История и методология организации риск-менеджмента на предприятиях нефтегазового комплекса

     Для учета рисков в процессе составления  и реализации долгосрочных планов по добыче нефти и газа необходимо их классифицировать. (Приложение 2)

     Риски нефтегазовой компании в первую очередь сгруппированы по сфере возникновения.

     Во  внешней среде нефтегазовой компании систематически возникают

следующие виды рисков.

     Кредитно-банковский риск – это вероятность повышения учетной банковской ставки, ужесточения (сокращения) сроков возврата кредита и выплаты процентов.

     Рыночный  (коммерческий) риск – это вероятность инфляции, изменения рыночной конъюнктуры (размеров и структуры потребления энергоресурсов), роста или падения спроса и предложения на углеводородное сырье, колебаний цен на нефть и газ в регионе, стране, мире.

     Валютный  риск означает риск потерь финансовых ресурсов вследствие

непредсказуемых колебаний валютных курсов денежных средств, использующихся в расчетах при составлении планов нефтегазодобывающего

предприятия. Даже самой твердой валюте присуща  внутренняя инфляция, а

динамика  ее покупательной способности в  отдельно взятой стране может быть весьма нестабильной.

     Политический  риск – это возможность изменения социально-политической ситуации в мире, нестабильность внутренней политики и изменение торгово-политического режима в регионе и стране.

     Конкурентный  риск – это возможность появления эффективных заменителей энергоресурсов (солнечной и атомной энергии, энергии ветра).

     Законотворческий  риск подразумевает нестабильность экономического и, прежде всего налогового законодательства, в частности изменения процентных ставок налогов, выплачиваемых исключительно компаниями нефтегазовой отрасли.

     Внешнеэкономический риск – возможность ограничения экспорта и импорта нефти, газа и продуктов их переработки (повышение таможенных

пошлин, введение добровольных ограничений, снижение квот и т.д.).

     Форс-мажорный риск означает опасность воздействия обстоятельств непреодолимой силы природных катаклизмов или форс-мажора (землетрясения, наводнения и т.п.).

     Среди рисков, возникающих во внутренней среде нефтегазовой компании, в диссертации выделены отдельно риски, которые необходимо анализировать на уровне нефтегазодобывающего предприятия. Именно они определяют отличительные особенности функционирования предприятий нефтегазовой отрасли от любых других хозяйствующих субъектов.

     Производственно-технологический риск – это вероятность возникновения промышленных аварий и отказов оборудования вследствие физического и морального износа, ненадежной и неустойчивой работы техники и иных основных используемых средств и предметов труда; недостатков технологии и неправильного выбора параметров оборудования.

     Экологический риск может возникнуть как последствие техногенного воздействия на окружающую среду, в частности выбросов в атмосферу и в воду, складирования отходов.

     Геологический риск характеризует недостаточную степень изученности

балансовых  и извлекаемых запасов нефтегазовых месторождений, нехватку

геологоразведочной  и геофизической исследовательской  информации о коллекторских свойствах пласта и т.д., вследствие чего существует вероятность нерациональной разработки месторождения и его более ранней выработки.

     Природный риск подразумевает влияние климата и географического

положения на условия и сроки добычи нефти  и газа.

     Во  вторых, по уровню повторяемости риски  нефтегазодобывающего

предприятия можно классифицировать на:

     Cистематические – постоянно повторяющиеся, обусловленные действием многообразных, общих для всех производственных и непроизводственных предприятий, факторов.

     Несистематические – риски, обусловленные действием конкретных специфических факторов, полностью зависящих от отрасли деятельности самого предприятия и его подразделений.

     Среди несистематических рисков внутренней среды нефтегазовой компании выделяют следующие четыре вида.

     Технический риск характеризует неточность или неполноту исходных

технико-экономических  показателей при планировании в  силу:

• ошибочного определения производственной мощности, цен на сырье,

энергию и комплектующие, стоимости оборудования;

• недостатков в управлении, в том числе непрофессионального уровня

менеджмента;

• нехватки квалифицированной рабочей силы, отсутствия опыта работы с импортным оборудованием у персонала;
• отсутствия культуры и благоприятной психологической атмосферы трудового коллектива.

     Институциональный риск подразумевает различные интересы акционеров и учредителей нефтегазодобывающего предприятия при формировании уставного капитала и распределении дивидендов.

     Маркетинговый риск – это вероятность неправильного выбора рынков

сбыта продукции, неверного определения  стратегии операций на рынке, неточного расчета емкости рынка; непродуманности, неотлаженности или

отсутствия  сбытовой сети на предполагаемых рынках сбыта.

     Финансовый  риск – это возможность неплатежей, банкротств, срывов

договорных  обязательств и иных видов невыполнения обязательств инвесторами, поставщиками и другими деловыми партнерами.

     Основные  причины превышения или невыполнения показателей долгосрочных планов по добыче и реализации углеводородного сырья нефтегазодобывающих предприятий заключаются в том, что не учитывается

вероятность экономических потерь вследствие неполной изученности геолого-геофизических  условий разработки нефтегазовых месторождений  и

коллекторских свойств пласта, а также недостаточной исследовательской информации о балансовых и извлекаемых запасах.

     В связи с этим в работе предложена классификация геологических рисков. (Приложение 3)

     Геологические риски нефтегазодобывающего предприятия  по причине их возникновения могут быть разделены на три группы:

1. Неточность перемасштабирования заключается в резком несоответствии размеров реальной сетки скважин и толщины слоев реального коллектора с масштабом моделируемых ячеек в геологической модели. Зачастую при таком контрасте невозможно отразить мелкомасштабные вертикальные неоднородности и корректно смоделировать движение пластовых флюидов.

     Например, прорыв газа в модели с крупной  сеткой, по сравнению с моделью с мелкой сеткой, происходит позднее и недооценивается. В итоге существует риск скорого увеличения газового фактора и обводненности, и уменьшение производительности месторождения;

2. Недостаточный объем, качество и глубина охвата исследований;
3. Ошибочная интерпретация полученных при исследованиях данных.

Во второй группе выделяют следующие геологические  риски:

• неопределенность поведения скважин при их вскрытии (скин-эффект)

заключается в отсутствии информации о степени  загрязненности призабойной зоны пласта;

• изменчивость текущей нефтенасыщенности продуктивных коллекторов или общего объема нефтенасыщенных пород (ООП) заключается в недостаточном охвате сейсмическими исследованиями всей глубины и площади пласта, что ведет к затруднениям и неопределенностям при выделении границ геологической модели;
• неопределенности пористости и проницаемости состоят в нечеткой информации о пространственном распределении и сообщаемости пластов через стратиграфические границы из-за недостаточного охвата геолого-геофизических исследований (ГИС) по глубине и по площади;
• неопределенность водонасыщенности заключается в недостатке данных анализа керна для точного описания динамики капиллярного давления, что также обуславливает ошибочные значения параметров, которые используются для расчета водонасыщенности по каротажным данным;
• стратиграфическая неопределенность или неясность условий осадконакопления заключается в неполном проведении объема исследований керна по скважинам, что ведет к низкому качеству палеонтологической интерпретации скважинных данных, а также к недостаточному профессиональному изучению кернограмм и каротажных диаграмм всех пробуренных скважин вкупе с сейсмоданными. Все это не дает возможности окончательно установить базовый вариант геологической модели.

     В третьей группе выделяют следующие  геологические риски:

• неопределенность водонефтяного контакта (ВНК) состоит в сложности его точного определения в силу стремительного изменения качества коллектора, что маскирует присутствие ВНК. Кроме того, ВНК, определенный по каротажным данным, должен совпадать с уровнем свободной воды (УСВ), определенным по результатам ГИС. В реальности на нефтегазовых месторождениях ВНК трудно поддается определению из-за непроницаемости породы на уровне или в непосредственной близости к УСВ и присутствия остаточной нефти и небольших нефтяных карманах ниже УСВ, зажатых в толще породы;
• неопределенность общей пористости (погрешность замера пористости)

заключается в не совпадении значений пористости по каротажу и пористости

по керну, приведенной к пластовым условиям. При этом значение пористости по керну считается правильным. Однако пористость по каротажу определяется независимо от пористости по керну, и по этой причине такое сопоставление является достаточно хорошей оценкой погрешности в пористости по каротажу;

• разобщенность продуктивных коллекторов – это неопределенность, связанная с неправильной интерпретацией результатов каротажа. По данным керна и каротажа определяются многочисленные слои с низкой и/или нулевой пористостью. Некоторые из них явно увязываются со скважинами, а, следовательно, исполняют роль так называемых вертикальных барьеров или экранов. Барьеры могут послужить причиной вертикального ограничения фильтрации и дальнейшего ускорения продвижения закачиваемого флюида в высоко проницаемые пласты. В результате может произойти более скорое увеличение газового фактора и обводненности, и уменьшение производительности месторождения. [6]

 

2.3. Содержание основных этапов управления рисками на нефтегазовых предприятиях 

     Содержание  деятельности по управлению рисками состоит из нескольких этапов анализа риска, реализуемых в определённой последовательности. (Рис. 1)

Рисунок 1.  Этапы анализа риска

     Первый  этап представляет собой определение целей, который стремится достичь управляющий в результате внедрения системы управления рисками. В качестве таких целей обычно выступают:

• выживание организации после событий непредсказуемого характера, приносящих ущерб;
• поддержание запланированного уровня издержек;
• обеспечение рентабельности инвестиций;
• оказание финансовой и других видов помощи сотрудникам организации и их семьям в случае неблагоприятного воздействия на них возможных рисков.

   Второй  этап составляет выявление и оценка рисков, с которыми может столкнуться управляемый объект в процессе своего функционирования. В зависимости от сферы и содержания деятельности, которой занимается данная организация, подверженность рискам может существенно отличаться. При этом выделение и оценка рисков включают в себя анализ факторов, условий и обстоятельств, способных привести к его возникновению, а также определение вероятности и размера потенциального ущерба от разного рода рисков, возможной частоты наступления непредсказуемых событий, несущих с собой опасность риска для организации и её персонала.