Определение ставок платежей за право пользования недрами для нефтедобывающих предприятий Петров Дмитрий Васильевич

Содержание к диссертации

Введение

Глава 1. Анализ современного состояния установления размеров платежей за право пользования недрами при раз работке нефтегазовых месторождений. Мировой опыт . 5

1.1. Пермская область 13

1.2. Ямало-Ненецкий автономный округ 23

Глава 2. Методы расчета размера ставок платежей за право пользования недрами по пермской области и Янао . 28

2.1. Обоснование ставок платежей за пользование недрами по нефтедобывающему предприятию ООО «Лукойл-Пермнефть» 29

2.2. Обоснование ставок платежей за право пользования недрами по нефтедобывающему предприятию ОАО «Ноябрьскнефтегаз» 38

Глава III. Совершенствование методик расчета платежей за право пользования недрами по пермской области и Янао (на примере ООО «Лукойл-Пермнефть» и ОАО «Ноябрьскнефтегаз»). 57

3.1 Методика прогнозирования себестоимости добычи тонны нефти по месторождениям, разрабатываемым ООО «Лукойл-Пермнефть» 57

3.2. Методика прогнозирования себестоимости добычи тонны нефти по месторождениям, разрабатываемым ОАО «Ноябрьскнефтегаз» 80

3.3. Совершенствование методик определения ставок платежей за право пользования недрами для нефтедобывающих предприятий ООО «Лукойл-Пермнефть» и ОАО «Ноябрьскнефтегаз» 86

Заключение 93

Список литературы 94

Приложения 104

• Ямало-Ненецкий автономный округ
• Обоснование ставок платежей за пользование недрами по нефтедобывающему предприятию ООО «Лукойл-Пермнефть»
• Обоснование ставок платежей за право пользования недрами по нефтедобывающему предприятию ОАО «Ноябрьскнефтегаз»
• Методика прогнозирования себестоимости добычи тонны нефти по месторождениям, разрабатываемым ООО «Лукойл-Пермнефть»

Введение к работе

Актуальность проблемы

Институциональной основой рыночных отношений является преобразование отношения собственности. С переходом к рыночной экономике нефтедобывающие предприятия были приватизированы. При этом собственником углеводородов согласно законодательству Российской Федерации остается государство.

Регулирование отношений между государством -собственником недр и недропользователем, возникающих в связи с геологическим изучением, использованием и охраной недр территории Российской Федерации, осуществляется на основе законодательства Российской Федерации. Существующее законодательство состоит из закона РФ «О недрах» (принят 21.02.92 г., № 2395-1) и принимаемых в соответствии с ним других федеральных законов и иных нормативных правовых платежей. Действующая система платежей характеризуется рядом недостатков:

- нормативами предусмотрено, что все нефтедобывающие предприятия обязаны вносить плату за право на добычу углеводородов, независимо от величины получаемого ими дохода;

- ставки платежей за право пользования нефтяными месторождениями в течение длительного времени остаются постоянными независимо от внешних и внутренних условий разработки месторождений;

- ставки (размер) платежей установлены в процентах к себестоимости реализации углеводородов, что в долгосрочном периоде никак не связано с условиями возникновения дохода на нефтедобывающих предприятиях;

- положением предусмотрено, что нормативы

дифференцируются в зависимости от ряда условий, но

методики дифференциации не предлагаются, определен

только интервал изменения размера платежа от 6% до 16%

для нефтяных и газовых месторождений.

Вопросы, связанные с определением ставок платежей за

право пользованием недрами, были рассмотрены в работах

М.И.Агошкова, В.В.Артюхова, В.Г.Виноградова, В.И.Галкина,

А.А.Голуб, К.Г.Гофман, П.П.Демченко, В.А.Каплуна,

М.А.Комарова, А.С.Мартынова, М.Э.Мерсона, В.Г Михневича,

Е.И.Панфилова, Ю.В.Розовского, А.М.Сечевица, Е.Б.Струковой,

В.И.Тимофеева, В.И.Четверева и других ученых.

Методические, подходы к решению данной проблемы различны, в ряде случаев противоречивы и не всегда достаточно обоснованы. Они не учитывают условия переходной экономики России, характеризующиеся чрезвычайно динамичными изменениями конъюнктуры рынка, ухудшением состояния разработки месторождений нефти и газа во времени. д В связи с этим, актуальной проблемой является научное

обоснование определения ставок платежей за право пользования недрами для различных нефтегазовых месторождений.

Целью исследования является разработка теоретических основ и методических приемов определения размеров ставок за право пользования недрами (на примере ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМНЕФТЬ» и «Ноябрьскнефтегаз»).

Задачи диссертационного исследования: - обзор состояния проблемы определения ставок платежей за право пользования недрами;

- исследование влияния различных горно-геологических факторов на себестоимость добычи тонны нефти;

- разработка методики прогнозирования себестоимости добычи тонны нефти, которая базируется на использовании комплекса показателей, характеризующих горно-геологические условия разработки нефтегазовых залежей;

- определение ставок платежей за право пользования недрами, основанных на использовании себестоимости добычи тонны нефти.

Объектом исследования являются нефтедобывающие предприятия Пермской области и Ямало-Ненецкого автономного округа.

Предметом исследования является ставка платежей за право пользования недрами.

Теоретической базой исследования являются труды ученых по данной проблеме, законодательство РФ.

Методологической базой является статистический и корреляционно-регресионный анализ данных.

Эмпирической базой являются фактические данные разработки месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМНЕФТЬ» и «Ноябрьскнефтегаз».

Научная новизна работы

- на основании комплексного анализа выполнено обоснование размеров ставок платежей за право пользования недрами для ряда месторождений Пермской области и Ямало-Ненецкого автономного округа.

- определены основные факторы, определяющие себестоимость добычи тонны нефти;

- разработана методика прогноза себестоимости тонны добываемой нефти для месторождений, находящихся на разных стадиях разработки;

- при обосновании размеров ставок платежей за право пользования недрами использована себестоимость добычи тонны нефти и дано научное обоснование возможности ее использования с учетом горно-геологических характеристик.

Практическая значимость положений и выводов, приведенных в диссертации, заключается в том, что предлагаемые ставки платежей за право пользования недрами позволяют более рационально разрабатывать месторождения нефти и газа в зависимости от изменения горно-геологических условий во времени.

Реализация работы. Предлагаемые методы расчетов ставок платежей за право пользования нефтяными месторождениями переданы для использования в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМНЕФТЬ» и «Ноябрьскнефтегаз».

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на ежегодных научно-технических конференциях ПГТУ (Пермь, 1998, 1999, 2000), на конференциях молодых ученых ПермНИПИнефть (1997, 1999), совещании молодых специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМНЕФТЬ» (2000). По теме диссертации опубликовано 5 работ.

Объем и структура работы.

Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка использованной литературы и приложений.

В процессе работы автор ощущал поддержку Галкина В.И., Мерсона М.Ю., Лядовой Н.А., Нечаевой Н.Ю, Растегаева А.В. Всем им автор выражает свою искреннюю признательность.

Ямало-Ненецкий автономный округ

В 1995 году, Ямало-Ненецкий комитет по геологии и использованию недр разработал методику расчета платы за пользование недрами при добыче нефти на территории ЯНАО /17, 53/.

Данная методика учитывала основные факторы, определенные Постановлением Правительства РФ №828 («Закон о недрах») /32/, а также дополняла количество факторов и коэффициентов в зависимости от конкретных условий.

Произведение всех коэффициентов определяет поправочный коэффициент к максимально установленной плате за недра определенный для данного сырья правительством, что в случае К 1 ограничивает величину платы на максимальном уровне /53/.

Проанализируем, как формируются значения коэффициентов по различным показателям. Рекомендуемая величина поправочных коэффициентов (К1) в зависимости от величины месторождения зависит от величины запасов категорий С] и С2 и изменяется от 0,5 для мелких до 1,3 для уникальных месторождений. Рекомендуемая величина поправочных коэффициентов (К2) в зависимости от дебитов месторождений зависит от среднесуточных дебитов нефти и составляет 1,2 при среднесуточной добыче более 25 т/с, 1,0 - при добыче от 5 до 25 т/с и 0,8 при дебите менее 5 т/с. Рекомендуемая величина поправочных коэффициентов (КЗ) в зависимости от способа разработки равна 1,0, если разработка ведется фонтанным способом. Для месторождений, разработка которых ведется механическим способ (при помощи ЭЦН, ШГН), поправочный коэффициент принят на уровне 0,8. Рекомендуемая величина поправочных коэффициентов (К4) в зависимости от стадии разработки зависит от стадии разработки при растущей добыче, стабильной добыче и при падающей добыче.

В период растущей добычи величина К4 рассчитывается в зависимости от объемов годовых работ в процентах от сметной стоимости проекта и определяется по следующей схеме (согласно методике): - при величине 15% от сметной стоимости проекта коэффициент определяется на уровне 1,0; от 15% до 20% - 0,9; от 21% до 25% - 0,8; от 26% до 30% - 0,7; от 31% до 35% - 0,6; 35% -0,5.

В период стабильной добычи при минимальных капитальных вложениях К4 рассчитывается в зависимости от рентабельности, причем К4 = 1.0.

Больше на 10% - коэффициент 1,1, больше на 20% - 1,2 ... больше 50% - 1,5. Под нормативом рентабельности принимается величина, согласованная с органами, выдавшими лицензию.

При падении добычи, проышении капитальных вложений на поддержание добычи на проектном уровне и снижении уровня рентабельности предприятия ниже нормы, коэффициент К4 уменьшается в пропорции снижения норматива рентабельности.

Меньше на 10% - коэффициент 0,9, меньше на 20% - 0,8 ... меньше на 50% - 0,5, более 50% - вплоть до освобождения от платы за право пользованием недрами.

Рекомендуемая величина поправочных коэффициентов (К5) в зависимости от глубины разрабатываемого месторождения определяется из следующих условий: - глубина залегания до 1,5

Рекомендуемая величина поправочных коэффициентов (Кб) в зависимости от географо-экономических территорий учитывает развитость инфраструктуры района, где располагается нефтяное месторождение. Предлагается следующая схема определения коэффициентов: - с развитой инфраструктурой - 1,0; со слаборазвитой инфраструктурой - 0,9; с неразвитой инфраструктурой -0,8.

Рекомендуемая величина поправочных коэффициентов (К7) в зависимости от внедрения достижений научно-технического прогресса рассчитывается в процентах от объема работ или добычи: до 5% - 1,0; 5 - 10% - 0,9; 10% - 0,8.

В зависимости от качества добываемых углеводородов определяется поправочный коэффициент К8: - высококачественные (плотность нефти менее 0,87 г/см ) - 1,0; качественные (0,87 - 0,89 г/см ) - 0,9; низкокачественные (больше 0,89 г/см )-0,8.

С учетом вышеперечисленных факторов величина платы за право пользования недрами определяется по формуле: Пн -плата за пользование недрами; - процент от стоимости реализации продукции; Пмах - максимальный уровень платы за право пользования недрами, установленный Правительством РФ;

При рассмотрении ряда показателей, влияющих на размер ставки платежей за право пользования недрами, определены поправочные коэффициенты этих характеристик.

С использованием коэффициентов, в свою очередь, установлена формула, по которой можно определить конкретное значение размера ставки по каждому месторождению. Необходимо отметить, что предлагаемая методика имеет один главный недостаток, который заключается в том, что в ней не приводится какого-либо обоснования значений поправочных коэффициентов при отдельных показателях, а там более их комплексное использование. Кроме того, ее очень сложно реализовать при изменении горногеологических условий разработки /53/. При обосновании ставок платежей за право пользования недрами не используются экономические показатели, т.к. для территории Пермской области именно эти показатели достаточно сильно влияют на размер ставок платежей.

Обоснование ставок платежей за пользование недрами по нефтедобывающему предприятию ООО «Лукойл-Пермнефть»

Определение ставок платежей за пользование недрами было выполнено с использованием многомерных корреляционных моделей.

Ставки платежей определялись на момент выдачи лицензии (1993г.), исходя из достаточно большого числа технико-экономических показателей и горно-геологических условий разработки. Как и в первом случае расчета ставок платежей за пользование недрами (глава 1), в качестве одного из показателей был использован критерий развития социальной инфраструктуры.

Расчеты выполнялись по 25 месторождениям, разрабатываемым ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМНЕФТЬ». По этим месторождениям, с использованием вероятностно-статистической обработки данных, были определены степени влияния на действующую на момент расчета величину ставки платы за пользование недрами следующих показателей: критерий развития социальной инфраструктуры (СИ), среднесуточный дебет нефти (qH), структура запасов (СЗ), степень выработки, обводненность продукции (W), газовый фактор (ГФ), текущие извлекаемые запасы, глубина залегания основного разрабатываемого пласта (Нп), вязкость нефти в пластовых условиях (М), нефтенасыщенные толщины (пн), относительная себестоимость (С.С), отношение запасов к среднесуточному дебиту (QH/qH), комплексный критерий (R) - учитывающий среднесуточный дебит нефти и обводненность продукции, годовая добыча нефти (QH), количество пластов, эксплуатационные затраты.

В ряде случаев даже при наличии значимых линейных корреляционных связей между исследуемыми параметрами и ПН наблюдается значительное несовпадение модельных и эталонных результатов (не говоря уже о тех случаях, когда эти связи статистически незначимы), что свидетельствует о невозможности использования для расчета ПН модели, построенной только по одной из характеристик.

Для получения результатов, минимально расходящихся с принятыми ранее, необходимо построить и детально проанализировать многомерные линейные связи, комплексно учитывающие условия разработки этих месторождений.

В табл.2.1 приведены многомерные линейные модели, используемые для определения размеров ставок платежей за право пользования недрами в 1995 году. Модели характеризуются довольно большим количеством критериев, которые применяются для расчета ставок платежей за пользование недрами. Также необходимо отметить, что для каждого месторождения была рассчитана своя собственная модель для определения платы за пользование недрами. Например, наибольшее количество критериев, тринадцать, используется при построении моделей для определения размеров платежей для Судановского и Кокуйского месторождений, минимальное число критериев - для Шумовского месторождения (шесть). В основном, многомерные линейные модели для определения ставок платежей содержат по семь - восемь критериев.

Если разбить рассматриваемые месторождения по районам нефтедобычи (в пределах нефтедобывающих управлений - НГДУ), то можно констатировать следующее: среди месторождений преобладают месторождения НГДУ «Чернушканефть» (составляют 48% от общего количества). Число критериев, используемых для обоснования размеров ставок платежей для данного НГДУ, колеблется от 7 до 13.

Обоснование ставок платежей за право пользования недрами по нефтедобывающему предприятию ОАО «Ноябрьскнефтегаз»

Средний дебит действующих скважин по нефти (прил.З, рис.3.12) имеет достаточно сложный двух модальный вид (моды в интервале 5-10 т/сут., 15-20 т/сут.). Необходимо отметить, что имеются месторождения, характеризующиеся достаточно высокими дебитами - 35 и более тонн в сутки (прил.З, рис.3.12). Изменение характера распределения среднего дебита по жидкости (прил.З, рис.3.13) отличается от характера распределения дебита по нефти резко выраженным модальным интервалом (20-30 т/сут.). На рис.3.14-3.18 прил.З приведены показатели, характеризующие условия добычи нефти, из которых видно, что условия по изучаемым месторождениям значительно отличаются. На рис.3.19-3.24 прил.З приведены гистограммы по показателям, характеризующим горно-геологические условия разрабатываемых месторождений: количество слоев, средняя толщина слоя, коэффициент открытой пористости вязкость нефти, газовый фактор. Анализ распределений показывает достаточно сложное сочетание этих естественных условий для различных месторождений, что должно найти отражение в определении тех критериев, которые должны быть использованы при определении платы за пользование недрами.

Для более полного анализа условий разработки во времени были построены графики изменения добычи нефти, добычи нефти от начальных извлекаемых запасов, закачка воды, обводненность продукции, среднесуточные дебиты по нефти и жидкости для каждого рассматриваемого месторождения в отдельности, а также изменение осредненных характеристик во времени. Данные графики, приведенные на рис.3.25-3.36 прил.З, показывают, как меняются характеристики разработки в процессе эксплуатации месторождений.

Выполненный анализ изменения условий разработки месторождений во времени свидетельствует об их различном характере для различных месторождений. Например, Холмогоровское месторождение (рис.2.5) характеризуется началом разработки в 1976 году, максимум добычи приходится на 1984 год, при этом увеличение и снижение добычи в интервале 1976-1993 г.г. происходит практически по одному закону, затем произошла стабилизация добычи, которая наблюдается и в настоящее время. Изменение добычи нефти от начальных извлекаемых запасов до 1994 года происходило постоянно, затем последовал некоторый резкий скачок (рис.2.6). Закачка воды до 1987 года нарастала, затем последовательно снижалась и последние 5-6 лет остается практически постоянной (рис.2.5). Обводненность продукции до 1991 года нарастала, сейчас стабилизировалась (рис.2.6). Дебиты по жидкости и по нефти в процессе эксплуатации также снизились достаточно сильно, особенно это касается нефти (рис.2.7).

По Караморскому месторождению нарастание добычи нефти шло более интенсивно, зато падение происходило более медленно во времени (рис.2.8). Добыча нефти от начальных извлекаемых запасов во времени происходила постепенно (рис.2.9). В настоящее время наблюдается очень высокая обводненность продукции (рис.2.9), при достаточно стабильных дебитах по жидкости и нефти (рис.2.10).

Для Муравленковского месторождения падение добычи нефти происходит более плавно (рис.2.11) по сравнению с Холмо-горовским и Караморским месторождениями, также по этому месторождению наблюдается более благоприятное соотношение между дебитами по жидкости и по нефти (рис.2.13).

Крайнее месторождение от вышеописанных отличается большим уровнем закачиваемой воды и, как следствие этого, неблагоприятным, например, к Муравленковскому, соотношением среднесуточных дебитов жидкости и нефти. По Вынгаяхинскому, С.Памялияхинскому, З.Ноябрьскому месторождениям к настоящему времени наблюдаются лишь незначительные снижения добычи по сравнению с максимальными, а, следовательно, эти месторождения характеризуются и лучшими другими показателями.

Методика прогнозирования себестоимости добычи тонны нефти по месторождениям, разрабатываемым ООО «Лукойл-Пермнефть»

Необходимо отметить, что при недостаточно высоком коэффициенте множественной корреляции (R = 0.78) коэффициент сравнения прогнозной и текущей себестоимостей имеет также невысокую связь г = 0.55.

Выполненный совместный анализ табл. 3.5 и 3.7 показывают, что из 9 критериев, участвующих в первом случае, четыре критерия составляют технологические факторы, а пять - геологические. Из 15 анализируемых во втором случае факторов 7 - технологических и 8 -геологических. Разница заключается лишь в последовательности включения изучаемых показателей в модели.

Начало анализа прогноза себестоимости по табл. 3.5 (первая группа месторождений) начинается с параметра q5K«, а табл. 3.7 (вторая группа) с фактора qHt. Затем, по первой группе в анализ вступает критерий ПФ, а по второй - параметр W. По первой группе параметр W является лишь пятым фактором, с помощью которого достигается максимальная связь с параметром себестоимости, а также максимально приближенное значение прогнозной себестоимости к текущей. По второй группе это происходит на третьем шаге построения модели, когда в анализ включается ПФ.

Если сравнивать используемые параметры в построенных моделях, то по первой группе месторождений наибольший удельный вес имеют технологические факторы, когда по второй группе -геологические. По первой группе этими параметрами являются qjKt и qHt, а также параметр ПФ, характеризующий свойства нефтей, по второй группе - КИН, ПФ и нефтенасыщенность.

Таким образом можно сделать вывод о том, что при обводненности продукции до 50% основными факторами, влияющими на себестоимость, являются технологические показатели, а при обводненности продукции свыше 50%, в основном, геологические.

Для разработки более точных прогнозных моделей класс при W 50% был разделен на два подкласса по количеству скважин -первая подгруппа - до 150 скважин и вторая - больше 150.

В первую группу вошли: Альняшское, Аспидское, Гондыревское, Горское, Дороховское, Кудрявцевское, Степановское, Маячное, Таныпское и Чернушинское месторождения. Количество скважин изменяется от 5 штук по Чернушинскому месторождению до 72 по Таныпскому месторождению.

Вторая группа состояла из Быркинского, Кокуйского, Кр.Куединского, Москудьинского, Осинского, Павловского и Шагиртско-Гожанского (от 160 скважин по Быркинскому до 445 по Шагиртско-Гожанскому) месторождений.

По первой группе была рассчитана корреляционная матрица (табл._, приложение), и выбраны 8 параметров, имеющих максимальную связь с параметром "себестоимость". Это следующие факторы: NCKB, qHt, W, QjKBt, Zt, Гл, SH И ПФ. По этим данным были построены многомерные модели для прогноза себестоимости, приведенные в табл.3.9.