Методические основы определения рентабельности нефтяных скважин

Рентабельная деятельность предприятия означает то, что она приносит доходы, превышающие расходы, то есть приносит прибыль. Методик расчета показателей рентабельности существует несколько. Каждый автор пытается «по-своему» объяснить расчет того или иного показателя рентабельности. Эффективность деятельности любого предприятия заключается в разумном потреблении существующих ресурсов и наращение прибыли. В нефтяном секторе достаточный объем нефти определяется с учетом наличия тех или иных проблем нефтегазовых активов страны.

Если рассматривать наращение прибыли в целом по месторождению, то к таким ограничивающим факторам можно отнести: климатические условия добычи нефти, частота и результативность проводимых геологоразведочных работ, давняя стадия разработки месторождения, степень износа основных фондов, объемы нефтяных запасов накопленные и добытые и пр. Если рассматривать наращение прибыли по одному месторождению, но в разрезе эксплуатационных (нефтедобывающих) скважин – то такими факторами будут являться недостаточно возможная глубина переработки нефти, ограниченные мощности нефтеперерабатывающих заводов, объемы поднимаемой жидкости, объемы нефтяной залежи в недрах и качество добываемой нефти и пр.

Таким образом, учитывая специфику работы нефтяного комплекса, получаемая прибыль зависит от огромного количества факторов по разным направлениям, однако, следует рассматривать ее относительные показатели, в частности по экономическому направлению – это рентабельность, которая непосредственно отражает степень оправданности расходов за счет полученных доходов.

На сегодняшний день существует небольшой ряд разработок, определяющие прибыльность скважин. Однако, если они внедрены на предприятие, то методика определения рентабельности сформирована в соответствии с принципами работы и учета данных конкретного предприятия. В связи с этим, ни одна методологическая база не получила широкого применения, поэтому в исследовании предложен авторский подход определения рентабельности скважины.

Для определения рентабельности нефтедобывающего предприятия необходимо проанализировать эксплуатацию каждой скважины последовательно по шагам:

• 1)    собрать всю аналитическую информацию о работе эксплуатационной скважине. К такой информации относятся данные из отчета геологической разработки о доказанных извлекаемых запасах нефти (Vизвл.н) в пробуренной нефтедобывающей скважине, годовой объем добычи нефти Qн и водыQв, уровень обводненности скважины (%обв).

Таким образом, зная фактическую выручку и затраченные расходы по месторождению, можно расчетным путем определить прибыль по каждой скважине. В привычной практике такие данные в нефтяной компании не вычисляются, поскольку с точки зрения финансового отдела интерес представляется только в виде получения прибыли с добытой нефти целого месторождения, а с точки зрения отдела геологии - выработанность нефти по месторождению целиком.

• 2)    определить прибыль с каждой скважины. В данном случае прибыль будет представлена как разница между выручкой от реализации продукции с конкретной скважины и понесенными расходами на ее эксплуатацию [2] :

Прибыль = Выручка - Расходы,(1)

где выручка по скважине рассчитывается как:

Выручка^) = Цн*Qнi,(2)

где Цн - цена реализации на нефть за отчетный год;

Qнi - объем добычи нефти за отчетный год по i-той скважине.

Расходы по скважине рассчитываются как:

Расходы(i) = Расх(1тж) * Qжi,(3)

где Расх(1тж) - расходы на добычу 1 тонны жидкости является отношением общих расходов по месторождению к годовому объему выкачанной жидкости;

Qжi - объем добычи нефти за отчетный год по i-той скважине.

Но следует учесть, имея абсолютные значения прибыли невозможно сразу оценить управление операционной эффективностью добычи. Следовательно, необходимо определить, а в какой момент добычи нефти та или иная скважина перестанет приносит прибыль, то есть необходимо определить минимальный порог рентабельности.

• 3)    определить минимально-рентабельный среднесуточный дебит по нефти в точке безубыточности (дн.крит),

Минимально-рентабельный среднесуточный дебит по нефти является отношением годового объема добычи нефти к коэффициенту эксплуатации (Кэспл).

Необходимо вычислить дн.крит в сутки, при котором скважина перестанет приносить доходы, превышающие расходы. В таком случае, прибыль равна 0, а значит выручка равна расходам и минимально -рентабельный объем добычи нефти будет рассчитан по формуле:

qн.крит(i)= Расх(1тж) * (дв/%обв) / Цн                   (4)

где дв - среднесуточный дебит по воде, тонн/сут и является отношением годового объема добычи воды к коэффициенту эксплуатации;

• 4)    определить порог рентабельности скважины в годах, при достижении которого скважина перестанет приносить прибыль с учетом темпа падения добычи нефти и темпа роста накопленной жидкости в недрах.

Определение порога рентабельности скважины в годах задача нетривиальная, но имеет свои особенности. Многие авторы говорят о темпе падения добычи нефти, определяя его как отклонение добычи нефти текущего года к предыдущему. Далее прогнозируют объем добычи за счет линейного его уменьшения на рассчитанное отклонение. Такой подход искажает результаты, поскольку темп падения добычи нефти не изменяется линейно, а изменяется за счет изменения уровня обводненности скважины, который необходимо также прогнозировать ежегодно. Прогнозируемый уровень обводненности зависит от роста накопленной жидкости в недрах земли, поскольку с течением времени некоторый объем нефти добывается, за место него закачивается жидкость в недра или происходит естественное обводнение скважины.

Также балансовые запасы нефти уменьшаются за счет времени эксплуатации, поэтому каждая скважина еще и характеризуется своим темпом отбора нефти от извлекаемых запасов (ТИЗ) и объемом накопленной нефти (Qн.накопл).

Темп отбора от извлекаемых запасов был рассчитан по формуле:

ТИЗ = Qн(накопл) * Уизвл. н * 100%, (5)

где Qн (накопл) – объем накопленной добычи нефти, который ежегодно суммирует добычу нефти за год с уже имеющимся объемом добытой нефти.

Таким образом, Qн (прогноз) - прогнозируемый темп добычи нефти был рассчитан по формуле:

^н(прогноз) = Qh(1 - 1) * Кэспл * ТИЗ({ — 1), (6)

где Qн (i-1) – объем добычи нефти за предыдущий год;

ТИЗ(i-1) – темп отбора от извлекаемых запасов за предыдущий год.

Таким образом, в соответствии с разработанной методикой определения рентабельности можно сделать следующие выводы:

• -    при помощи фактических значений выручки и расходов, можно определить рентабельность не только нефтяного месторождения, но и рассчитать прибыльность по каждой нефтяной скважине;

• -    также разработка детализированной методики определения рентабельности нефтяных скважин позволяет определить объем добычи в точке безубыточности и по годам предполагаемой рентабельной эксплуатации месторождения;

• -    все скважины имеют свои индивидуальные характеристики за счет начальных утверждённых запасов нефти, которые очень часто опускаются многими авторами. Из-за неполного формирования системы показателей рентабельности можно получить малодостоверные прогнозные данные, тем самым значительно исказить результаты проводимой оценки.

Разработанная методика позволяет детально оценить влияющие факторы на формирование рентабельности и определить максимально возможный рентабельный срок эксплуатации скважин.