老区气田中后期投资评价方法研讨与应用

2022-10-02

随着能源改革的不断深化, 天然气发展步伐明显加快, 蓝天保卫战、“煤改气”等政策带来了天然气消费量的剧增。国务院办公厅《能源发展战略行动计划 (2014-2020年) 》明确提出, 到2020年天然气占我国一次能源消费比重将达到10%, 按照能源消费总量48亿吨标煤测算, 天然气消费量将达到3600亿立方米 (2017年消费量2373亿方) , 因此天然气勘探与开发业务将高速发展。老气田因生产需要还要进行投资, 因此经济评价需求将猛增, 目前主要有1990～2010年间投入开发的气田, 它们已进入或即将进入开发末期, 在未来还有更多今天上产的气田也需作经济评价。什么样的评价方法和方式在经营上能客观评价老区经济决策对企业经营的影响, 能为决策起到很好的参谋作用, 这就是本文讨论的课题。

一、老区气田投资项目分类

从管理与经营视角看来, 在气田生产的末期的大多数投资项目都属于小规模投资, 这些小投资的目的到底是什么?老油气田改造、产能维护为了提升气田的采收率, 其目的更多是让老资产发挥剩余价值, 而不是新投资增加盈利点, 并且投资后其收益时间比较短, 用什么方法和指标能真实反映其效益状况?例如, 一个老气田其气井产水比较严重, 可以做一次气举来排液以达到维护产能的目的, 但是做了气举之后提升的产能维持的时间是不确定的, 一般12个月后其效果就不能保障了, 且老气田生产末期, 涉及的相关生产设备都有出现维修的概率, 这个也是难以预测的。

老区气田在开发中后期为使气田正常生产、最大程度维护气田生产能力, 生产单位都会对老气田进行再投资, 根据其投资项目的工程性质和效果, 大致可分为三大类:1、补充产能建设投资, 主要指为弥补产能不足或开发气田未动用储量时新钻的气井;2、老油改投资, 主要指为系统有效生产, 对已开发油气田的油气集输、油气水处理、注入、给排水、消防、供配电、通信、仪表、道路等地面生产系统进行的改造;3、增产措施投资, 主要指为了维护生产井产能进行的解堵、碱法作业、气举、排液、修井、换油管等措施。

二、方法优选

回收期法对于管理层而言, 对投资控制比较简单, 但同时也需要管理人员有比较高业务水平和决策能力。对于老气田的投资实现年内的快速回收应该说更符合企业的整体投资决策, 毕竟资金的快速回收不会对下一年度新投资产生负面效应, 并且对于天然气勘探与开发这种建设类投资项目而言, 更需要随时有充裕的现金流才不会错过投资时机。

回收期法相对于小规模投资来说更有助于决策, 对油气生产公司来讲, 这种小规模的投资数量多, 采用回收期法能很好的识别投资的风险, 提升决策效率, 可以很快的从经济角度对项目进行筛选。回收期法就是测算投入后产出的回收期, 决策人员根据回收期的时间综合判断经济风险。回收期法如何实际应用于老气井的生产当中?如下, A气田有1口井, 且进入生产末期, 该井目前因产水缘故产量很低, 做因此气举可以保证其半年的产量是否合算?管理人员就可以推算, 做一次气举花费5万元, 该措施可以让该井每月增加3万方的天然气产量持续时间不低于6个月, 3万方的产量扣除必要的生产费用及相应税收, 3万方创造的利润是1.8万元, 3个月即回收了成本。这便是基于回收期的经济测算。

回收期法自身带来的不足有两点: (1) 在投资回收后的现金流收益无法计算, 即在同样的回收期无法衡量孰优孰劣, 也就存在多项目效益无法比对的情况; (2) 无法考量资金的时间成本。为解决时间成本这一问题, 很多决策者采用现金折现的方式计算回收期, 预先确定折现率, 对折现值进行累加计算。但是这一方法仍无法去对比考量项目优劣。因此, 可引入平均会计收益率法进行补充考量, 平均会计收益率=平均净收益/平均投资额, 即考量资产收益百分比。

在回收期法的使用过程当中最核心是如何去界定投资后带来的“增量”。在增量的界定上应该从两个方面去考虑, 第一就是目前该井有产量, 投资后产量确有提升, 比如很多井作气举、酸化、改造地面系统等;第二就是该井目前正常生产, 但是因为生产年限已很久油管腐蚀严重, 必须作修井及更换油管作业不然随时可能发生油管断裂井筒阻塞导致该井报废, 这种情况“增量”就应按照产量来测算即可。通过上述分析认为:1、补充产能建设投资, 这种项目投资额度大, 适合收益法, 可以通过“有无对比”, 增量判断项目投资的可行性;2、老油改投资, 这类项目有的投资额度也较大, 以回收期判断优劣, 辅以平均会计收益率;产能维护投资, 此类项目一般投资额度较小, 资金来源多数是费用化的成本, 它的决策基本是为了判断哪个措施更加经济有效, 计算的经济指标往往是为了方案对比, 采用回收期法。

收益法利用投资回报和收益折现等技术手段, 把评估对象的预期产出能力和获利能力作为评估标的来估测评估对象的价值。该评估方法技术思路认为, 任何一个理智的投资者在投资时, 所愿意投资的货币数额不会高于投资的资产未来能给其带来的回报。根据评估对象的预期收益来评估其价值, 容易被资产评估业务各方所接受。收益法是依据资产未来预期收益经折现或本金化处理来估测资产价值的, 涉及三个基本要素: (1) 被评估资产的预期收益; (2) 折现率或资本化率; (3) 被评估资产取得预期收益的持续时间。气田产能建设投资是可以预算并控制的, 资本化率也是可以根据社会收益率或资产定价模型测算, 对于单井而言生产时间基本在10年以上, 目前的技术可以较为准确的预测其产量。因此老区气田的补充产能建设投资经济评价使用收益法是很客观的。

三、评价应用

在SC盆地东部区有很多气田处于生产的中后期, 面临诸多老油改和产能维护投资的问题, 应该如何从经济角度去评价?现在有4口井在生产遇到问题需作相应的措施, 见表2。

TD19井产量在近期迅速从5万方/天到4万方/天, 偏离产量预测曲线较远, 结合生产实际认为该井油管腐蚀严重、井筒积液、且产层部分被砂堵, 因此建议进行酸化并且更换油管, 预计措施后产量能增加, 且延缓递减速度, 可累计增产1100万方。

TD16井产量在近期10万方/天时出现了大的滑坡, 已低至5万方/天, 利用了已有的储层、生产动态、试井资料, 对井下进行判断认为:该井气井出砂、产层部分被埋, 建议:开展捞砂和酸化作业, 预计措施后产量能恢复到快速递减期的初始段, 且延缓递减速度并增加气井采收率, 可累计增产3600万方。

QL28井产量在生产10年后一个压力很稳定下降时段, 出现产量的快速滑落, 结合资料和生产实际综合分析认为:该井有阻塞。建议:开展酸化作业, 预计措施后产量能恢复到快速递减期的初始段, 且延缓递减速度并增加气井采收率, 可累计增产200万方。

YH2井产量在生产后期, 突然产量猛烈下降至几乎不能产气, 开发判断为该井被水封堵, 建议:开展气举排水作业, 预计措施后产量能恢复0.3万方/天的状态后按预期方式递减, 可累计增产1200万方。

按照前述方法对这4口井进行经济评价, 回收期最让人满意的是TD16井。TD19、YH2井回收期太长风险较大如果不考虑产量因素可不予上措施。QL28井是一口生气高于15年的老井, 上了措施后可维持的时间不确定性很强, 因为该井其它设备也随时面临更换其生产成本也是不确定因素, 建议不上措施维持现状开采。

结论:

1.回收期能够很好的辅助决策者预测老区气田投资的现金流回收情况, 同时为财务预算提供收支计算的基础;2.老区气田的回收期超过一年就是预警线, 主要就是气田在生产的后期设备老旧, 出现维修更换的概率很大且是不确定性也很大, 一旦出现这些问题很可能经济投入过大才能复产以至于该井关停;3) 老区气田投资有效益必然是建立在提升单井采速和采收率上, 提升采气速减少后期不确性风险, 提升单井采收率即生产更多天然气以偿还投资增加更多的盈利。

摘要：国家的能源政策让“十三五”期间天然气勘探与生产呈高速发展势头, 天然气投资力度的不仅会在新区新气田加大, 在老区气田亦会加大, 如何去评价老区投资效益是目前亟需解决的问题。在分析产能建设项目经济效益评价的基础上, 结合老区气田的生产实际, 认为收益法在老区气田投资预测中有很大的不适应性:①老区气田的投资的目的不是为了增加多少财务净现值, 而是发挥老气田油气资产的剩余价值;②在生产中后期的气井预测其产量的难点主要体现在设备老旧可能出现的很多状况。通过研究认为“回收期”法, 为老区气田投资评价的最优方法, 该方法对于管理层而言, 对投资控制比较简单, 现年内的快速回收应该说更符合企业的整体投资决策, 实现资金的快速回收不会对下一年度新投资产生负面效应。对油气生产公司来讲, 这种小规模的投资数量多, 采用回收期法能很好的识别投资的风险, 提升决策效率, 可以很快的从经济角度对项目进行筛选。通过对4口井试评估也印证了该方法的可行性。

关键词：投资,评价,模型,测算