Как найти добычу нефти за год

Добыча нефти характеризуется следующими данными: 

Произвести анализ ряда динамики по:

1) показателям, характеризующим рост добычи нефти (на цепной и базисной основе): абсолютный прирост, темпы роста и прироста (по годам к базисному году); результаты расчетов изложить в табличной форме;

2) средний уровень и среднегодовой темп ряда динамики;

3) показать взаимосвязь между цепными и базисными показателями.

Сделайте выводы.

Решение:

Абсолютный прирост цепной (Δy_ц) – это разность между текущим уровнем ряда и предыдущим:

Δy_ц =y_i – y_i-1

Так, во 2-ом г. прирост добычи нефти в сравнении с первым годом составит:

Δy_{ц 2-й год} = y₂ – y₁ =

= 210 – 150 = 60 тыс. т.

В 3-ем году прирост добычи нефти в сравнении со 2-м годом составит:

Δy_{ц 3-й год} = 248 – 210 = 38 тыс. т.

Аналогично исчисляются абсолютные приросты за последующие годы. Результаты расчётов занесём в таблицу.

Абсолютный прирост базисный (Δy_б) – это разность между текущим уровнем ряда и уровнем ряда, выбранным за базу сравнения:

Δy_б = y_i – y₀

Так как в задании не указано, какой год взять в качестве базисного года, по умолчанию будем считать базисным 1-й год. 

Абсолютный прирост базисный во 2-ом г. совпадает с цепным абсолютным приростом в этом году:

Δy_б = 210 – 150 = 60 тыс. т

в 3-ем году базисный абсолютный прирост равен:

Δy_б = y₃ – y₂ = 248 – 150 = 98 тыс. т и т.д (гр. 3 расчётной таблицы).

Темп роста (Тр) – отношение уровней ряда динамики, которое выражается в коэффициентах и процентах.

Цепной темп роста исчисляют отношением текущего уровня к предыдущему:

(гр. 5 расчётной таблицы);      

базисный – отношением каждого последующего уровня к одному и тому же уровню, принятому за базу сравнения:

(гр. 4 расчётной таблицы).

Темп прироста (Тпр) так же может быть цепной или базисный.

Цепной рассчитывается как отношение абсолютного прироста к предыдущему уровню ряда динамики:

Базисный темп прироста рассчитывается как отношение абсолютного прироста к базисному уровню ряда динамики:

Если предварительно был вычислен темп роста, то темп прироста можно рассчитать как разность между темпами роста и единицей, если темпы роста выражены в коэффициентах:

Тпр= Тр – 1;

или как разность между темпами роста и 100%, если темпы роста выражены в процентах:

Тпр= Тр – 100% (гр. 6 и 7 расчётной таблицы).

Расчётная таблица

Из таблицы видно, что добыча нефти росла от года к году. Однако прирост добычи с каждым годом становился меньше.

2) Средний уровень ряда определяется в данном случае по формуле средней арифметической простой, где в числителе сумма уровней динамического ряда, а в знаменателе их число:

Среднегодовой темп роста ряда динамики рассчитывается по формуле средней геометрической

где ПТр – произведение цепных темпов роста (в коэффициентах),

 – конечный базисный темп роста (в коэффициентах),

n – число темпов.

Среднегодовой темп прироста ряда динамики:

Добыча нефти ежегодно возрастала в среднем на 17,6%.

3) Между цепными и базисными темпами роста имеется взаимосвязь:

произведение цепных темпов роста (в коэффициентах) равно конечному базисному темпу роста.

Сумма цепных абсолютных приростов равна конечному базисному абсолютному приросту:

Выводы: С 1 по 6 годы добыча нефти росла от года к году. Объём добычи нефти за эти годы вырос на 124,7%, что в абсолютном выражении составило 187 т. Однако ежегодный прирост добычи с каждым годом снижался. В среднем добыча нефти ежегодно возрастала  на 17,6%.

Рассчитать
объем добычи нефти в натуральных и
стоимостных единицах измерения на
основе исходных данных (табл. 10).

Добыча нефти
рассчитывается как сумма добычи нефти
из старых и новых скважин по следующей
формуле:

где
Д н – добыча нефти; Дн ст – добыча нефти
из старых скважин; Дн нов – добыча нефти
из новых скважин.

Добыча нефти из
старых скважин рассчитывается по
формуле:

где
Фст – количество старых скважин (фонд
старых скважин); qст
– средний дебит на 1 старую скважину; n
– количество дней в календарном периоде;
Кэ — коэффициент эксплуатации скважин;
Кизм – коэффициент изменения добычи.

Таблица
10

Расчет
объема добычи нефти в натуральных и
стоимостных единицах измерения

Показатель	1 кв.	2 кв.	3 кв.	4 кв.	ИТОГО 2009 год
Добыча нефти, тыс.т., в том числе:
— добыча из старых скважин, тыс.т
количество старых скважин	421*	430*	425*	452
средний дебит на 1 скв, т/сут	12,5	12,0	13,4	14,0
коэффициент эксплуатации старых скважин
коэффициент изменения добычи	1,00	0,98	0,97	0,96
— добыча из новых скважин, тыс. т
Средняя глубина новых скважин эксплуатационного бурения, м	2 545*	2 878*	2 656	2 541*
Средняя глубина новых скважин разведочного бурения, м	2 145	2 041	2 320	2 352
Объем буровых работ, м, в том числе:
эксплуатационное бурение	45478*	33254*	26451*	23125
разведочное бурение	31458*	24125	21412	24412*
Ввод в эксплуатацию новых скважин, в том числе:
из эксплуатационного бурения
разведочного бурения
освоения прошлых лет	3	2	4	6
Среднесуточный дебит новых скважин, т/сут	16,2	16,1	15,9	15,7
коэффициент эксплуатации новых скважин	0,96	0,97	0,96	0,98
Число дней работы
Стоимость 1 т нефти, тыс. руб.	5,00	5,00	5,00	5,00
Выручка от реализации нефти, тыс. руб.

Добыча
нефти из новых скважин рассчитывается
по формуле:

где
Ф нов – количество новых скважин (фонд
новых скважин); qнов
– средний дебит на 1 новую скважину; Д
– среднее число дней работы одной
скважины.

Количество новых
скважин определяется по формуле:

где
Ф нов эб – количество новых скважин из
эксплуатационного бурения; Ф нов рб —
количество новых скважин из разведочного
бурения; Ф нов осв – освоение скважин
прошлых лет.

Количество
новых скважин из эксплуатационного
бурения определяется по формуле:

где
Б э – объем эксплуатационного бурения;
Гср э – средняя глубина новых скважин
эксплуатационного бурения.

Количество новых
скважин из разведочного бурения
определяется по формуле:

где
Б р – объем разведочного бурения; Гср
р – средняя глубина новых скважин
разведочного бурения.

При расчете
количества новых скважин из
эксплуатационного и разведочного
бурения полученные значения округлять
до целых.

Среднее
число дней работы одной скважины
рассчитывается по формуле:

где
n
– количество дней периода; Кэ нов –
коэффициент эксплуатации новых скважин.

Выручка от
реализации нефти рассчитывается путем
умножения стоимости 1 тонны нефти на
объем добычи.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

Годовая добыча — нефть

Cтраница 1

Годовая добыча нефти около 100 тыс. т, что составляет около 7 % НИЗ. Фонд действующих скважин составляет: добывающих 13, нагнетательных 3 ед.
 [1]

Годовая добыча нефти ( в пластовых условиях) определяется по соотношению.
 [2]

Годовую добычу нефти для первого периода разработки рассчитывают по восходящей ветви модели кривой дебит — накопленная добыча путем последовательного откладывания по оси абсцисс найденных значений годовой добычи по направлению от точки максимального значения годовой добычи М к точке О. Таким образом находят добычу предыдущих лет.
 [3]

Годовую добычу нефти, газа характеризуют, кроме того, темпом отбора остаточных ( текущих) извлекаемых запасов, выражая его в процентах остаточных ( текущих) запасов.
 [4]

Увеличение годовой добычи нефти в результате внедрения новой техники вызывает снижение текущих затрат на добычу нефти по линии условно-постоянных затрат.
 [5]

Масштабы годовой добычи нефти по отдельным НПУ колеблются в значительных пределах — от 30 тыс. до 16 млн. т ( в 1962), а эксплуатационный фонд — от 35 до 3500 скважин.
 [7]

В целом прогнозная годовая добыча нефти в расчетах БашНИПИнефти, ВНИИ, СибНИИНП, УкргипроНИИнефти вполне сопоставима.
 [8]

Подбор уровня годовой добычи нефти с каждого месторождения для определения суммарной добычи нефти по зоне по равным углам наклона кривых обеспечивает такое сочетание разработки всех 19 месторождений, при котором среднезональная себестоимость тонны нефти получается минимальной.
 [9]

Кривая изменения годовой добычи нефти от накопленной добычи обозначается символом ( q — 2с /), а кривая изменения годовой добычи воды от количества добытой нефти обозначается символом ( q — в-2.
 [10]

Требуется определить годовую добычу нефти дн через 3, 7 и 10 лет после ввода месторождения в разработку.
 [12]

За последние годы годовая добыча нефти росла ( почти непрерывно) только в ОАЭ.
 [13]

За последние годы годовая добыча нефти росла только в ОАЭ.
 [14]

Были сравнены значения годовой добычи нефти от биовоздействия по опытным очагам.
 [15]

Страницы:  

   1

   2

   3

   4

Как ищут нефть в России

Геологоразведка меняется, но, как оказалось, в ней все еще есть место бородатым мужикам с палатками и гитарами. С другой стороны, часть геологов давно прописалась в офисах, поскольку обработка собранных данных порой занимает годы. Тут все средства хороши, начиная от «облаков» и заканчивая ML.

Платформа «Приразломная». Фото: «Газпром»

Под катом — интервью с PhD по направлению Petroleum Engineering и директором Центра Heriot-Watt Валерием Рукавишниковым. Под его началом в середине апреля в томской Точке кипения должен был пройти финал студенческого чемпионата OilCase, который в итоге перенесли в онлайн. Отсутствие возможности личной встречи на этом мероприятии не помешало нам пообщаться на столь актуальную для России тему. Да, и про сорванную сделку с ОПЕК+ мы тоже спросили.

Валерий Рукавишников с одной из финалисток всероссийского чемпионата OilCase в 2018 году (OilCase 2018)

— Чтобы сразу определиться с тем, насколько остро стоит задача поиска, начнем издалека: надолго ли хватит нефти из уже обнаруженных месторождений?

При текущих объемах потребления (зафиксированных до недавнего кризиса) объема выявленных месторождений хватит на 60 лет. Но тут есть несколько нюансов.

Во-первых, со временем появляются новые технологии нефтеизвлечения, которые позволяют добыть то, что раньше мы добыть не могли.

Хороший пример — Венесуэла, где нефти больше всего в мире, но она высоковязкая, поэтому добыть ее экономически эффективным способом пока не получается.

Еще есть неисследованные регионы. Та же Арктика. Но даже если не вести разведку, срок окончания запасов будет постоянно сдвигаться.

Во-вторых, меняется структура потребления. Лет через 15-20 объемы переработки нефти в топливо будут намного ниже, т.е. сырье будет перенаправлено куда-то еще.

В-третьих, нужно понимать, что уровень запасов — вещь вероятностная. Зачастую эти цифры используются для спекуляции, и даже международный аудит не может сказать, насколько точна оценка. Мы можем найти перспективное месторождение и после бурения одной скважины оценить объемы в 100 миллионов тонн. А после бурения второй скважины может оказаться, что там всего 10 миллионов или наоборот — 200 миллионов тонн. Так что оценка в 60 лет очень приблизительная.

— А кто инициирует поиски новых месторождений в нашей стране?

Структура нашего нефтяного рынка такова, что частных компаний здесь очень мало и они небольшие. Поэтому основная разведка осуществляется компаниями с госучастием.

— Разве не в интересах государства делать это своими силами, учитывая значение нефти для нашей экономики?

Государство так или иначе субсидирует программы геологоразведки, но в очень маленьких объемах. Свои усилия оно направляет на участки, где до этого никаких работ не проводилось — о которых мы ничего не знаем. Там нужны огромные вливания денег и административные решения.

То, что нефтяные компании разрабатывают сейчас, это плоды работы еще Советского союза, 60-70 годов прошлого века. Чтобы охватить новые территории, например Арктику, необходимо в суровых условиях провести сейсморазведочные работы 2D на участках по 120 км. Это просеки в тайге, завоз оборудования.

Более того, подобные исследования не несут прямой выгоды. Это просто сбор информации, интерпретируя которую, можно будет предположить, какие замеры провести в будущем на меньших территориях. Исследования на таких масштабах не позволяют сказать, что мы пробурим скважину в такой-то точке и получим нефть. Но это работа, которую необходимо сделать. Ее итогом будет условный кусочек 500 на 500 км, где стоит сосредоточить усилия для поиска конкретных месторождений.

Таким образом государство занимается разведкой на долгосрочную перспективу, но в маленьких объемах, поскольку это очень дорого.

При уменьшении масштабов участков к исследованиям подключаются компании, которые покупают лицензии на определенные территории, где они предполагают наличие нефти. Разведкой на местах бизнес занимается самостоятельно, инвестируя собственные деньги. У каждой нефтяной компании есть стратегия геологоразведочных работ лет на пять.

— А кто непосредственно осуществляет геологоразведку — подразделение нефтяной компании или независимый подрядчик?

Тут есть несколько бизнес-моделей. В каждой компании есть собственные инженеры-геологи, которые могут провести сейсморазведку или пробурить разведочную скважину. К масштабным исследованиям привлекаются подрядчики: как госкорпорация Росгеология, так и частные, например, Schlumberger. Внутри нефтяной компании таких узких специалистов содержать невыгодно.

— Где сейчас идет разведка?

Сейчас компании выходят работать в основном в Восточную Сибирь, в частности, Иркутский регион. Это новая серьезная нефтегазовая провинция, откуда уже идет добыча, но продолжается разведка.

Арктика тоже представляет интерес. Вероятно, вы слышали про месторождение Приразломное, где добывает «Газпром нефть» при помощи единственной арктической платформы в мире.

Платформа приразломная: персонал — 200 чел., кессон в нижней части — 126х126 м, объем добычи — 5 млн тонн в год (фото: «Газпром»).

На иллюстрации — стволы скважин, уходящих горизонтально в нефтеносный слой. Окончания скважин имеют множество перпендикулярных отводов, из-за чего их именуют «рыбьими костями» (изображение: «Газпром»)

В том регионе есть еще ряд открытых месторождений, и работы по региональному поиску продолжаются. Но экономическая ситуация не позволяет оценить, когда там можно будет приступить к каким-то масштабным действиям.

Еще один регион, где уже идет добыча, — шельф Сахалина. Остальное — это более локальные работы в Западной Сибири, на Ямале.

— По каким признакам ищут месторождения?

Чаще всего нефть встречается в районах, где выполняется несколько условий:

• нужна материнская порода, из которой нефть может образоваться, например, так называемая Баженовская свита;
• требуется наличие пористой осадочной породы — коллектора;
• сам пласт должен быть соответствующим образом деформирован и изолирован непроницаемой покрывающей породой;
• должна образоваться ловушка, где эта нефть могла бы скопиться;
• и необходимо, чтобы с последних геологических метаморфоз прошло определенное время, чтобы нефть успела «вызреть» в нефтематеринской породе и мигрировать в ранее сформированную ловушку.

Выполнение этих условий — лишь признак того, что нефть может быть в изучаемом районе. А задача геологоразведки — различными методами проверять гипотезы о том, что она есть. При этом все данные геологоразведки также косвенные.

— Какие именно методы поиска применяются?

Любая геологоразведка — это целый комплекс разных методов. Прежде всего выполняется крупномасштабная съемка больших территорий, которая позволяет определить региональную геологию. Такие съемки по всей стране проводились в 30–50 годы прошлого века. Накопленных на текущий момент знаний хватает, чтобы понять, какие процессы проходили в том или ином регионе за последние сотни миллионов лет. Так что мы можем сужать районы поиска, повышая качество исследований — выбирать небольшие участки (условно — 500 на 500 км), чтобы проводить более детальную аэрофотосъемку и магниторазведку, проектировать сеть сейсморазведочных профилей.

По полученным данным мы оцениваем вероятность нахождения нефти в определенной точке и бурим там скважину.

Тектонические структуры, построенные в результате интерпретации временного разреза по сейсмическому профилю бассейна дельты Нигера (источник: American Association of Petroleum Geologists)

— Учитывая объемы инвестиций в нефтянку, здесь, наверное, уже все пересели на современное оборудование — беспилотники и т.п.?

Вы себе рисуете в воображении красивую картину, но в реальности это пока не так.

Нефтяная отрасль — очень неповоротливая. Здесь очень важна человеческая и экологическая безопасность. Любые новинки «железа» должны пройти испытания на прочность.

Хотя компании постепенно начинают перестраиваться. Уже два или три года проводятся пилотные проекты с дронами, и эта тенденция набирает обороты. Не так давно закончились исследования «зеленой» сейсморазведки.

Классический сейсмологические исследования Западной Сибири — это просеки в лесу на территории в десятки квадратных километров, где расставляются датчики, соединенные проводами в единую сеть. Это огромные трудозатраты, сотни километров кабеля. Сейчас начали развиваться методики, основанные на беспроводных датчиках, под которые не нужно рубить лес. Это экономит время и силы, поэтому технология постепенно завоевывает рынок.

— Неужели отрасль настолько консервативна?

Наоборот. Местами нефтегаз сравним с аэроспейсом, просто здесь нет такой популяризации.

Базовые принципы исследований той же сейсморазведки, которая появилась в 20-х годах прошлого столетия, не изменяются. Но методики настолько усложняются внутри, что ими занимаются целые научные центры, с каждым годом улучшая технологию. Нельзя сказать, что здесь суперновые гаджеты. Просто идет планомерное улучшение всего вокруг так, что за 10 лет отрасль кардинально меняется.

Очень сильно подтолкнула развитие цифровизация. Она позволяет серьезно экономить на капитальных вложениях. Технологически она обеспечивает интеграцию между собой различных цепочек процессов. Эволюция здесь идет не по пути новомодных гаджетов, а через изменение подходов. Если раньше геологоразведкой занимался один департамент, который в принципе не пересекался с другими (нашли месторождение — написали отчет — отправили в следующий отдел), то теперь выстраивается цепочка единой команды. Без технологических вещей провести такие преобразования невозможно. Здесь и облака данных, и общее рабочее пространство, которое пришло к нам из информационных технологий.

Дроны тоже используют, только не для геологоразведки, а для контроля целостности трубопроводов. И в целом гаджеты больше внедряются в процессы контроля за нефтепереработкой. К примеру, через видеокамеры контролируется ношение каски в опасных зонах производства.

— Предположим, наша геологоразведка дала какие-то результаты. Какая должна быть вероятность обнаружения нефти, чтобы началось бурение?

Тут не может быть жестких границ. Геологоразведочный бизнес имеет высокую степень неопределенности. Единственный метод, который может продемонстрировать, что нефть действительно есть, — это бурение. В остальных случаях мы не можем это утверждать — только если она не выходит в прямом смысле на поверхность, как в Баку.

Почтовая открытка конца XIX века (автор: DKP64, CC BY-SA 4.0)

Вероятность получения нефти в 30-40% — это очень хороший показатель для геологоразведки. Проблема в том, что объект исследований находится на глубине 3–5 км, и мы не можем его со всех сторон изучить. Вся отрасль построена на вероятностных моделях.

Но цель разведки не только сама нефть, но и информация. Представьте, что вы нашли перспективное месторождение, пробурили скважину, нашли нефть, но не знаете, сколько ее там. Вы начинаете планировать строительство нефтеперерабатывающего завода, и это колоссальные инвестиции. Начинаете вкладывать деньги, сэкономив на дальнейшей разведке. А потом при бурении следующей скважины вы уточняете запасы и выясняете, что месторождение намного меньше, чем ожидалось.

Иногда важно провести бурение там, где нефти точно нет, и уточнить некоторые параметры. В будущем это позволит реализовать более правильные шаги по поиску нефти в конкретном регионе.

— А как выглядят люди, которые занимаются геологоразведкой и бурением? Это все те же бородатые дядьки с гитарами?

Олдскульные ребята действительно сохранились среди тех геологов, которые физически выполняют замеры в полевых условиях. Им приходится работать на севере страны, куда их забрасывают на вахту на вертолетах или по зимникам. Из связи у них только спутниковый телефон.

И они занимаются жесткой напряженной работой. Если идет бурение, то процесс продолжается круглые сутки — его нельзя остановить. Если они занимаются сейсморазведочными работами, то они своими руками рубят просеки, перемещаются на вездеходах, живут в палатках. В этом плане вся эта «гитарная романтика» никуда не делась, разве что есть какой-то налет современности — интернет местами… Кстати, это может быть не так далеко от города — например, километрах в 200 на север от Томска. Но и там это связано с определенным риском для жизни людей и сложной логистикой.

Группа геологов в республике Саха (автор: Эрдни Тямисов, CC BY-SA 2.0)

— Значит геологи, в привычном для всех образе, никуда не денутся?

Есть в отрасли идея перехода к безлюдным производствам. Сами подумайте, насколько будет проще, если придется никого никуда «забрасывать». Но условия, в которых приходится работать, настолько суровы, что никто кроме человека их не может выдержать. Те же морозы в минус 40–50 градусов — это вызов для всего мирового научного сообщества с точки зрения материаловедения, применяемых смазок. Это огромный пул задач, которые только предстоит решить.

А в целом сегодня «геолог» — широкое понятие. Это человек, который работает в офисе за компьютером, анализируя собранные данные. И отсутствие опыта работы «в поле» не является серьезным препятствием.

Валерий Рукавишников со студентами

— Исследования ведут разные компании, и в сумме они генерируют огромное количество данных. Обобщаются ли они как-то на уровне государства?

Как у компаний, так и у государства эти данные обычно имеют высокий уровень секретности, поэтому единого хранилища, к сожалению, нет.

Однако благодаря росту компьютерных мощностей и развитию алгоритмов уже начался анализ данных в автоматическом режиме, который позволяет видеть то, что вручную невозможно было оценить. Компании собирают собственные базы в рамках своего периметра, обрабатывают данные единым потоком и получают новые инсайты, с которыми могут работать сотрудники и партнеры именно этой компании.

Все данные, кстати, обязательно сдаются государству, но у него нет ресурсов дополнительно их обрабатывать. Да и смысла нет, поскольку свои месторождения компании покрывают полностью. Государство может разве что предоставлять их ученым, чтобы те могли проверять свои гипотезы.

— Вы упоминали, что на месте геологоразведки зачастую нет интернета. А как оттуда передаются данные?

Проблема передачи данных стоит не так остро, как проблема обработки. В нефтяной отрасли важны сроки принятия решений. Поэтому все расчеты должны выполняться максимально быстро. Как это реализуется на практике, зависит от того, что это за разведка.

Если идет корабль и снимает сейсмику на шельфе, то на этом же корабле сидят ребята, которые интерпретируют и обрабатывают данные в максимально сжатые сроки. Если же данные сейсморазведки собираются на земле, то они в течение сезона (зимой) собираются на жесткие диски и вывозятся, после чего около года обрабатываются уже в офисе.

Скорость обработки — это один из технологических вызовов, которые стоят перед отраслью. Если срок обработки сократить хотя бы на 30-40%, это даст миллиарды рублей экономии.

Компании постоянно следят за передовыми технологиями, чтобы понять, как можно упростить сбор данных. На практике случается, что выгоднее лишний раз куда-то вертолет отправить, чтобы сократить срок обработки, например, с двух лет до года.

— Сейчас алгоритмы обработки данных развились достаточно хорошо. С видео «на лету» делают потрясающие вещи. Неужели нельзя разработать аналогичные алгоритмы для обработки данных сейсморазведки?

А они уже разрабатываются. Machine Learning активно применяется для их интерпретации, в том числе отечественными компаниями. Загвоздка в том, что типичную сейсмическую картину очень тяжело алгоритмизировать. Пока нет достаточного количества размеченных образцов, чтобы все сделать автоматом и быть уверенным в результате. Геология в разных уголках Земного шара отличается. Алгоритм, который мы обучили на Ямале, скорее всего, не сработает в Хакасии. При этом по результатам его применения необходимо принять решение на миллиарды рублей. Так что тут встает тонкий вопрос ответственности.

Однако сейчас вся эта сфера понемногу совершенствуется. Для более рутинного геофизического исследования скважин, когда мы опускаем в скважину нужные приборы и замеряем физические поля, есть уже зрелые технологии. ML позволяет интерпретировать результаты в автоматическом режиме. Это дает возможность заново провести интерпретацию данных с месторождений после изменения геологических гипотез, и делать это за считанные дни, а не за пару лет. Автоматические алгоритмы ускоряют работу в десятки и сотни раз. А самое важное, что мы можем смотреть на данные в другом масштабе, проверяя свои догадки.

— Речь идет о появлении принципиально новых методов исследований благодаря обработке данных?

Мы по-другому смотрим на данные, получаем из них другие комплексные вещи, которые раньше в принципе не могли бы выяснить. Но тут важно, чтобы модели строил не просто программист, а инженер-нефтяник.

— Предположим, месторождение обнаружено. Какие параметры оцениваются, чтобы решить, стоит ли его разрабатывать?

С точки зрения экономики перспективы месторождения зависят от множества факторов. Очевидный — его объем и стоимость добычи. Одно дело — месторождения, где нефть в буквальном смысле на поверхности. Другое дело — если надо бурить сложные скважины. Не менее важно наличие инфраструктуры в том месте, где мы ищем нефть. Если мы обнаружим колоссальное месторождение, но там не будет трубопровода, поднятую нефть будет просто некуда деть.

Строить трубопровод дорого, поэтому компании стараются разрабатывать участки рядом с уже существующей инфраструктурой. Это, кстати, одна из причин, почему в отдалении от цивилизации никто не проводит масштабных геологоразведочных работ.

Иными словами, оценка идет с позиции экономики. Иногда выгоднее разработать несколько маленьких месторождений рядом с существующей инфраструктурой, нежели одно большое где-то очень далеко.

— Когда из месторождения выкачивается нефть, под землей остаются пустоты?

Обычно мы закачиваем в пласт воду, чтобы она вытеснила нефть. Нужно понимать, что из каждого месторождения мы добываем всего 30–35% общего запаса. Так что никаких пустот не остается. Кстати, разработка способов добычи оставшихся 65–70% — это еще одна возможность увеличить запасы. На данный момент у нас не хватает технологий, чтобы эту нефть оттуда достать.

— А что происходит с обнаруженными месторождениями, которые приняли решение не разрабатывать?

Ничего. Сейчас в стране и в мире огромное количество нерентабельных запасов. Но сегодня цена на нефть — 20 долларов за баррель, а завтра — 100, и количество рентабельных месторождений резко возрастет. А будет цена за 200, появятся средства для инвестиций в Арктику, несмотря на жесткие погодные условия.

— Как вы думаете, кто сейчас «обрушил» цены на нефть? Кому это выгодно?

Тут есть разные мнения. Сделка ОПЕК+, с которой все началось, в долгосрочной перспективе была России не выгодна. Борьба же идет не просто за объем того, что мы продаем, а еще и за рынок сбыта. Если мы ограничим нашу добычу, то и новые рынки нам будет тяжело завоевать — это сделают другие.

Тем не менее, момент для разрыва отношений был выбран не очень удачный. Текущая цена на нефть уже вряд ли кого-то устраивает.

— Стоимость вернется к норме?

Посмотрите вокруг себя. Помимо топлива у нас есть масса производств, где применяются продукты переработки нефти. Та же химическая промышленность, фарма. И каких-то альтернатив в ближайшее время мы там не найдем.

Плюс нефть — это все-таки невозобновляемый источник. Больше ее не становится.

Так что восстановление цены — это вопрос времени.

Библиографическое описание:

Громова, А. В. Статистический анализ добычи нефти в Российской Федерации / А. В. Громова. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2019. — № 47 (285). — С. 197-200. — URL: https://moluch.ru/archive/285/64186/ (дата обращения: 26.05.2023).



В статье освещены результаты статистического анализа и прогнозирование нефтяного рынка Российской Федерации. С помощью множественной линейной регрессии проведен анализ информативных факторов. Выявлена тесная связь между факторами, влияющими на добычу нефти. Построена модель с информационными факторами. Полученные результаты исследования представляют интерес для прогнозирования нефтяного рынка, мониторинга объемов добычи нефти.

Ключевые слова: нефтяной рынок, добыча нефти, статистическое исследование нефтяного рынка, прогнозирование.

The article highlights the results of statistical analysis and forecasting of the oil market of the Russian Federation. The analysis of informative factors was carried out with the help of multiple linear regression. A close relationship between factors affecting oil production has been revealed. The model with information factors is constructed. The results of the study are of interest for forecasting the oil market, monitoring oil production.

Keywords: oil market, oil production, statistical study of the oil market, forecasting.

Россия является 8 страной в мире по объему нефтяных запасов. Поэтому анализ нефтяного рынка России, его состояния и дальнейших перспектив остается актуальным.

Задачей данного исследования является анализ состояния нефтяной отрасли с точки зрения статистических данных по объему добычи нефти. Статистические методы анализа применительно к определенной отрасли позволяют оценить состоянии и спрогнозировать дальнейшие перспективы развития отрасли с целью эффективного инвестирования.

Анализируя тенденцию за период с 2008 по 2018 годы, можно отметить ежегодный рост добычи нефти в Российской Федерации. По сравнению с 2008г. объем добычи нефти с газовым конденсатом в 2018 г. увеличился на 13,87 % (рис. 1) [1].

Рис. 1. Динамика объема добычи нефти в России 2008–2018 гг.

Источник Министерство энергетики. — [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://minenergo.gov.ru/ — 25.12.2018. Составлено автором

Рис. 2. Объем добычи нефти в России 2008–2018 гг.

Для обобщения изменений и для сравнения интенсивности динамики объемов добычи за анализируемый период были рассчитаны средние величины динамики в абсолютном и относительном выражении (таблица 1).

Таблица 1

Средние показатели динамики объема добычи нефти игазового конденсата

Средний уровень ряда, млн. тонн	Средний абсолютный прирост, млн. тонн	Средний темп роста, %	Средний темп прироста, %
522,27	6,77	101,31	1,31

Результаты таблицы 1 показывают, что за анализируемый период 2008–2018 годы средний объем добычи нефти составил 522,27 млн. тонн, причем за год он увеличивался в среднем на 6,77 млн. тонн или на 1,31 %.

Для проведения дальнейшего анализа, необходимо выявить, есть ли тенденция в рассматриваемом процессе. Проведя проверку на стационарность уровней динамического ряда методом Фостера — Стюарта была выявлена тенденция во временном ряду. Так как тенденция существует, можно выделить тренд и провести расчеты точности и адекватности кривых роста. Результаты представлены в таблице 2.

Таблица 2

Уравнения трендов объема добычи нефти игазового конденсата

Название тренда	Уравнение
Прямолинейный	y = 0.26 t — 0.351	0,982	8,78	21,4984
Парабола	y = 0.00319t2–6.167t-5.0E-6	1	8,78	2,9774
Экспоненциальная функция	y = 0.999e0.00311t	1	1,7299	0,03264
Степенная функция	y = 1t0.823	1	1,7299	0,0415
Логарифмическая функция	y = 68.66 ln(t) — 0.0478	0,981	8,7836	22,2398

Средняя относительная ошибка аппроксимации полученных кривых не превышает 10 %. Это свидетельствует о точности моделей.

Проверим модели на точность и адекватность. Принято считать, что модель адекватна описываемому процессу, если значения остаточной компоненты удовлетворяют свойствам случайности, независимости, а также остаточная компонента подчиняется нормальному закону распределения.

Проведенный анализ точности и адекватности кривых роста позволяет сделать вывод, что для описания тенденции добычи нефти целесообразно использовать степенную функцию, т. к. она имеет наименьшую ошибку аппроксимации и среднее квадратическое отклонение. Следовательно, тенденция динамики объема добычи нефтепродуктов за анализируемый период описывается восходящей ветвью параболы с замедляющимся ростом уровней.

Учитывая, что временной ряд содержит не только тенденцию динамики, но и колеблемость, проведем исследование колебаний временного ряда объемов добычи. На основе графического анализа временного ряда можно сделать вывод о преобладании случайной колеблемости в общем комплексе колебаний [2]. Коэффициент автокорреляции отклонений от параболического тренда первого порядка равен: rI=0,2, он больше -0,3, следовательно, можно предположить наличие циклической колеблемости.

Колебания уровней временного ряда имеют разную форму, распределение во времени, частоту и амплитуду. Для их характеристики проведем расчет показателей абсолютной и относительной величины колебаний. Рассчитанные показатели колеблемости позволяют сделать вывод, что временной ряд в анализируемом периоде не подвержен колебаниям, так как коэффициент колеблемости составил 0,04 %. По исходным данным с помощью функции Excel построено уравнение тренда: y = 6,2417x + 498,53.

Данное уравнение позволяет спрогнозировать объемы добычи нефти в предстоящих периодах, при условии сохранения тренда данной модели и отсутствия сторонних влияющих факторов.

Рис. 2. Прогнозное значение добычи нефти в Российской Федерации до 2022 г.

Проведенные исследования динамики позволили сделать следующие выводы: на региональном уровне измерять показатели туризма намного сложнее, чем на национальном уровне, так как в первом случае нет закрытых границ с пограничными пунктами для контроля передвижений туристов. В связи с этим международные эксперты рекомендуют сосредоточить внимание на других подходах к сбору туристской статистики, которые позволят получать достоверную информацию.

Литература:

1. Федеральная служба государственной статистики. URL: http://www.gks.ru
2. Афанасьев В. Н. Анализ временных рядов и прогнозирование [Текст]: учеб. пособие для вузов / В. Н. Афанасьев, Т. В. Лебедева. — Оренбург: ГОУ ОГУ, 2007. — 245 с.