УЧЕТ РИСКОВ ПРИ ПЛАНИРОВАНИИ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА ПОЗДНИХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

На правах рукописи

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)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата экономических наук

Уфа – 2010

Диссертационная работа выполнена на кафедре «Экономика и управление на предприятии нефтяной и газовой промышленности» ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа.

Научный руководитель:

доктор экономических наук

Карпов Вячеслав Григорьевич (Россия), профессор кафедры экономики и управления на предприятии нефтяной и газовой промышленности ГОУ ВПО «Уфимский

государственный нефтяной технический университет», г. Уфа

Официальные оппоненты:

член-корреспондент РАН,

доктор экономических наук, профессор

Гизатуллин Хамид Нурисламович (Россия), советник РАН, г. Уфа

кандидат экономических наук, доцент

Добродей Владимир Вавилович (Россия),

зав. сектором экономико-математического моделирования Учреждения Российской академии наук Института экономики Уральского отделения РАН, г. Екатеринбург

Ведущая организация:

ГОУ ВПО «Уфимский государственный авиационный технический университет»,

г. Уфа

Защита состоится «01» июня 2010 г. в 10.00 часов на заседании диссертационного совета Д 004.022.01 при Учреждении Российской академии наук Институте экономики УрО РАН по адресу: 620014,

г. Екатеринбург, ул. Московская, 29.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Учреждения Российской академии наук Институте экономики УрО РАН.

Автореферат разослан «30 » апреля_ 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат экономических наук,

профессор В. С. Бочко

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследования. В настоящее время в большинстве нефтегазодобывающих предприятий России в связи с ухудшением структуры запасов нефти ежегодно возрастает число скважин, эксплуатация которых из-за низкого дебита или высокой обводненности продукции является нерентабельной. С одной стороны, для улучшения технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий эксплуатацию этих скважин необходимо приостанавливать. С другой стороны, остановка добывающих скважин может привести к полной деформации заданных проектных систем разработки эксплуатируемых объектов и существенному снижению конечного коэффициента извлечения нефти из-за безвозвратной потери значительного количества нефти в удаленных ловушках. Успешная доработка подобных объектов возможна только с использованием высокоэффективных, научно и экономически обоснованных методов увеличения нефтеотдачи.

Одной из важнейших проблем при планировании методов увеличения нефтеотдачи является прогнозирование возможного прироста добычи нефти. Однако в настоящее время отсутствуют научно обоснованные и практически приемлемые методы оценки рисков, связанных со спецификой этих мероприятий, что приводит к получению некорректных показателей их прогнозной технико-экономической эффективности. Применяемые отраслевые и внутрифирменные рекомендации нефтегазовых компаний по оценке и планированию технико-экономической эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи не используют инструментарий, позволяющий учитывать различные риски их проведения.

В связи с этим особую актуальность приобретают исследования, направленные на разработку инструментов прогнозирования и планирования технико-экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи, которые позволят учитывать стохастический характер их проведения и выполнять научно обоснованный отбор мероприятий с целью получения наилучших результатов с приемлемым для менеджмента нефтегазодобывающих предприятий уровнем риска.

Степень научной разработанности проблемы. Проблемы бизнес-прогнозирования и планирования деятельности нефтегазодобывающих предприятий, разрабатывающих нефтяные месторождения на поздних стадиях их эксплуатации, являются достаточно сложными и многоаспектными, что объясняет интерес широкого круга отечественных и зарубежных ученых к данным проблемам.

Решению проблем повышения технико-экономической эффективности разработки нефтегазовых месторождений поздних стадий разработки посвящено достаточно много работ отечественных ученых, таких как Андреев А.Ф., Америка Л.Д., Волынская Н.А., Гужновский Л.П., Газеев М.Х., Герт А.А., Дунаев В.Ф., Зац С.А., Зубарева В.Д., Карпов В.Г., Котенев Ю.А., Крайнова Э.А., Краснов О.С., Макаров А.В., Миловидов К.Н., Мотина Л.И., Пленкина В.В., Рогачев М.К., Тарасюк В.М., Швец С.М. и др., а также ряда зарубежных авторов: Аткинсон Скотт Е., Джерби К.К., Диксит А.К., Зекри А.И., Лари В. Лэйк, Лерше И., Миан М.А., Ньюендроп П.Д., Ноес С., Себа Р.Б., Хайт Дж. Рождер, Хоканадел С.М., Шуйлер Дж. Р., Экономидис М. Дж. и др.

В диссертационном исследовании значительное место уделено анализу проблем прогнозирования технико-экономических показателей и экономико-математического моделирования в различных сферах деятельности с использованием многих работ в этой области как отечественных, так и зарубежных специалистов и ученых. Среди них Айвазян C.А., Андронова И.В., Боровиков В.П., Васильев Ф.П., Гизатуллин Х.Н., Гребенкин А.В., Диболд Ф.И., Добродей В.В., Дубров А.М., Елисеева И.И., Ильченко А.Н., Калика В.И., Качалов Р.М., Конюховский П.В., Лётчиков А.В., Льюис К.Д., Лю Б., Марковиц Г., Михеев И.М., Мхитарян В.С., Никонов О.И., Мельников А.В., Орлов А.И., Петров М.Б., Попов Е.В., Салманов О.Н., Сдвижков О.А., Силкина Г.Ю., Смирнов Н.В., Смоляк С.А., Тейл Г., Тьюки Дж. В., Уотсон М.В., Ханк Д.Э. Хийе Ф., Шелобаев С.И., Юдин Д.Б. и др.

Аспекты управления рисками отражены в классических работах Дж. М. Кейнса, П. Самуэльсона, И. Фишера, Р. Энгла, Ф. Блэка, С. Шоулса и др., в работах ученых по теории портфельных инвестиций, а также в международных стандартах по управлению рисками (COSO Enterprise Risk Management – Integrated Framework, FERMA, AS/NZS ISO 31000:2009, BS 25999 и т.д.).

Необходимо отметить, что модели и подходы, предлагаемые перечисленными выше авторами, по нашему мнению, должны быть дополнены и расширены с целью разработки методов и соответствующего инструментария, применение которого позволит нефтегазодобывающим предприятиям прогнозировать эффективность методов увеличения нефтеотдачи, формировать портфели методов увеличения нефтеотдачи таким образом, чтобы их реализация обеспечивала достижение стратегических целей с приемлемым уровнем риска. Все вышеперечисленное обусловило выбор темы исследования, его объект и предмет.

Объектом исследования является производственно-хозяйственная деятельность нефтегазодобывающих предприятий, разрабатывающих нефтяные месторождения, вступившие на поздние стадии эксплуатации.

Предметом исследования являются методические и практические аспекты прогнозирования, планирования, оценки рисков и экономико-математического моделирования при планировании методов увеличения нефтеотдачи на нефтегазодобывающих предприятиях.

Целью диссертационного исследования является разработка комплексного модельно-методического подхода количественного учета рисков при планировании методов увеличения нефтеотдачи, необходимого для успешной доработки нефтегазовых месторождений при существующих ресурсных и природных ограничениях с приемлемым уровнем риска.

Цель исследования предопределила постановку и решение следующих задач:

На основе систематизации теоретических исследований по проблемам прогнозирования и планирования эффективности методов увеличения нефтеотдачи уточнить понятийный аппарат в области их экономической оценки в условиях риска и сформировать общую схему учета рисков при их планировании.
Учитывая недостатки и особенности применения современных методов прогнозирования технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи, разработать комбинированную модель прогнозирования, характеристики которой позволят её использовать на нефтегазодобывающих предприятиях.
Выбрать критерии оценки прогнозной технико-экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи, позволяющие, в отличие от применяемых подходов, учитывать стохастический характер эффективности их проведения.
Построить двухкритериальную экономико-математическую модель формирования Парето-оптимальных портфелей мероприятий по увеличению нефтеотдачи, а также апробировать и оценить эффективность предложенных подходов учета рисков при планировании методов увеличения нефтеотдачи на нефтегазодобывающих предприятиях.

Теоретико-методологическую базу исследования составили отечественные и зарубежные разработки по теории портфельных инвестиций, методологии управления проектами, теории управления рисками, теории вероятностей и математической статистики, действующие отраслевые методики и нормативные документы по оценке эффективности научно-технических мероприятий в нефтяной промышленности.

Основными методами исследования явились общенаучные методы (анализ и синтез, методы аналитического моделирования, системный и структурный анализ), методы одно- и многомерного статистического анализа, методы исследования операций и экономико-математическое моделирование с применением компьютерных технологий.

Информационную основу исследования составили материалы нефтегазодобывающих предприятий, экспертные оценки, аналитические и статистические материалы, действующие законодательные акты, нормативные документы и другие материалы, содержащиеся в отечественной и зарубежной литературе, периодической печати, отчетности отечественных и зарубежных нефтегазодобывающих компаний, данные, размещенные на официальных сайтах в сети Интернет, а также собственная информационная база автора.

Научная новизна. В диссертационном исследовании представлены следующие результаты, полученные автором, содержащие элементы научной новизны:

Расширен понятийно-категорийный аппарат, связанный с прогнозной оценкой результатов проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи в условиях риска, и сформирован комплексный методический подход по учету рисков при планировании этих мероприятий, учитывающий влияние различных вероятностных факторов на технико-экономическую эффективность планируемых мероприятий (пункт 1.4 Паспорта специальности 08.00.13 ВАК РФ).
Предложено использование комбинированной модели прогнозирования технологической эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи, позволяющая определять ожидаемые объемы дополнительной добычи нефти приемлемой точности в условиях значительного разброса геолого-промысловых данных и малых выборок (пункт 1.1 Паспорта специальности 08.00.13 ВАК РФ).
Предложено использование критериев ожидаемой денежной выгоды и технико-экономического риска рассматриваемого метода по увеличению нефтеотдачи для прогнозной оценки технико-экономической эффективности его применения в условиях риска, учитывающих негативное влияние геолого-промысловых и технико-экономических параметров (пункт 1.4 Паспорта специальности 08.00.13 ВАК РФ).
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 (пункт 1.1 Паспорта специальности 08.00.13 ВАК РФ).

Практическая значимость разработанных предложений заключается в том, что они представляют собой основу практически приемлемого инструментария по оценке и учету рисков при планировании методов увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки месторождений.

В частности, предложенные подходы позволяют управлению нефтегазодобывающих предприятий:

– в условиях значительного разброса геолого-промысловых параметров, малых выборок наблюдений повысить точность прогнозирования прироста добычи нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи;

– с помощью предложенных критериев ожидаемой денежной выгоды и технико-экономического риска метода увеличения нефтеотдачи проводить оценку эффективности мероприятия с учетом различных его исходов;

– в рамках разработанного комплексного подхода оценивать влияние геолого-промысловых параметров на технико-экономический риск мероприятия по увеличению нефтеотдачи;

– с помощью построенной экономико-математической модели формирования эффективных портфелей методов увеличения нефтеотдачи формировать программы мероприятий, обеспечивающие выполнение лицензионных соглашений, снижение себестоимости добычи нефти с приемлемым уровнем риска.

Апробация работы. Основные предложения и результаты, полученные в диссертации, были доложены на восьми международных и четырех российских научно-практических конференциях, в том числе: «Технолого-инструментарные новации в управлении топливно-энергетическим комплексом: макро-, мезо- и микроуровень» (г. Тюмень, 2006 г.); «СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ-2007» (г. Ухта, 2007 г.); «Логистика и экономика ресурсосбережения и энергосбережения в промышленности» (г. Саратов, 2007 г.); «Технология управления социально-экономическим развитием региона» (г. Уфа, 2009 г.), а также на научных семинарах в ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» и других научно-исследовательских организациях Российской Федерации и Республики Башкортостан.

Практическое внедрение результатов диссертационного исследования проведено в нефтедобывающих компаниях, сервисных компаниях Республики Башкортостан. Рекомендации и выводы диссертации использовались в ООО «Мобел-нефть», ООО «Экопласт», ООО «Башминерал». Отдельные положения диссертации использовались в учебном процессе ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет». Практические результаты автора исследования подтверждены соответствующими документами.

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 22 научные работы общим объемом 9,42 п.л., в том числе лично автором – 8,41 п. л., в т.ч. 5 в рецензируемых научных журналах и изданиях, определенных ВАК РФ («Аудит и финансовый анализ», «Вопросы экономики», «Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом», «Нефтяное хозяйство», «Экономика и производство»).

Структура диссертации. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, библиографического списка, приложений. Объем работы 173 страницы машинописного текста, содержит 19 таблиц, 46 рисунков, библиографию из 196 наименований, 3 приложения.

Краткое содержание работы.

Во введении обоснована актуальность темы исследования, определены цели и задачи исследования, научная новизна и практическая значимость работы.

Первая глава «Теоретические вопросы внутрифирменного прогнозирования добычи нефти и учета рисков на поздних стадиях разработки месторождений» посвящена анализу проблем прогнозирования и планирования технико-экономической эффективности разработки нефтегазовых месторождений поздних стадий разработок. В рамках главы проведен анализ современного состояния нефтедобывающего комплекса России, рассмотрены проблемы классификации методов увеличения нефтеотдачи, проведены сравнительный и статистический анализы нефтегазодобывающих отраслей России и США в области применения методов увеличения нефтеотдачи, рассмотрены теоретические вопросы и проблемы прогнозирования их технико-экономической эффективности.

Во второй главе «Разработка комплексной модели по учету рисков при планировании методов увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки месторождений» выявлены существующие и специфические риски технико-экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи, уточнен понятийный аппарат в области оценки эффективности данных мероприятий, проведен анализ большинства применяемых на практике методов прогнозирования технологической эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи, систематизированы методы технико-экономического прогнозирования, разработана комбинированная модель прогнозирования технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи, предложены критерии оценки технико-экономической эффективности планируемых мероприятий по увеличению нефтеотдачи в условиях риска, построена двухкритериальная экономико-математическая модель формирования Парето-оптимальных портфелей мероприятий по увеличению нефтеотдачи, а также составлен комплексный методический подход учета рисков при планировании технико-экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи, который позволяет оценивать влияние геолого-промысловых параметров на технико-экономический риск мероприятия по увеличению нефтеотдачи.

В третьей главе «Реализация комплексного подхода по учету рисков при планировании методов увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки месторождений» проведен анализ текущего состояния территориально-производственного подразделения (ТПП) «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ОАО «ЛУКОЙЛ». Реализован разработанный комплексный подход учета рисков при планировании методов увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки месторождений.

В заключении представлены результаты и сформулированы основные выводы проведенного исследования.

2. ОСНОВНЫЕ НАУЧНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ, ВЫНОСИМЫЕ НА ЗАЩИТУ

1. Расширен понятийно-категорийный аппарат, связанный с прогнозной оценкой результатов проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи в условиях риска, и сформирован комплексный методический подход по учету рисков при планировании этих мероприятий, учитывающий влияние различных вероятностных факторов на технико-экономическую эффективность планируемых мероприятий.

Основу понятийного аппарата в области оценки технико-экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи в соответствии с РД 39-01/06-0001-89 «Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности» составляют категории «экономический эффект», «прирост чистой прибыли, остающейся в распоряжении предприятия», сформированные на основе концепции детерминированности исходных геолого-промысловых и технико-экономических данных.

На основе анализа внутрифирменных методических рекомендаций по прогнозированию и планированию технико-экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи, результатов деятельности различных нефтегазодобывающих предприятий (ОАО АНК «Башнефть», ОАО «ГАЗПРОМ», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Татнефть», ОАО «Сургутнефтегаз») в этой области выявлено, что применяемые подходы в значительной мере (ошибки достигают 95%) не обеспечивают выполнения плановых значений технико-экономической эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи (таблица 1).

Таблица 1 – Анализ прогнозных значений технико-экономической

эффективности методов увеличения нефтеотдачи в ТПП «Лангепаснефтегаз» за 2008 г.

Показатель	Отклонение факта от прогноза по методам увеличения нефтеотдачи, %
	по всем методам	химические методы	гидравлический разрыв пласта	обработка призабойной зоны пласта
Дополн. добыча нефти за счет методов по увеличению нефтеотдачи, тыс. т	-17,0	-24,9	-9,6	-15,3
Средняя добыча нефти за счет методов по увеличению нефтеотдачи, т/скв.-опер.	-24,1	-29,9	-35,1	-22,8
Затраты на добычу нефти, млн. руб.	-2,4	-11,9	+6,6	+0,9
Экономический эффект, млн. руб.	-58,5	-95,3	-35,1	-61,3
Затраты а на 1 т доп. добычи нефти, руб./т	+61,3	+71,2	+71,4	+55,8
Экономический. эффект на 1 обработку, тыс.руб./скв.-опер.	-62,0	-95,7	-53,4	-64,7
Затраты на 1 скв.-опер., тыс.руб./скв.-опер.	+22,4	+20,0	+11,3	+20,2

Такие ошибки прогнозирования связаны, в первую очередь, с недостаточным учетом влияния вероятностных характеристик геолого-промысловых и технико-экономических параметров на риски проведения мероприятий по увеличению нефтеодачи. В связи с этим в диссертационном исследовании предложено расширить понятийно-категорийный аппарат в области оценки прогнозной экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи путем введения понятий «учет рисков при планировании методов увеличения нефтеотдачи», «ожидаемая денежная выгода метода увеличения нефтеотдачи», «технико-экономический риск метода увеличения нефтеотдачи».

Учет рисков при планировании методов увеличения нефтеотдачи – это целенаправленный процесс создания среднесрочного плана по добыче нефти за счет осуществления методов увеличения нефтеотдачи, соответствующий целям и стратегии предприятия, с определением величин потенциальных рисков на всех стадиях проведения мероприятий посредством учета различных исходов их проведения. Ожидаемая денежная выгода метода увеличения нефтеотдачи – наиболее вероятный денежный поток, который возможно получить в результате проведения мероприятия по увеличению нефтеотдачи с учетом различных исходов его осуществления. Технико-экономический риск метода увеличения нефтеотдачи – это получение возможного материального ущерба в результате осуществления мероприятия по увеличению нефтеотдачи вследствие наступления того или иного события, вызванное неопределенностью множества исходных геологических, технических и экономических данных. Введение и развитие подобного аппарата позволяет при формировании теоретических положений корректно оперировать фиксированным набором понятий, имеющих четкое и однозначное толкование применительно к области оценки эффективности методов увеличения нефтеотдачи в условиях риска.

В диссертационном исследовании сформирован комплексный методический подход по учету рисков при планировании мероприятий по увеличению нефтеотдачи (рисунок 1), учитывающий влияние геолого-промысловых параметров разработки нефтяных месторождений и технико-экономических факторов на риски проведения этих мероприятий, объединяя в себе инструменты одно- и многомерного вероятностно-статистического и экономико-математического моделирования. Реализация предложенного подхода может быть осуществлена итеративным способом по следующим последовательным блокам: геолого-техническому, экономико-имитационному и оптимизационному, каждый из которых состоит из отдельных этапов и решает определенные задачи. В геолого-техническом блоке осуществляется расчет прогнозного значения технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи. В экономико-имитационном блоке производится расчет технико-экономической эффективности и риска мероприятий по увеличению нефтеотдачи.

Рисунок 1 – Предложенный подход по учету рисков при планировании методов увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях эксплуатации месторождений

В оптимизационном блоке формируется программа методов увеличения нефтеотдачи с учетом стратегических приоритетов нефтегазодобывающего предприятия и различных ограничений.

Отдельные этапы реализации предложенного подхода могут включать различный модельно-методический инструментарий, связывая в единое целое процесс разработки плана методов увеличения нефтеотдачи в условиях риска.

Таким образом, предложенный подход предназначен для регулярной оценки, уточнения и согласования получаемых программ проведения методов увеличения нефтеотдачи, что позволяет повысить эффективность и надежность принятия решений менеджментом нефтегазодобывающего предприятия.

2. Предложено использование комбинированной модели прогнозирования технологической эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи, позволяющая определять ожидаемые объемы дополнительной добычи нефти приемлемой точности в условиях значительного разброса геолого-промысловых данных и малых выборок.

Плановая технико-экономическая эффективность метода увеличения нефтеотдачи определяется, в первую очередь, прогнозным значением прироста добычи нефти за счет его проведения.

Обзор и анализ отечественных и зарубежных методов прогнозирования технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи показывает, что у них в настоящее время есть ряд недостатков, ограничивающих их эффективное применение:

1. Применимость постоянно действующих гидродинамических математических моделей (ПДГМ) в настоящее время ограничено прежде всего отсутствием достоверной необходимой геолого-промысловой информации для создания полноценной гидродинамической модели и необходимостью значительных затрат компьютерного времени для расчета. Основная проблема применения ПДГМ – отсутствие возможности аналитической обработки и принятия решений при наличии большой погрешности в исходной информации. Относительно полной достоверной информацией об основных геолого-физических параметрах объекта разработки можно располагать только на поздних стадиях разработки, когда внедрение дорогостоящих систем ПДГМ может быть экономически нецелесообразным.

2. Применение линейного множественного корреляционно-регрессионного анализа и параметрических статистических оценок ограничено, прежде всего, необходимостью независимости экзогенных геолого-промысловых параметров и их нормальности распределения, отсутствием достоверных моделей, низкими прогнозными свойствами и др. Попытки применения нелинейных методов прогнозирования технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи оказались безрезультатными.

3. Использование широко распространенных в практике параметрических статистических оценок (прежде всего среднего арифметического) приводит к значительным ошибкам вследствие выраженной ненормальности распределения технологического эффекта методов увеличения нефтеотдачи, малого количества наблюдений по новым методам и отсутствия комплексного учета при планировании различных геолого-промысловых факторов.

4. Метод потенциальных функций позволяет получать только качественные оценки, то есть отвечает на вопрос, что технологический эффект будет не ниже какой-то заданной величины.

Для научно обоснованного выбора метода прогнозирования технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи в диссертационном исследовании проведен анализ существующих методов прогнозирования и составлена их классификация, которая, в зависимости от имеющейся исходной информации, позволяет выбрать тот или иной метод. Проведенный анализ зарубежных и отечественных источников выявил также, что лучшими прогностическими характеристиками обладают комбинированные прогнозные модели.

В диссертационном исследовании разработана комбинированная модель прогнозирования технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи, в основе которой лежат одно- и многомерные статистические методы для количественного учета влияния геолого-физических параметров нефтегазовых месторождений и позволяет работать с малыми выборками. Предложенная модель по прогнозированию решается в несколько этапов.

На I этапе производится экспертный выбор и сбор геолого-промысловых (геолого-физических и организационно-технологических) факторов по скважине (xi), оказывающих наибольшее влияние на прогноз прироста добычи нефти за счет метода увеличения нефтеотдачи (), к которым отнесены: дебит по жидкости до проведения мероприятия (x1), дебит нефти до проведения мероприятия (x2), обводненность до проведения мероприятия (x3), объем добытой нефти с начала разработки (x4), отношение отобрано воды/отобрано нефти (x5), эффективная перфорированная толщина пласта (x6), пластовое давление до мероприятия (x7), коэффициент продуктивности скважины (x8), количество проведенных кислотных обработок до этого мероприятия (x9), начальная пористость (x10), начальная нефтенасыщенность (x11), начальная абсолютная проницаемость (x12), время работы скважины после ввода из бурения (x13). Как показывает проведенный анализ, включение организационно-технологических факторов (x9, x13) обеспечивает учет временных (динамических) характеристик объектов разработки.

На II этапе проводится классификация скважин, обладающих близкими геолого-техническими и технологическими особенностями, на группы (k – номер группы скважин) по выделенным на I этапе 13 параметрам. Проведенный анализ методов классификации выявил, что для рассматриваемых условий оптимальным инструментом является метод главных компонент, позволяющий составить уравнения главных компонент, которые представляют собой линейные комбинации исходных взаимно некоррелируемых параметров. Для проверки пригодности данных для метода главных компонент предлагается использовать критерий Кайзера – Мейера – Олкина и критерий Барлетта. Решение задачи метода главных компонент сводится к поэтапному преобразованию матрицы исходных геолого-физических и организационно-технологических данных X (рисунок 2):

Рисунок 2 – Схема математических преобразований при использовании метода главных компонент

Примечание: X – матрица исходных данных размерностью nm;

V – матрица центрированных и нормированных значений признаков;

R – матрица парных коэффициентов корреляции (с единицами на главной диагонали);

– диагональная матрица собственных (характеристических) значений;

U – ортогональная матрица собственных векторов;

А – матрица весовых коэффициентов;

Z – матрица значений главных компонент.

Свойства главных компонент таковы, что описание объектов в пространстве s главных компонент имеет наименьшие искажения особенностей их взаимного расположения по сравнению с описанием в любом другом подпространстве той же размерности. Геометрическая интерпретация главных компонент позволяет выделять группы скважин, обладающих в комплексе схожими характеристиками.

Далее на III этапе модели в каждой выделенной группе скважин по каждому методу увеличения нефтеотдачи по значениям фактического прироста добычи нефти проводится цензурирование – процесс выявления грубых ошибок в данных (выбросов), которые могут быть объяснены нарушением регламента проведения мероприятия, неверным подбором скважины-кандидата и т.д. Проведенный анализ методов цензурирования показывает, что оптимальными методами цензурирования для рассматриваемых условий являются критерий Титьена–Мура (при количестве скважино-операций (n)30) и критерий Дина–Диксона (3n<30), которые, в отличие от стандартных методов, можно использовать в малых выборках.

На IV этапе по цензурированным выборкам проводится идентификация закона распределения прироста добычи нефти за счет того или иного метода увеличения нефтеотдачи в конкретной группе скважин, которые значительно отличаются от нормального и являются сильно асимметричными. В результате анализа работ по эконометрическому моделированию выявлено, что установленная функция плотности распределения данных может дать исчерпывающую информацию для прогнозирования и является эффективным инструментом статистического анализа. В процессе исследования проанализировано более 40 законов распределения случайных величин, однако в качестве возможных законов распределения дополнительной добычи нефти рассмотрены только 11 непрерывных законов, обладающих необходимым разнообразием форм. Оптимальными критериями оценки соответствия фактического распределения теоретическому для рассматриваемых условий являются критерии А.Н. Колмогорова и Андерсона–Дарлинга (2–Мизеса). Если 10n40 – выбор осуществляется на основе рейтинга обоих критериев, а в остальных случаях применяется только критерий А.Н. Колмогорова.

Поскольку для асимметричных распределений наиболее адекватной и робастной характеристикой «центральной тенденции данных» является медиана этого распределения, то для прогнозирования прироста добычи нефти предлагается использовать медиану, расчет которой производится в зависимости от теоретического закона распределения. Для оценки прогнозных свойств медианы выбран критерий Г. Тейла, который, по нашему мнению, позволяет более адекватно оценить прогнозное значение, прост в расчете и интерпретации. Использование данного критерия возможно при определении следующего коэффициента:

(1)

где – фактические значения дополнительной добычи нефти от j-го метода увеличения нефтеотдачи на i-м месторождении в k-й группе скважин, т;

– прогнозное (медианное) значение дополнительной добычи нефти от j-го метода увеличения нефтеотдачи на i-м месторождении в k-й группе скважин, т.

При T = 0 отличное качество прогноза, при T = 1 плохое качество прогноза. В качестве дополнительной оценки полученного прогнозного значения применяется доверительный интервал медианы при заданном уровне значимости.

В процессе анализа работ, а также фирменных рекомендаций нефтяных компаний, было выявлено, что при оценке плановой технико-экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи не решена проблема неравномерности распределения во времени прироста добычи нефти. В результате исследования изменения прироста добычи нефти за продолжительность технологического эффекта по 123 скважино-операциям Лангепасской группы месторождений по различным методам увеличения нефтеотдачи составлена функция K(t), наиболее точно описывающая это изменение (R2=0,98, критерий Дарбина–Уотсона равен 1,98 (p=0,003)):

, (2)

при:

(3)

где t – текущий месяц;

T – прогнозная продолжительность технологического эффекта, мес.

Следовательно, прирост добычи нефти за месяц t определяется по формуле:

(4)

Разработанная комбинированная модель прогнозирования технологической эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи апробирована для условий ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Для апробации выбраны основные 8 месторождений () и 5 наиболее распространенных на предприятии методов увеличения нефтеотдачи ().

В результате проведения группировки скважин с помощью метода главных компонент на различных месторождениях выделены от 1 до 3 () групп скважин, обладающих схожими геолого-физическими и организационно-технологическими особенностями. Проведенное цензурирование по критериям Титьена–Мура и Дина–Диксона показывает, что почти в каждой группе скважин по каждому методу увеличения нефтеотдачи наблюдаются аномальные приросты добычи нефти. Подобранные теоретические законы распределения показывают, что по большей части групп скважин прирост добычи нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи описывается логнормальным, экспоненциальным законами распределения и распределением Пирсона. Например, на рисунке 3 представлены гистограмма и теоретическая плотность распределения по приросту добычи нефти от технологии «Гелий» в 1-й группе скважин Нивагальского месторождения.

Точность рассчитанных прогнозных (медианных) значений приростов добычи нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи по всем группам скважин рассматриваемых месторождений по критерию Г. Тейла находится в интервале [0,11;0,25] при среднем значении 0,19, то есть обеспечивается 75-89%-ная точность расчетов.

Следовательно, составленная комбинированная модель, которая учитывает различные геолого-физические и организационно-технологические параметры объекта разработки, позволяет получать прогнозы приемлемой точности, а также учитывать неравномерность распределенного во времени технологического эффекта метода увеличения нефтеотдачи.

Рисунок 3 – Подбор функции плотности распределения дополнительной добычи нефти от технологии «Гелий» на Нивагальском месторождении в 1-й группе скважин

Предложено использование критериев ожидаемой денежной выгоды и технико-экономического риска рассматриваемого метода по увеличению нефтеотдачи для прогнозной оценки технико-экономической эффективности его применения в условиях риска, учитывающих негативное влияние геолого-промысловых и технико-экономических параметров.

При планировании методов увеличения нефтеотдачи нельзя ограничиваться только получением технологического эффекта, так как успешность проведения мероприятий непосредственно влияет на эффективность нефтедобывающего производства. Изменение каждой технологической составляющей мероприятия по-разному влияет на экономическую эффективность применяемого метода, поэтому расчет экономических показателей эффективности должен предусматривать оценку влияния каждой составляющей технологического эффекта на экономический результат. Следовательно, одной из главных проблем при планировании технико-экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи является выбор критерия оценки эффективности.

Проведенный анализ стандартов нефтегазовых компаний, отраслевых регламентов выявил, что в настоящее время оценку технико-экономической эффективности методов увеличения нефтеотдачи проводят на основе статичных (экономический эффект; прирост чистой прибыли, остающейся в распоряжении предприятия) и динамических критериев (ЧДД, ИД, ВНД, Ток). При этом все больше компаний, акцентируя внимание на инвестиционном характере этих мероприятий, отдают предпочтение ЧДД как критерию оценки эффективности методов увеличения нефтеотдачи.

Анализ мероприятий по увеличению нефтеотдачи показывает, что коэффициент успешности их проведения составляет лишь 30-80% по различным объектам, а в половине скважин затраты, связанные с проведением воздействия, не окупаются дополнительно добытой нефтью. Следовательно, при планировании методов увеличения нефтеотдачи необходимо учитывать то обстоятельство, что проведение одного и того же мероприятия на нефтяных месторождениях может приводить к совершенно различным исходам, то есть по существу технико-экономическая эффективность их проведения имеет ярко выраженный стохастический характер.

Для устранения выявленных в диссертационном исследовании недостатков ЧДД (учет всех видов риска в ставке дисконтирования, предположение необратимости инвестиционных решений и пр.) как критерия оценки методов увеличения нефтеотдачи проведен анализ методов оценки рисков. Проведение методов увеличения нефтеотдачи характеризуется наличием высоких экономических и технических рисков, поэтому, в соответствии с проведенным анализом, оптимальным методом оценки риска в данных условиях является использование стохастического дерева решений.

На рисунке 4 представлено разработанное типовое «дерево решений» возможного проведения метода увеличения нефтеотдачи.

Рисунок 4 – Дерево решений проведения метода увеличения нефтеотдачи

Как видно, построение дерева решений проведения метода увеличения нефтеотдачи выявляет необходимость расчета 4-х вероятностей каждой ветви дерева решений: – вероятность наличия прироста добычи нефти в результате j-го метода увеличения нефтеотдачи на i-м месторождении в k-й группе скважин, доли ед.; – вероятность технической неудачи j-го метода увеличения нефтеотдачи на i-м месторождении в k-й группе скважин, доли ед.; – вероятность получения прироста добычи нефти за счет j-го метода увеличения нефтеотдачи на i-м месторождении в k-й группе скважин, обеспечивающего экономический эффект, доли ед.; – вероятность получения прироста добычи нефти за счет j-го метода увеличения нефтеотдачи на i-м месторождении в k-й группе скважин, не обеспечивающего экономического эффекта, доли ед. Определение , проводится по обратной функции распределения (функции риска) теоретического закона распределения прироста добычи нефти.

Так как исследуемая совокупность является выборочной и, следовательно, нет точной оценки указанных вероятностей, в диссертационном исследовании использованы их оценки (,,,), которые предлагается рассчитывать по формулам:

(5)

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.

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:

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.).
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.).
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.).

Рамазанов Д.Н. Организационно-экономические проблемы повышения нефтеотдачи на месторождениях России// Вопросы экономики. – 2007. – № 8. – С. 123-134 (1,00 п.л.).

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:

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.).
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.).
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.).
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.).
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.).
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.).
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.).
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.).
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.).
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.).
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.).
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.).
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.).
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.).
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.).
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.).

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)

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата экономических наук

Подписано в печать 26.04.2010 г. Формат 60х84 1/16.

Бумага офсетная. Печать плоская. Гарнитура Times New Roman.

Усл. печ. л. 1,5. Усл.кр.-отт. 1,5. Уч.-изд. л. 1,5

Тираж 100 экз. Заказ № 199

ГОУ ВПО Уфимский государственный авиационный

технический университет

Центр оперативной полиграфии УГАТУ

450000, Уфа – центр, ул. К. Маркса, 12

УЧЕТ РИСКОВ ПРИ ПЛАНИРОВАНИИ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА ПОЗДНИХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ