инновационных способах добычи нефти на поздних стадиях разработки нефтегазовых месторождений// Сб. ст. межд. науч.-техн. конф. «Информационно-вычислительные технологии и их приложения». – Пенза, 2006. – С. 255-258 (0,17 п.л.).
  14. Рамазанов Д.Н. Модель прогнозирования технико-экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи// Мат-лы всерос. науч. конф. мол. ученых «Наука. Технологии. Инновации»: в 7-ми частях. – Новосибирск: НГТУ, 2006. – Часть 1. – С. 63-65 (0,11 п.л.).
  15. Рамазанов Д.Н. Оценка влияния неопределенности геолого-технико-экономических факторов на критерии эффективности разработки нефтегазовых месторождений // Межвуз. сб. науч. тр. «Современные проблемы экономической теории и практики». Вып.5, Т. 2 – Уфа: УГНТУ, 2006. – С. 105-112 (0,40 п.л.).
  16. Рамазанов Д.Н. Проблемы оптимизации планирования мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов на нефтегазодобывающем предприятии// Сб. мат-лов всерос. науч. конф. студ., аспирантов и молод. ученых «Молодежь и наука – третье тысячелетие». – Красноярск, 2005. – С. 493-500 (0,63 п.л.).
  1. Рамазанов Д.Н. Экономико-математическое моделирование планов повышения нефтеотдачи пластов// Тезисы докл. всерос. конф. мол. ученых, спец. и студ. «Новые технологии в газовой промышленности». – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. – С. 21 (0,07 п.л.).

Рамазанов Дамир Наилевич

УЧЕТ РИСКОВ ПРИ ПЛАНИРОВАНИИ

МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

НА ПОЗДНИХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 08.00.13 – Математические

и инструментальные методы экономики

(математические методы)



Pages:     | 1 ||
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.