Модели и методы оптимизации разработки нефтяных месторождений на основе управления темпами добычи тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 08.00.13, кандидат наук Нехаев, Сергей Александрович

• Нехаев, Сергей Александрович
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Нехаев, Сергей Александрович

Оглавление

Введение

Глава 1. Экономико-технологические проблемы оптимизации темпа разработки нефтяного месторождения

1.1. Типы экономических задач проектирования разработки нефтяных месторождений

1.2. Подходы к решению задачи оптимизации темпа разработки нефтяного месторождения

1.3. Выводы по главе

Глава 2. Моделирование затрат на освоение месторождения

2.1. Концептуальная модель процесса нефтедобычи

2.2. Анализ подходов, используемых для оценки затрат

2.3. Методы количественной оценки удельных нормативов затрат

2.4. Регрессионная зависимость нормативов затрат от технологических параметров месторождения

2.5. Выводы по главе

Глава 3. Технико-экономическая модель нефтяного месторождения

3.1. Основные предпосылки модели

3.2. Методы оценки уровней добычи

3.3. Моделирование экономических показателей нефтяного месторождения

3.4. Методы оценки оптимальных параметров разработки для моделей добычи «плато» и «пик»

3.5. Примеры оценки оптимального темпа разработки месторождения

3.6. Выводы по главе

Глава 4. Экспериментальный анализ оптимизации темпа разработки нефтяного месторождения

4.1. Модель численной оптимизации разработки месторождения

4.2. Анализ влияния темпа падения добычи нефти от скважины на оптимальные параметры разработки месторождения

4.3. Анализ влияния коэффициента дисконтирования на технологические решения

4.4. Аппроксимация зависимостей оптимальных параметров разработки от локальных и инфраструктурных затрат

4.5. Выводы по главе

Заключение

Перечень сокращений и условных обозначений

Список литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Модели и методы оптимизации разработки нефтяных месторождений на основе управления темпами добычи»

Введение

Актуальность темы исследования.

Практика освоения нефтяных месторождений свидетельствует о том, что экономическая эффективность их разработки в значительной степени обусловлена режимом нефтедобычи, характеризующимся показателями интенсивности извлечения углеводородного сырья: общим числом скважин на месторождении, динамикой их ввода в эксплуатацию и объемами добычи с каждой из них. Вместе с тем при обосновании проектов нефтедобычи весьма распространенным является мнение о преждевременности решения задач управления темпом отбора сырья на ранних стадиях разработки проекта, которые должны рассматриваться в рамках нефтяного инжиниринга без учета экономических аспектов [87, 97, 109, 110, 129. 131, 132, 143, 162]. Это часто приводит к снижению эффективности всего проекта из-за невозможности управления режимом нефтедобычи на его поздних стадиях.

Выход из подобной ситуации видится в обосновании решения по режиму извлечения сырья на предпроектной стадии и его дальнейшего уточнения на последующих этапах проектирования с учетом не только геологических, гидродинамических и технологических параметров месторождения, но и экономических результатов освоения месторождения в целом.

Особенно значима такая постановка задачи для новых регионов нефтедобычи. Перспективные объемы ресурсов углеводородов сосредоточены в труднодоступных регионах: Восточная Сибирь, Ямал, шельфы замерзающих арктических и субарктических морей, глубоководные шельфы. Данные регионы характеризуются суровыми природно-климатическими условиями, отдаленностью от существующей инфраструктуры, необходимостью разработки инновационных технологий для освоения перспективных месторождений [31]. Сочетание перечисленных факторов позволяет отнести такие участки к группе высокой степени сложности. Если для хорошо изученного нефтегазового региона ошибка в выборе темпа добычи сырья может оказаться не столь критичной, то для новых месторождений в неосвоенных регионах стоимость ошибки может кратно превышать экономический эффект от реализации всей добываемой нефти [103].

В этой связи проблема разработки моделей и методов определения экономически обоснованных режимов освоения нефтяных месторождений на основе управления темпом отбора продукции является актуальной.

Степень научной разработанности проблемы.

Проблема оптимизации освоения нефтяного месторождения на основе управления темпом отбора нефти предполагает необходимость решения ряда основных задач, включая: обоснование экономического критерия эффективности освоения месторождения [135, 137], учитывающего долгосрочность реализации проекта, определение оптимального количества скважин (средних запасов на одну скважину), определение оптимального темпа ввода скважин (пикового уровня добычи), формирование адекватной режиму нефтедобычи системы обустройства месторождения, обеспечивающей своевременную отгрузку и доставку сырья.

Вопросы обоснования экономических критериев эффективности разработки нефтяных месторождений освещены в работах многих российских и зарубежных специалистов, среди которых значительный вклад в решение этой проблемы внесли: В.В. Аленин, Ю.П. Ампилов, А.Ф. Андреев, Ю.Н. Батурин, П.Л. Виленский, A.A. Герт, М.С. Красс, В.Н. Лившиц, Ж. Матерон, В.И. Назаров, В.К. Семенычев, С.А. Смоляк, Н. Hotelling, D.G. Laughton, G. Salahor и др. Анализ содержания их работ позволяет сделать вывод о существовании определенных расхождений во взглядах на целесообразность использования тех или иных критериев эффективности при решении задачи оптимизации разработки месторождения углеводородов. Однако большинство из них придерживаются мнения о главенствующей роли в этом вопросе критерия NPV.

Проблемы выбора оптимального количества скважин рассматривались в работах таких специалистов как: Э.А. Вольгемут, O.A. Корниенко, A.R. Bobar, R.D. Corrie, A.B. Dyes, I.G. Hayhow, U.M. John, J.A. Lemee, I. Lerche, J.A. Mackay, C.C. Miller, T.E.W. Nind, T. Roberts, M.O. Onyekonwu. Вопросы обоснования пикового уровня добычи разработаны в трудах таких авторов как: Д.А. Мирзоев, П.П. Никитин, В.Н. Burzlaff, L.D. Elmer, B.R. Hise, A.N. Nystad, J. Lohrenz, H. Tokunaga. При этом в большинстве этих работ количество скважин

рассматривается вне их взаимосвязи с темпом их ввода (пиковый уровень добычи

«

нефти), что по существу не позволяет принимать во внимание при оценке эффективности освоения месторождения фактор пикового уровня добычи, который является крайне важным для масштабных проектов.

Изучение и анализ литературных источников по проблемам нефтедобычи также показывает, что, при экономическом обосновании проектов разработки нефтяных месторождений практически не принимаются во внимание ряд важных аспектов:

- влияние на критерий эффективности проекта взаимосвязей между технологическими решениями на отдельных этапах его разработки и, в частности, на этапах выбора технологии добычи нефти и системы обустройства месторождений;

- влияние величины коэффициента дисконтирования на выбор оптимальных показателей разработки месторождения. В связи с этим, отсутствуют правила обоснования величины коэффициента дисконтирования при определении стратегии разработки месторождения;

- при освоении новых регионов нефтегазодобычи, как правило, не учитываются затраты на формирование инфраструктуры внешнего транспорта и ее производительность;

- не исследовано влияние темпа разбуривания месторождения на величину оптимальной плотности сетки скважин. Как правило, при определении плотности сетки считается, что месторождение разбуривается «мгновенно» (в первый год);

- не учитываются затраты, связанные с добычей, обработкой и утилизацией попутной воды;

- не обосновано понятие стоимости скважины. Как правило, под стоимостью единичной скважины понимают отношение всех понесенных затрат к общему числу скважин. Данное упрощение не позволяет учесть специфику отраслевой практики, при которой затраты, связанные со строительством и эксплуатацией скважин и иных локальных объектов (кустовых площадок, промысловых трубопроводов и т.д.), отделены от затрат, связанных со строительством и

эксплуатацией объектов инфраструктуры (общих для многих участков месторождения узлов подготовки нефти, трубопроводов до пункта сдачи товарной продукции и т.д.)

Возможности повышения эффективности проектов нефтедобычи на основе адекватного учета при их экономическом обосновании перечисленных выше специфических особенностей разработки месторождений предопределили цель и задачи диссертационного исследования.

Цель и задачи исследования.

Целью диссертационного исследования является разработка моделей и методов оптимизации освоения нефтяных месторождений по экономическому критерию с учетом взаимосвязей между показателями затрат и характеристиками технологических подсистем и интенсивностью нефтедобычи, в свою очередь зависящих от условий залегания нефти.

Для достижения указанной цели в работе поставлены и решены следующие задачи:

- процесс освоения месторождений нефти обобщен и структурирован по его основным элементам;

- разработаны показатели эффективности освоения нефтяных месторождений, учитывающие особенности вкладов в эффективность проекта затрат и технологических характеристик месторождений;

-разработаны модели освоения нефтяных месторождений, учитывающие структурные взаимосвязи между его элементами и влияние уровней добычи сырья на экономические показатели нефтедобычи;

- получены эконометрические модели оценки удельных капитальных вложений и операционных затрат в зависимости от факторов, характеризующих режим освоения нефтяного месторождения;

-разработаны аналитические и численные методы оценки оптимальных параметров освоения месторождений по критерию максимума чистого дисконтированного дохода;

- обоснованы зависимости оптимального темпа разработки нефтяного месторождения от его технико-экономических параметров;

- оценено влияние коэффициента дисконтирования на характер технологических решений по выбору оптимального темпа добычи нефти.

Объект исследования: нефтяное месторождение, характеризуемое однородной геологической структурой залежи и наличием целостной системы объектов обустройства нефтяного промысла, обеспечивающего добычу, подготовку и транспортировку продукции.

Предметом исследования являются модели и методы разработки инвестиционных проектов нефтедобычи и оценки их экономической эффективности.

Методологическая, теоретическая и информационная основа исследования.

Теоретико-методологической основой являются отечественные и зарубежные труды по экономическим и технологическим проблемам нефтедобычи, инвестиционного проектирования, рынку нефтяной продукции. В работе использовались методы эконометрики и многомерного статистического анализа, линейного программирования, имитационного моделирования, системного анализа, теории разработки нефтяных месторождений.

Информационную основу исследования составили собранные и систематизированные статистические данные интегрированных проектов разработки месторождений, фактические данные аудита месторождений, содержащиеся в базах данных Wood Mackenzie, IHS CERA.

Научная новизна диссертационного исследования состоит в разработке моделей и методов оптимизации по критериям чистого дисконтированного дохода режима освоения нефтяного месторождения и его безразмерного аналога на основе управления темпом добычи нефти с ограничениями, отражающими взаимосвязи между проектными затратами различных структурных элементов процесса нефтедобычи между собой и уровнями добычи и реализации сырья,

определенных для специфических геологических, гидродинамических условий месторождений и технологий их освоения.

Наиболее важные результаты, выносимые на защиту, имеющие элементы научной новизны:

- обоснованы ключевые с экономической точки зрения виды работ по освоению нефтяного месторождения, включая бурение скважин, добычу скважинной жидкости, подготовку нефти и транспортировку товарной продукции. Отличительной особенностью является определение характера влияния капитальных и операционных затрат по видам работ по освоению нефтяного месторождения на объемы добычи и реализации сырья;

- разработаны эконометрические модели с переменной структурой, отражающие опосредованные (через количество скважин) зависимости капитальных вложений и операционных затрат подсистем добычи нефти и обустройства месторождений от объемов добычи и реализации сырья. Построенные модели позволяют аналитически учесть взаимосвязь темпа добычи нефти и затратной составляющей инвестиционного проекта разработки месторождения;

- разработана математическая модель технологического освоения нефтяного месторождения и оценки экономических результатов этого процесса. Характерной особенностью построенной модели является учет влияния на экономические результаты от освоения месторождения темпов добычи сырья и ограничений, выраженных формализованными закономерностями снижения дебита скважин по нефти со временем вследствие роста обводненности продукции и правилом отключения скважин при достижении минимального рентабельного значения дебита по нефти, и зависимостями объемов добычи нефти от капитальных и операционных затрат;

- разработан аналитический метод оценки оптимального темпа добычи сырья (количества скважин и уровня отбора нефти) по критерию максимума чистого дисконтированного дохода от освоения месторождения, базирующийся на построении функциональной зависимости этого критерия от показателей

добычи и решения системы однородных уравнений на основе частных производных этой зависимости. Предложенный метод позволяет проводить одновременную оптимизацию темпа добычи нефти от месторождения по параметрам фонда скважин и пикового уровня добычи нефти в единой экономико-математической модели нефтяного месторождения;

- предложен подход, упрощающий решение этой задачи на основе преобразования критерия КРУ и переменных модели в безразмерные аналоги и решения получаемых в результате этих преобразований системы соответствующих частных производных. Отличительной особенностью является система безразмерных технико-экономических показателей, единственным образом характеризующих экономику нефтяного месторождения;

- определены аналитические взаимосвязи между выручкой от продажи нефти, «локальными» затратами (т.е. на бурение и эксплуатацию скважин) и затратами на строительство и содержание инфраструктурных объектов, определяющие оптимальные режимы разработки месторождений в зависимости от ценового фактора рыночной конъюнктуры. Построенные аналитические взаимосвязи позволяют проводить экспресс-оценку оптимального темпа добычи нефти от месторождения.

Теоретическая значимость исследования.

Теоретическая значимость результатов исследования заключается в совершенствовании теоретических подходов, экономико-математических методов и моделей оптимизации разработки нефтяного месторождения с учетом взаимосвязей между затратами и результативными характеристиками различных структурных элементов этого процесса, специфических для геологических условий и используемых технологий нефтедобычи.

Практическая значимость исследования заключается в возможности применения разработанных методов в нефтяных компаниях и проектных институтах на этапах экономической оценки эффективности проектов освоения нефтяных месторождений. Предложенные методы позволяют обосновано определять экономически оптимальный профиль добычи с месторождения, а

также делать выбор между различными системами разработки. Результаты могут быть использованы в задачах совершенствования методов экономического обоснования технологических решений, определения минимальных рентабельных запасов и минимальной рентабельной цены нефти. Значимость диссертационного исследования с практической точки зрения подтверждается потенциалом повышения показателей экономической эффективности разработки нефтяных месторождений. Предложенные модели и методы могут использоваться в учебном процессе при преподавании дисциплин «Разработка месторождений» и «Стоимостной инжиниринг».

Апробация и внедрение результатов исследования.

Основные результаты диссертационной работы обсуждены и одобрены на заседаниях кафедры математических методов в экономике РЭУ им. Г.В. Плеханова, докладывались на следующих конференциях: «Инновации на основе информационных и коммуникационных технологий» (Сочи, 2011 г.), Конференция 8РЕ по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике (Москва, 2011 г.), XXIV и XXV международные Плехановские чтения (Москва, 2011, 2012 г.г.), Всероссийская молодежная конференция «Экономический рост: Математические аспекты» (Москва, 2011 г.), МНПК «Методы количественных исследований процессов модернизации экономики и социальной сферы России» (Москва, 2012 г.), Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка БРЕ по разведке и добыче (Москва, 2012 г.), Всероссийская научно-техническая конференция «Проблемы и опыт разработки трудноизвлекаемых запасов нефтегазоконденсатных месторождений» (Санкт-Петербург, 2012 г.), Конференция БРЕ по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике (Москва, 2013 г.)

Практическая значимость диссертационного исследования подтверждена внедрением его результатов в ООО «Газпромнефть НТЦ».

Тематика диссертационного исследования соответствует пункту 1.4. «Разработка и исследование моделей и математических методов анализа микроэкономических процессов, и систем: отраслей народного хозяйства, фирм и

предприятий, домашних хозяйств, рынков, механизмов формирования спроса и потребления, способов количественной оценки предпринимательских рисков и обоснования инвестиционных решений» паспорта специальности 08.00.13 -Математические и инструментальные методы экономики.

Публикации по теме диссертации.

По теме диссертации опубликовано 9 работ общим объемом 4,3 п.л., из них авторских 3,4 п.л., в том числе 4 работы опубликованы в рецензируемых научных журналах и изданиях общим объемом 2,6 п.л., из них авторских 1,9 п.л.

Структура, объем и содержание диссертации.

Диссертационная работа включает введение, 4 главы, заключение, список литературы и перечень сокращений и условных обозначений. Объем диссертации - 158 стр., в том числе 158 стр. основного текста, 9 таблиц и 36 рисунков. Список цитируемой литературы включает 170 источников, в том числе 106 иностранных источников.

Глава 1. Экономико-технологические проблемы оптимизации темпа разработки нефтяного месторождения

Освоение нефтяного месторождения представляет собой типичный инвестиционный проект, экономика которого характеризуется потоком инвестиций, выручки и текущих издержек, распределяемых в различных долях между партнерами-инвесторами и государством.

Доходная часть проектов нефтедобычи в значительной степени определяется net-back1 ценой тонны нефти. Снижение нефтяных цен является основным и достаточно очевидным риском таких проектов. За счет существенной взаимосвязи между ценой на нефть и стоимостью нефтегазового оборудования и услуг цена на нефть косвенным образом влияет на затратную составляющую инвестиционных проектов. Поэтому вопросу прогнозирования цены посвящено значительное число исследований. Существует множество факторов, оказывающих как долгосрочное, так и краткосрочное влияние на цену нефти, особую сложность представляет объединение всех факторов в одну модель, позволяющую выполнить прогноз с высокой точностью. Наиболее подробно механизмы ценообразования изложены в работах [47, 74, 80]. Несмотря на большое количество разработанных подходов к оценке цены на нефть (с использованием статистических моделей ARCH, GARCH, ARIMA, GBM), единого решения этой проблемы не существует. Характерными особенностями динамики цены на нефть являются: высокая волатильность, наличие случайных выбросов, стремление цены в долгосрочной перспективе к среднему значению.

Net-back цена полностью зависит от налоговой системы, в которой реализуется проект нефтедобычи. В действующей российской налоговой системе нефтяные компании «застрахованы» от ценовых рисков. Действующие фискальные системы включают в себя динамичную шкалу налогообложения, в которой уровень налогового бремени увеличивается по мере увеличения цены на нефть на мировом рынке. Данная особенность приводит к тому, что цена одного

1 За вычетом НДС, экспортных пошлин и расходов на транспортировку нефти

барреля нефти для компании находится на относительно постоянном уровне вне зависимости от колебаний уровня цен на мировом рынке. Иными словами, при текущих налогах откладывание проектов на позднюю перспективу в ожидании повышения уровня цен на нефть не является целесообразным, как в прочем и повышение достоверности прогнозов цены на нефть в целом. Альтернативным фискальным режимом является налоговая система, при которой налогооблагаемой базой является финансовый результат, а не валовая выручка [15, 16, 150]. Но такая мера, во-первых, предполагает усиление контроля над затратами нефтяных компаний, а во-вторых, взвешенный учет риска изменения цены, который существенно влияет на оценку эффективности долгосрочных проектов.

Существенной проблемой оценки эффективности месторождений является учет затратных показателей проекта нефтегазодобычи в показателях его эффективности. Проекты добычи углеводородов являются капиталоемкими. В связи с этим требуется обоснованный выбор проектных решений и последующий надзор за затратными показателями. Примером проектной ошибки может служить выбор чрезмерно высокой проектной мощности объектов обустройства на Южно-Хыльчуюском месторождении на севере Тимано-Печорской провинции. Неверный прогноз фильтрационно-емкостных свойств залежи привел к тому, что проектная мощность не была достигнута. Масштабность инвестиций задает необходимость рассмотрения и последующей реализации различных схем финансирования, в том числе за счет заемных средств.

В большинстве своем проекты нефтедобычи являются долгосрочными, что требует особого подхода к оценке экономической привлекательности такой деятельности, т.к. временной аспект играет существенную роль в формировании их стоимости.

Действующие проекты нефтяной отрасли в России балансируют на грани инвестиционной привлекательности, поэтому увеличение точности в их оценке на ранних стадиях планирования имеет значительную актуальность.

В данной работе исследование рассматриваемых проблем организовано следующим образом. В главе 2 рассмотрены типовые объекты обустройства нефтяного месторождения и соответствующие процессы нефтедобычи. На основе коммерческого программного продукта оценки проектов нефтегазодобычи проанализирован характер зависимостей затрат от производственных факторов. Описаны разработанные автором регрессионные модели капитальных вложений и операционных затрат. Рассмотрены способы оценки затратных составляющих проекта. Для разработанных моделей капитальных вложений и эксплуатационных затрат определены два подхода к оценке их удельных параметров. Первый заключается в вычислении параметров по известным нормативам затрат по объектам обустройства (стоимости строительства и обслуживания трубопроводов, объектов энергетики и т.д.). Второй подход заключается в оценивании параметров с помощью многофакторных регрессий на исторических данных. Рассмотрена зависимость удельных нормативов затрат от технологических параметров.

В главе 3 представлена построенная математическая модель нефтяного месторождения, которая позволяет определить экономически оптимальные характеристики системы разработки месторождения с учетом: - влияния темпа разбуривания месторождения на оптимальную плотность сетки скважин;

затрат на подъем и утилизацию попутной воды;

снижения дебита скважин по нефти со временем вследствие роста обводненности продукции (дебит скважин по жидкости считается постоянным);

отключения скважин при достижении критически малого значения дебита по нефти.

В рассматриваемой модели выделены отдельно затраты на строительство и эксплуатацию скважин от затрат на инфраструктурные объекты. Учтена динамика выплат амортизационных отчислений по каждой из этих двух групп объектов.

Получено аналитическое выражение для чистого дисконтированного дохода (МРУ) при двух модельных сценариях разбуривания месторождения:

«плато» с постоянным уровнем годовой добычи нефти, поддерживаемым в период бурения;

«пик» с постоянным темпом годового ввода скважин.

Из условия максимальности ИРУ получена система двух уравнений, решение которой определяет оптимальные значения плотности сетки скважин (запасов нефти на одну скважину) и темпа годового отбора нефти. При помощи введения безразмерных комплексов аналитические и численные решения этой системы обобщены в виде универсальных зависимостей:

- дифференциальных уравнений, определяющих извлекаемые запасы и темп отбора на одну скважину;

графиков, позволяющих оценить извлекаемые запасы и оптимальный темп годового отбора нефти.

Показан характер зависимости темпа отбора от соотношения затрат на локальное обустройство и инфраструктуру. Даны примеры вычисления оптимального профиля добычи для месторождений с развитой инфраструктурой внешнего транспорта и месторождений в неосвоенном регионе, для которого требуется строительство новой инфраструктуры.

В главе 4 приводится описание построенного численного модуля для оценки оптимального темпа разработки месторождения. Проанализирована чувствительность оптимального решения к характеру падения добычи нефти со скважины. Проведен анализ чувствительности оптимальных параметров разработки месторождений относительно изменения значения коэффициента дисконтирования, принятого при расчете №У. Для целей получения экспресс оценок приводятся аппроксимации зависимостей, полученных в главе 3.

1.1. Типы экономических задач проектирования разработки нефтяных месторождений

С проектом разработки нефтяного месторождения связан ряд экономических задач, решаемых на стадиях подготовки проекта освоения месторождения. Укрупненно стадии подготовки проекта в последовательности их реализации можно представить следующим образом:

концептуальная оценка;

обоснование инвестиций;

подготовка предпроектной документации;

детальный проект разработки.

Процесс перехода от начальных стадий к завершающим характеризуется процессом накопления информации о месторождении, который сопровождается переходом от упрощенных и стохастических моделей к более детальным и детерминированным.

На всех стадиях подготовки проекта наиболее часто встречаются два типа задач, связанных с экономикой нефтедобычи:

задачи оценки эффективности проектов для принятия управленческих решений [138];

задачи экономически обоснованного выбора технологических решений в процессе проектирования.

Первый тип задач (управленческий учет [6, 7, 130]) не представляет значительных трудностей, достаточно унифицирован и основывается на классических подходах оценки эффективности [4, 17, 22, 11, 12]. Различия в них могут возникать лишь в зависимости от принятой в конкретной компании практики. Целью является оценка проекта в системе критериев эффективности единой для всей компании, которая в этой оценке заинтересована.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Нехаев, Сергей Александрович, 2014 год

Список литературы

I. Монографии и статьи в периодических изданиях российских и

зарубежных авторов

1. Айвазян С.А., Мхитарян B.C., Основы эконометрики в двух томах. - М.: Юнити, 2001.- 1098 с.

2. Ампилов Ю.П. Методы геолого-экономического моделирования ресурсов и запасов нефти и газа с учетом неопределенности и риска. - М.: Геоинформмарк, 2002. - 199 с.

3. Ампилов Ю.П., Герт A.A. Экономическая геология. — М.: Геоинформмарк, 2006.-400 с.

4. Андреев А. Ф., Дунаев В.Ф., Зубарева В.Д., Иваник В.В., Саркисов A.C. и др. - Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1997.-343 с.

5. Андреев А.Ф., Зубарева В.Д., Саркисов A.C. Оценка эффективности и рисков инновационных проектов нефтегазовой отрасли. Учебное пособие. М.: Макс Пресс, 2008. - 236 с.

6. Бирман Г., Шмидт С., Экономический анализ инвестиционных проектов. М.: Юнити-Дана, 2003. - 631 с.

7. Бренц, А.Д., Тищенко, В.Е., Организация, планирование и управление предприятиями нефтяной и газовой промышленности, 2-е изд. - М.: Недра, 1986.-510 с.

8. Бригхэм Ю.Ф., Эрхардт М.С., Финансовый менеджмент, 10-е изд. - СПб.: Питер, 2009. - 960 с.

9. Бромвич М. - Анализ экономической эффективности капиталовложений. М.: Инфра - М, Москва, 1996. - 425 с.

10. Великая Е.Г., Затратообразующие факторы в механизме управления затратами // Аудит и финансовый анализ, №1, 2007. - с. 143-150.

П.Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов: Теория и практика: Учебное пособие. - 3-е изд., испр. и доп. - М.: Дело, 2004. - 1104 с.

12. Виленский П.Л, Смоляк С.А. - Как рассчитать эффективность инвестиционного проекта. Расчет с комментариями. - М.: Информэлектро, 1996.- 148 с

13. Вольгемут Э.А., Корниенко O.A., Мирзоев Д.А., Никитин П.П., Методика выбора оптимальной производительности морских технологических объектов обустройства, Нефтегазовое дело, 2007. - 16 с.

14. Гилл Ф., Мюррей У., Райт М., Практическая оптимизация. - М.: Мир, 1985. -510с.

15.Джонстон Д., Анализ экономики геологоразведки, рисков и соглашений в международной нефтегазовой отрасли.: Пер. с англ. - М.: Олимп-Бизнес,

2005.-464 с.

16. Джонстон Д. Международный нефтяной бизнес. Налоговые системы и соглашения о разделе продукции. - М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2000. - 352 с.

17. Дунаев В.Ф., Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности, М.: «Нефть и газ», 2006. - 352 с.

18. Дунюшкин И.И., Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений. - М.: Изд. Нефть и Газ РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина,

2006.-320 с.

19. Елисеева И.И., Эконометрика. - М.: Финансы и статистика, 2003. - 576 с.

20. Ермолов Б.А., Цыкин И.В., Леонова Л.В., О модели себестоимости добычи нефти, ОДАО Самотлорнефть, ОАО «Нижневартовскнефтегаз», 2007. - 8 с.

21.Желтов Ю.П., Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1986. -332 с.

22. Зубарева В.Д., Саркисов A.C., Андреев А.Ф., Инвестиционные нефтегазовые проекты: эффективность и риски. - М.: Недра, 2010. - 259 с.

23.Ишмурзин A.A., Храмов P.A., Процессы и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003. - 144 с.

24. Кабиров М.М., Гумеров O.A., Сбор, промысловая подготовка продукции скважин. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003. - 70 с.

25. Каспарьянц К.С., Проектирование обустройства нефтяных месторождений, Самара, ПО «Самвен», 1994. - 415 с.

26. Красс М.С., Концепция анализа современных проблем экономики//Экономические науки, 2010, № 5(66), с. 246-260.

27. Красс М.С., Моделирование эколого-экономических систем. -М., ИНФРА-М, 2013.-272 с.

28. Крюков, В.А., Методы определения затрат на разработку месторождений нераспределенного фонда недр // Нефтегазовая геология. Теория и практика, №3, 2008. - 8 с.

29. Кузнецов М.А., Севастьянова К.К., Нехаев С.А., Стохастические методы оценки эффективности стратегии освоения месторождений арктического шельфа //Нефтяное хозяйство. - М.: Журнал "Нефтяное хозяйство» №6, 2011. -с.69-73.

30. Кузнецов М.А., Севастьянова К.К., Нехаев С.А., Тарасов П.А., Методика расчета капитальных затрат на строительство морских нефтегазодобывающих сооружений гравитационного типа // "Территория Нефтегаз" №4. - М: ЗАО «Камелот Паблишинг» , 2011. - с.78-82

31. Кузнецов М.А., Севастьянова К.К., Нехаев С.А., Беляев П.В., Тарасов П.А., Проблемы обустройства морских месторождений российской Арктики. — М.: Научно-технический Вестник ОАО «НК«Роснефть», Выпуск 24, 2011. -с. 18-24

32. Кузнецов М.А., Севастьянова К.К., Тарасов П.А., Зильбер B.C., Нехаев С.А., Методика расчета капитальных затрат на строительство морских нефтедобывающих сооружений гравитационного типа в Арктике // Конференции SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике: Технический доклад. - М.: Общество инженеров нефтегазовой промышленности, 2011 г.. - 6 с.

33. Кузнецов М.А., Севастьянова К.К., Тарасов П.А., Зильбер B.C., Нехаев С.А., Стохастические методы оценки эффективности стратегии освоения месторождений арктического шельфа // Конференции SPE по разработке

месторождений в осложненных условиях и Арктике: Технический доклад. -М.: Общество инженеров нефтегазовой промышленности, 2011 г. . - 7 с.

34. Лутошкин Г.С., Сбор и подготовка нефти, газа и воды, изд. второе. - М.: Недра, 1979.- 192 с.

35. Малышев С.А., Монич А.И., Экономическое моделирование концепции оптимального развития актива // Научно-технический вестник ОАО «НК«Роснефть», №2 (27), 2012. - с.6-10.

36. Матерон Ж., Основы прикладной геостатистики, М.: Мир, 1968. - 460 с.

37. Миловидов К.Н., Критерии и методы оценки эффективности воспроизводства запасов нефти и газа. - М.: Недра, 1989. - 224 с.

38. Мухаметшина Р.Ю., Обоснование длины проектных горизонтальных скважин с учетом опыта эксплуатации существующих скважин на примере энтельской площади мамонтовского месторождения // Нефтегазовое дело, том 3, 2005.-с.179-184.

39. Резниченко B.C., Ленинцев H.H., Системные подходы к определению цен и управление стоимостью в строительстве, Справочное пособие с методиками и примерами расчетов, изд. 2. -М.: Издательский Дом «Слово», 2005.-516с.

40. Салахова Э.К., Современные проблемы учета затрат на производство и калькулирование себестоимости // Вестник АГТУ. - Астрахань, 2000. -с.120-125.

41. Салахова Э.К., Теоретические и практические аспекты проблем калькулирования себестоимости продукции, Каспийский регион: политика, экономика, культура, №2 (27), 2011. - с. 167-174.

42. Саркисов A.C., Финансовая математика и методы принятия решений в нефтегазовой промышленности. - М.: Нефть и Газ, 2002. - 274 с.

43. Сваровская H.A., Подготовка, транспорт и хранение скважинной продукции, Томск, Томский Политехнический Университет, 2004. — 268 с.

44. Семёнычев В.К., Куркин Е.И. ARMA-моделирование уровня годовой добычи нефти из пласта и оценка геологического риска инвестиций в

нефтедобывающей промышленности. Вестник Самарского муниципального института управления. Самара. №2(13). 2010. - с.7-14.

45. Семенычев В.К., Куркин Е.И., Данилова A.A. Моделирование и прогнозирование кривых жизненного цикла невозобновляемых ресурсов. // Материалы 1-ой международной конференции «Формирование основных направлений развития современной статистики и эконометрики». Том III. -Оренбург: ООО «Университет». 2013.-е. 118-127.

46. Семенычев В.К., Куркин Е.И., Семенычев Е.В. Идентификация параметров импульсной модели нефти и газа с помощью генетического алгоритма. // Сборник докладов XV Международной конференции по мягким вычислениям и изменениям. - Санкт-Петербург. 25-27 июня 2012 г. - с.264-267.

47. Семенычев В.К., Молостова П.Н. Анализ динамики показателей добычи нефти и ее цены на мировом и региональном рынках. // Вестник Самарского муниципального института управления. Изд-во «Самарский муниципальный институт управления». - Самара. Изд-во САГМУ. 2012. №3(22). - с. 87-98.

48. Силаш А.П., Добыча и транспорт нефти и газа, Часть II. - М.: Недра, 1980. -264 с.

49. Смоляк С.А., Дисконтирование денежных потоков в задачах оценки эффективности инвестиционных проектов и стоимости имущества. - М.: Наука, 2006. - 324 с.

50. Смоляк С.А., Ошибки в инвестиционном проектировании // Аудит и финансовый анализ №2, 2001. - с.24-29.

51. Тихомиров Н.П., Дорохина Е.Ю., Эконометрика. -М.: Экзамен,2007.-640 с.

52. Тихомиров Н.П., Тихомирова Т.М., Ушмаев О.С., Методы эконометрики и многомерного статистического анализа. - М. Экономика, 2011. - 647 с.

53. Тихомирова Т.М., Ушмаев О.С., Нехаев С.А., Павлов В.А., Суртаев В.Н., Эконометрические модели зависимости затрат при освоении нефтяных

месторождений от геолого-технологических факторов. - М.: Вестник РЭА им. Г.В.Плеханова, №2 (38), 2011. - с. 87-96.

54. Тронов В.П., Промысловая подготовка нефти. - Казань, Фэн, 2000. - 273 с.

55. Хасанов М.М., Афанасьев И.С., Иерархия интегрированных моделей // SPE 117412, 2008.-7 с.

56. Хасанов М.М., Ушмаев О.С., Нехаев С.А., Карамутдинова Д.М., Выбор оптимальных параметров системы разработки нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство, (12), 2012. — с.26-31.

57. Чистов JI.M., Экономика строительства, 2е изд.- Спб.: Питер, 2003. - 637 с.

58. Шахвердиев А.Х., Денисов А.В., Стохастическая модель оценки оптимальной системы разработки месторождения в условиях экономического риска // Нефтяное хозяйство, №1, 2011. - с.8-16

59. Шепелев И.Г., Экономика строительства, учебное пособие, Челябинск, Южно-Уральский государственный университет, 2001. - 50 с.

60. Acosta L.M., Integrated Modeling of the Furrial Field Asset Applying Risk and Uncertainty Analysis for the decision Making // SPE 94093, 2005. - 5 p.

61. Ageh E.A., Using Integrated Production Modeling (IPM) as an Optimization Tool for Field Development Planning and Management // SPE 140625, 2010. - 11 p.

62. Andersen E.E., An analysis of relative costs in drilling deep wells // SPE 22574, 1991.-Юр.

63. Arias В., Role of integrated asset modeling in optimizing Na Kika Production // IPTC 11751,2007.- 10 p.

64. Arps J.J., Analysis of Decline Curves // Trans. AIME: 160, 1945. - p.228-247.

65. Baker M.P., Alternative Models of Uncertain Commodity Prices for Use with Modern Asset Pricing Methods // The Journal of Energy Literature, 6-1, 2000. -p.115-148.

66. Begg S.H., Improving investment decisions using a stochastic integrated asset model // SPE 71414, 2001. - 16 p.

67. Bobar, A.R., Reservoir Engineering Concepts on Well Spacing // SPE 15338, 1985.-29 p.

68. Brill J.P., Beggs H.D., Two-Phase Flow in Pipes, Sixth Edition, Third Printing, Ok: Tulsa, 1991.-608 p.

69. Bond D.F., Applying Technical Limit Methdology for Step Change in Understanding and Performance // SPE Drilling and Completion, 1998. - 7 p.

70. Bourgoyne A.T., Millheim K.K., Chenevert M.E., Young F.S., Applied Drilling Engineering // SPE Textbook Series Vol. 2, 1986. - 502 p.

71. Bradley P.G., On the Use of Modern Asset Pricing for Comparing Alternative Royalty Systems for Petroleum Development Projects // The Journal of Energy Literature, 6-1, 2000. - p.47-82.

72. Bradley, H.B., Petroleum Engineering Handbook, TX.: Society of petroleum engineers, 1992.-688 p.

73.Bren C.D., Well spacing analysis by the discounted production method // SPE 190, 1961.-8 p.

74. Campbell J.M., Measuring strategic investment value // SPE 56453, 1999. - 11 p.

75. Capen E.C., Growth rate - A rate of return measure of investment efficiency, Journal of petroleum technology, Vol. 28, No 5 // SPE 4613, 1976. - 13 p.

76. Capen E.C., Property Evaluation - A return to first principles // SPE 68595, 2001. -17 p.

77. Chacon F.C., Optimum well spacing for the gas reservoirs of the Mexican republic // SPE 4579, 1973. - 12 p.

78. Cho H., Optimization of well length for horizontal drilling, Canadian International Petroleum Conference, 2000. - 9 p.

79. Cleveland C. J., Kaufmann R., Forecasting Ultimate Oil Recovery and Its Rate of Production: Incorporating Economic Forces Into the Models of M. King Hubbert //The Energy Journal, 12, 1991. - p. 17-46.

80. Considine T.J., Oil Price Volatility and U.S. Macroeconomic Performance, Contemporary Economic Policy, Vol. 6, 1988. - p.83-96.

81.Corrie R.D., An Analytical Solution to Estimate the Optimum Number of Development Wells to Achieve Maximum Economical Return // SPE 71431, 2001.-4 p.

82. Crerar A., Uncertainty and Value in Integrated Asset Modeling // SPE 96636, 2005. - 8 p.

83. Decker H., Proration and well spacing in Texas, SPE 1387-G // Journal of petroleum technology, 1960. — 4 p.

84. Dehdari V., Well spacing and recovery optimization of one of Iranian oil Fields by using streamline and reservoir simulation // SPE 112985, 2008. - 12 p.

85. Dixit A.K., Pindyck R.S., Investment under uncertainty, New Jersey: Princeton University Press, 1994. -476 p.

86. El-Bandi A.H., An integrated approach to optimizing a large asset // SPE 77674, 2002. - 8 p.

87. Elkins L.F., Reservoir performance and well spacing, Spraberry trend area field of west Texas // SPE 953177, Petroleum transactions, Vol. 198, 1953.-20 p.

88. Emhjellen M., Alaouze C.M., Discounted Cash Flow and Modern Asset Pricing Methods - Project Selection and Policy Implications, WP №35/02, Institute for research in economics and business administration, Bergen, 2002. - 21 p.

89. Fama E.F., French K.R., The Capital Asset Pricing Model: Theory and Evidence, Journal of Economic Perspectives - Volume 18, Number 3, 2004. - p.25-46.

90. Farber A., Gillet R., Szafarz A., A General Formula for the WACC, International Journal of Business, 11 (6), 2006. - 8 p.

91. Fernandez P., Valuing Companies by Cash Flow Discounting: Ten Methods and Nine Theories, WP 451, IESE Business School-University of Navarra,2002-31 p.

92. Fernandez P., WACC: Definition, Misconceptions and Errors, WP 914, IESE Business School-University of Navarra,2011 - 27 p.

93. Fisher F.M., Supply and costs in the U.S. Petroleum industry, two econometric studies, The Johns Hopkins Press, Baltimore, 1964 - 177 p.

94. Foley L.L., Production Engineering. Spacing of Oil Wells, Oklahoma City Meeting, 1937- 10 p.

95. Gangwar A., Econometric and resource modeling methodology for projections of cost of development of U.S. natural gas potential // SPE 11296, 1983 - 13 p.

96. Garrido A.M., Brownfields benefit from integrated models, Exploration and production, 2008 — 3 p.

97. Haseman W.P., A theory of Well Spacing // SPE 930146-G, 1930 - 10 p.

98. Hayhow I.G., Lemee, J.A., Reserves to Production Ratios and Present Value Relationships // SPE 59783, 2000 - 7 p.

99. Hendrickson C., Tung Au, Project management for construction Fundamental Concepts for Owners, Engineers, Architects and Builders, Prentice Hall, Pittsburgh, 1998.-496 p.

100. Hotelling H., The Economics of Exhaustible Resources // The Journal of Political Economy, Vol 39, No 2, 1931. - p. 137-175.

101. Hu Y., Study on the design of optimal horizontal section length of horizontal wells // International journal of business and social science, Vol.2, No.l, 2011 -p.292-297.

102. Jablonowski C.J., Empirical cost models for TLP and Spars // SPE 115483, 2008.- 10 p.

103. Jablonowski C.J., Estimating the cost of errors in estimates used during concept selection // SPE Projects, Facilities & Construction, 2008. - 6 p.

104. James H., Glenn G., Handwerk E., Kaiser M.J., Petroleum Refining: Technology and Economics, 5th Edition, CRC Press, 2007. - 488 p.

105. Janele P.T., Integrated Asset Management: Work Process and Data Flow Models // SPE 39712, 1998. - 11 p.

106. John U.M., Onyekonwu M.O., Non-linear Programming for Well Spacing Optimization of Oil Reservoirs // SPE 140674, 2010. - 9 p.

107. Kaiser M.J., Pulsipher Allan G., Generalized functional models for drilling cost estimation // SPE 98401-PA, 2007. - 7 p.

108. Karlik C.W., Parametric Estimating of Oil and Gas Production Facilities Capital Costs Worldwide // SPE 22015, 1991. - 8 p.

109. Keller W.O., Critical analysis of the effect of well density on recovery efficiency, Petroleum transactions , AIME, Vol.189, 1950. - 12 p.

110. Kern L.R., Effects of spacing on waterflood recovery efficiency // SPE 10538, 1981.-31 p.

111. Khasanov M., Ushmaev O., Nekhaev S., Karamutdinova D., The Optimal Parameters for Oil Field Development // SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition // SPE 162089, Moscow, 2012.-18 p.

112. Kolb J. A., An econometric study of discoveries of natural gas in the United States, Ph.D. dissertation, NY: Arno Press Inc., 1974. - 125 p.

113. Kuznetsov M., et al., Capital Costs Estimation Method for Arctic Offshore Oil Projects // SPE 149916, 2011. - 5 p.

114. Landoni A., Astiz B.L., Oil well spacing a technical and economical analysis, Fifth world petroleum congress // SPE 8111, 1959. - 14 p.

115. Laughton, D.G., Modern Asset Pricing and Project Evaluation in the Energy Industry // The Journal of Energy Literature, 6-1, 2000. - 76 p.

116. Laughton D.G., The Management of Flexibility in the Upstream Petroleum Industry // The Journal of Energy Literature, 19-1, 2000. - p.83-114.

117. Laughton D.G., The Potential for Use of Modern Asset Pricing Methods for Upstream Petroleum Project Evaluation: Concluding Remarks // The Journal of Energy Literature, 6-1, 2000. - p. 149-154.

118. Laughton, D.G., The Potential for Use of Modern Asset Pricing Methods for Upstream Petroleum Project Evaluation: Introductory Remarks // The Journal of Energy Literature, 6-1, 2000. - p.1-12.

119. Lerche I., Mackay J.A., Economic Risk in Hydrocarbon Exploration, L.: Academic press, 1993. - 404 p.

120. Liao T.T., Development and Applications of the Sustaining Integrated-Asset-Modeling Tool // SPE Production and Operations, 2007. - 8 p.

121. Liao T.T., Evaluating Operation Strategies via Integrated Asset Modeling // SPE 75525, 2002.- 10 p.

122. Ling K., Optimization of horizontal well design to maximize recoverable hydrocarbon//SPE 151531, 2012.- 13 p.

123. Litvak M.L., Integrated Reservoir and surface pipeline network compositional simulations // SPE 48859, 1998. - 9 p.

124. Litvak M.L., Integration of Prudhoe Bay surface Pipeline Network and Full Field Reservoirs Models // SPE 38885, 1997. - 9 p.

125. Loge P.G., Offshore production facilities recommendations for a simpler approach, EUR 243, 1980. - 7 p.

126. Loge P.G., Brekke T., Offshore processing plants - a systematic approach to weight saving // SPE 8169, 1979. - 6 p.

127. Lohrenz J., Burzlaff B.H., Elmer L.D., How Policies Affect Rates of Recovery from Mineral Sources // SPE 9553, 1981. - 13 p.

128. Madray R., Integrated field modeling of the Miskar field // SPE 113873, 2008.-8 p.

129. Matthews J.D., Investigation of optimum well spacing for north sea Eocene reservoirs // SPE 25030, 1992. - 10 p.

130. McCray A.W., Petroleum Evaluations and Economic Decisions, New Jersey: Prentice-Hall, 1975. - 448 p.

131. Meehan D.N., Effects of reservoir heterogeneity and fracture azimuth on optimization of fracture length and well spacing // SPE 17606, 1988. - 19 p.

132. Meehan D.N., Optimization of fracture length and well spacing in heterogeneous reservoirs // SPE Production and facilities, 1995. - 7 p.

133. Mezzomo C.C., Field Development Projects Optimization Integrated to Risk Analysis // SPE 106525, 2006. - 8 p.

134. Miller C.C., Dyes A.B., Maximum Reservoir Worth - Proper Well Spacing, Petroleum Transactions // AIME, Volume 216, 1959. - 7 p.

135. Modigliani F., Miller M.H., "The Cost of Capital, Corporation Finance and the Theory of Investment.» // American Economic Review, 48(3), 1958. - p.261-297.

136. Muskat M., Principles of well spacing // SPE 940037-G, 1939. - 18 p.

137. Myers S.C., Interactions of Corporate Financing and Investment Decisions - Implications for Capital Budgeting // The Journal of Finance, Vol. 24, No. 1, 1974.-p. 1-25

138. Newendorp P.D., Schuyler J.R., Decision Analysis for Petroleum Exploration, Second Edition, Aurora CO: Planning Press, 2000. - 5 p.

139. Nind T.E.W., Principles of Oil Well Production, N.Y.: McGraw-Hill Book Company, 1981.-392 p.

140. Noerager J.A., Drilling Time Predictions from Statistical Analysis // SPE 16164, 1987.- 12 p.

141. Nystad A.N., Reservoir Economic Optimization //SPE 13775, 1985. - 16 p.

142. Orodu O.D., Realistic optimization of well length for horizontal drilling // Brazilian journal of petroleum and gas, 2012. - p.53-65.

143. Orr R.M., Well spacing for primary production and pattern for secondary production as they might affect ultimate recovery // SPE 1955, 1967. - 5 p.

144. Osisanya S.O., Economic Analysis of Horizontal Wells // SPE 37495, 1997.-5 p.

145. Parker K., Making operations decisions using integrated production models, Exploration and production// Режим доступа: http://www.epmag.com/Production/Making-operations-decisions-integrated-production-models_31595, 2009. - 5 p.

146. Pei Guihong, Application of NPV Method in Oilfield Well Pattern Design, International Conference on Management Science and Engineering, 2008. - p. 645-649.

147. Peng D.Y., Robinson, D.B., A New Two-Constant Equation of State, Ind. Eng. Chem. Fundam., 15, 59-64., 1976. - p.59-64.

148. Penmatcha V.R., Effects of Pressure Drop in Horizontal Wells and Optimum Well Length // SPE Journal, 4 (3), 1999. - 9 p.

149. Permadi P., Effects of drainage area and producing rate on horizontal-well oil recovery in bottom water drive reservoirs // SPE 39557, 1998. - 7 p.

150. Ravagnani Gaspar A.T.F.S., Comparative Analysis of Optimal Oil Production Strategy Using Royalty and Tax and Production Sharing Petroleum Fiscal Models // SPE 150907, 2012. - 9 p.

151. Recham R., Bencherif D., Investigation of Optimum well spacing based on a combined simulation and economic models // SPE, 2004. - 9 p.

152. Ricardo E., Forecast Techniques for Lifting Cost in Gas and Oil Onshore Fields // SPE 69559, 2001. - 12 p.

153. Roberts D.C., Spacing of wells in the long beach field // SPE 930156, 1929.-4 p.

154. Roberts T., Economics of Well Spacing // SPE 240, 1961. - 10 p.

155. Rothfarb B., et al., Optimal Design of Offshore Natural-Gas Pipeline Systems // Operations Research, Vol. 18, No. 6, 1970. - p. 992-1020.

156. Saibi M., A probabilistic approach for drilling cost engineering and management case study: Hassi-Messaoud oil field // SPE IADC 107211, 2007. -13 p.

157. Salahor G., Implications of Output Price Risk and Operating Leverage for the Evaluation of Petroleum Development Projects, The Energy Journal, vol. 19, number 1, International Association for energy economics, 1998. - p. 13-46.

158. Savage S.L., The Flaw of Averages: Why We Underestimate Risk in the Face of Uncertainty, New Jersey: Wiley and Sons, 2009. - 416 p.

159. Sharpe W.S., Capital Asset Prices: A Theory of Market Equilibrium under Conditions of Risk, The Journal of Finance, Vol. 19, Issue 3, 1964. - p.425-442.

160. Tesaker O., Breaking the barriers - the integrated asset model // SPE 112223, 2008.- 14 p.

161. Tokunaga H., Hise B.R., A Method to Determine Optimum Well Spacing // SPE 1673, 1966.-7 p.

162. Umpleby J.B., Production engineering. Spacing of wells // SPE 927011, 1937.-8 p.

163. Ursini F., Forecasting reservoir management through integrated asset modeling//SPE 128165, 2010.-7 p.

164. Verre F., Asset life cycle OPEXModeling with Monte-Carlo Simulation to reduce uncertainties and to improve field exploitation // SPE 124230, 2009. - 6 p.

165. Wang P., Development and applications of production optimization techniques for petroleum fields, Dissertation Stanford University, 2003. - 196 p.

II Нормативные документы

166. Инструкция по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа, Министерство топлива и энергетики, 1994.-96 с.

167. Инструкция по распределению затрат на добычу нефти на условно-переменные и условно-постоянные, ОАО "Юганскнефтегаз", Нефтеюганск-Уфа, 2000. - 12 с.

168. Методика формирования затрат на добычу нефти по месторождениям АО "Юганскнефтегаз", АО "Юганскнефтегаз", Уфа, 1997. - 14 с.

169. Методические указания по определению стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации. Введены в действие постановлением Госстроя России от 26 апреля 1999 г. № 31. - 44 с.

170. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96)-98 с.