Содержание к диссертации
Введение
1 Проблемы экономического обоснования вариантов разработки нефтяных и газонефтяных месторождений 8
1.1 Современные требования и существующие проблемы оценки экономической эффективности в проектах разработки газонефтяных месторождений 9
1.2 Зарубежная практика экономической оценки разработки нефтяных месторождений 16
1.3 Экономическая эффективность проектов разработки месторождений на условиях соглашения о Разделе Продукции (СРП).. 20
2 Понятия эффективности инвестиций в разработку нефтяных и газонефтяных месторождений 27
3 Экономическая оценка проекта разработки нефтяного месторождения 41
3.1 Общие положения 41
3.2 Анализ текущего состояния разработки условного газонефтяного месторождения 45
3.3 Динамика экономических показателей освоения запасов условного газонефтяного месторождения 50
4. Совершенствование методов определения нормативов удельных затрат при проектировании освоения нефтяных месторождений 81
4.1 Метод учёта роста цен на потребляемые при реализации проекта ресурсы, в зависимости от роста цен на углеводородное сырье 81
4.2 Анализ себестоимости добычи нефти, в период роста цен на нефть, на основе разработанных методических рекомендаций 88
4.3 Совершенствование показателей экономической оценки эксплуатации месторождений 99
4.4 Оценка экономической эффективности разработки и эксплуатации газонефтяного месторождения (на примере объектов Западной Сибири) 102
4.5 Метод оценки влияния на экономическую эффективность проекта изменения величины условно-постоянных затрат 119
Приложение а к главе 4
Заключение 158
Приложение «справка о внедрении (копия)»
Список литературы 164
- Современные требования и существующие проблемы оценки экономической эффективности в проектах разработки газонефтяных месторождений
- Зарубежная практика экономической оценки разработки нефтяных месторождений
- Анализ текущего состояния разработки условного газонефтяного месторождения
- Метод учёта роста цен на потребляемые при реализации проекта ресурсы, в зависимости от роста цен на углеводородное сырье
Введение к работе
Одним из важных инструментов достижения рациональности в использовании запасов углеводородов является разработка экономически обоснованных проектов их освоения и контроль (со стороны государства) выполнения утверждённых документов, а в случае необходимости внесения в них изменений, согласованных с соответствующими государственными структурами (ГКЗ и ЦКР Министерства природных ресурсов РФ).
Экономическое обоснование проектов разработки представляет собой сложную задачу, так как при этом должны быть учтены интересы не только недропользователя, но и собственника нефтегазоносных недр - государства. Эти интересы по известным причинам не всегда и во всём совпадают. Сложность экономического обоснования усугубляется длительностью сроков осуществления разработки месторождений и необходимостью опираться на долгосрочные прогнозы эволюции рыночных цен на углеводородное сырье, вероятность реализации которых, как показывает ретроспективный анализ, крайне низкая.
Определённые трудности в процессе экономического обоснования проектов возникают и в связи со спецификой инвестиционного процесса при освоении нефтяных месторождений. Период разработки (разбуривания) месторождения нередко охватывает несколько десятилетий, а инвестиционная деятельность часто продолжается даже в заключительной стадии его эксплуатации. Это вызывает необходимость адаптации принципов и методов оценки эффективности инвестиций применительно к процессу освоения нефтяного месторождения.
В этой связи разработка теоретических положений о взаимосвязи результатов экономической оценки разработки нефтегазовых месторождений на разных стадиях их промышленного освоения, их экспериментальное подтверждение (на основе проекта разработки конкретного объекта), а также совершенствование методов определения исходных нормативов затрат для расчёта ожидаемых капитальных и эксплуатационных расходов является актуальным.
Цель исследования
Целью настоящей работы является совершенствование методов экономической оценки проектов разработки и эксплуатации нефтяных и газонефтяных месторождений.
Достижение этой цели потребовало решения следующих задач: 1 Обоснование закономерности изменения, по мере разработки
месторождения, значений проектной эффективности инвестиций:
эффективности инвестиций в освоение запасов месторождения в целом; предельной эффективности инвестиций и эффективности инвестиций в освоение остаточных запасов.
2 «Экспериментальное» подтверждение выявленных закономерностей на основе анализа данных проекта разработки нефтяного месторождения с использованием его геологической и гидродинамической модели.
3 Обоснование принципа максимизации ЧДД недропользователя при освоении запасов нефтяного месторождения.
4 Разработка метода учёта роста цен на потребляемые при реализации проекта ресурсы, в зависимости от роста цен на углеводородное сырье.
5 Оценка влияния на экономическую эффективность проекта изменения (по мере освоения месторождения) величины условно-постоянных затрат.
Объектом исследования является существующая практика
экономического обоснования проектных технологических документов на разработку месторождений в Российской Федерации.
Предметом исследования являются теоретические, методологические и практические вопросы оценки экономической эффективности разработки и эксплуатации газонефтяных месторождений.
Теоретической и методологической основой исследования являются положения теории оценки эффективности инвестиций и инвестиционных проектов. В качестве информационной и экспериментальной базы использовались материалы разработки месторождений Западной Сибири.
Подход автора к решению поставленных задач формировался на основе трудов и публикаций: А.И. Перчика, З.А. Насинника, А.Ф. Андреева, В.Ф. Дунаева, В.Д Зубаревой, В.В. Коссова, В.Н. Лившица, В.И. Назарова, П.Л. Виленского, Л.П. Гужновского, А.Э. Конторовича, В.И. Егорова, С.А. Смоляка, И.В. Сергеева, Э.А. Крайновой, В.Г. Карпова, Н.Ю. Коробейникова, А.В. Воронцовского, А.И. Горшениной, Виктора П. Мескилла, и других ученых [1,4,6-9,12,14,21,24,28,39,40,44,45,47-49,52, 56,58,71,81,82,85,86,88,89,92,93,96,99,106-111,115].
Методы решения поставленных задач. Проблемы повышения качества и достоверности оценки инвестиций в разработку газонефтяных месторождений (М) решались с учетом исследований отечественных и зарубежных авторов, инструктивных и методических документов, касающихся нефтедобывающей промышленности. Широко использован статистический и математический аппарат, расчеты на ЭВМ.
Научная новизна работы заключается
- систематизации понятий эффективности инвестиций, сопутствующих освоению нефтяного месторождения, и определении соответствующих областей их использования при экономическом обосновании проектов разработки месторождения.
- установлении закономерности изменения и взаимосвязи величин эффективности инвестиций в процессе освоения газонефтяного месторождения и их экспериментальном подтверждении с использованием гидродинамической модели конкретного месторождения.
- определении принципа максимизации ЧДД недропользователя при разбуривании нефтяного месторождения.
- разработке метода учёта роста цен на потребляемые в процессе реализации проекта ресурсы, в зависимости от роста цен на углеводородное сырье.
- разработке метода определения корректирующих коэффициентов, используемых при расчёте проектных эксплуатационных затрат.
Практическая ценность работы
Методика корректировки затрат при оценке экономической эффективности нефтяных и газонефтяных месторождений в условиях нестабильной экономики и методика оценки механизма создания ликвидационного фонда при эксплуатации месторождения в условиях лицензионного соглашения используются в Уфимском филиале ООО «ЮганскНИПИнефть» при составлении проектных документов на разработку газонефтяных месторождений Западной Сибири. С начала 2004 года указанные выше методики используются для тех же целей Уфимским филиалом ЦИР ЮКОС, УфаНИПИнефть, а также Центром анализа и прогнозирования (ЦАП ЮКОС, г. Москва). С начала 2005 года методики, для решения проектных задач, используются в ООО «ЮНГ-НТЦ Уфа» и КНТЦ «Роснефть» (г. Москва).
Методика корректировки затрат при оценке экономической эффективности нефтяных и газонефтяных месторождений в условиях нестабильной экономики и механизм учета перераспределения части условно-постоянных затрат в основных экономических показателях при эксплуатации месторождения в условиях лицензионного соглашения были использованы при составлении технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти (ТЭО КИН), а также проектов разработки Восточно-Правдинского и Мамонтовского месторождений. При составлении ТЭО КИН Мамонтовского месторождения для оценки
экономической эффективности дальнейшей разработки месторождения был использован механизм учета перераспределения части условно-постоянных затрат в основных экономических показателях оценки проектов разработки месторождений. ТЭО КИН по указанным месторождениям были утверждены Государственной комиссией по запасам (ГКЗ) и Центральным комитетом по разработке месторождений (ЦКР) РФ в 1999 году. Проектные документы для Мамонтовского и Восточно-Правдинского месторождений были утверждены ГКЗ и ЦКР РФ в 2000 году.
Выше перечисленные методические разработки были реализованы в программе для ЭВМ «ECANOIL» - «Технико-экономический анализ проекта разработки нефтяных месторождений», свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2002611486 от 27 августа 2002 г. Данная программа для ЭВМ использовалась в Уфимском филиале ООО «ЮганскНИПИнефть» для подготовки проектных работ с сентября 2002 года. В конце 2003 года данный программный продукт был приобретен для тех же целей научно-исследовательским институтом УфаНИПИнефть.
Результаты исследований могут быть использованы в новой редакции «Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений». Разработанные методические положения могут быть использованы на других предприятиях нефтяной отрасли, а также в учебном процессе.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы были доложены и обсуждены на научно-технических конференциях молодых ученых и специалистов: Международный симпозиум «Наука и технология углеводородных дисперсных систем», УГНТУ, Уфа, 2000 г.; Всероссийская научно-практическая конференция. Пенза, 2000 г.; Межрегиональная научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов «Экономические проблемы рационального недропользования и функционирования предприятий газонефтяного комплекса», УГНТУ, Уфа, 2001 г.; 59-я студенческая межвузовская научная конференция «Нефть и газ 2005», РГУНГ им. И.М. Губкина, Москва, 13-16 апреля 2005 г.
Объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех разделов и заключения, 17 таблиц, 23 графика, библиографического списка из 117 наименований и 2 табличных приложений.
Современные требования и существующие проблемы оценки экономической эффективности в проектах разработки газонефтяных месторождений
Основным документом, устанавливающим порядок выбора из вариантов разработки газонефтяного месторождения наиболее рентабельного, является «Регламент составления проектных технологических документов...» [94]. Данный документ составлен на основе двух методических рекомендаций [62,65] и содержит общие положения, основные понятия, показатели экономической оценки и алгоритм их расчета.
Согласно документу [94] экономическая оценка вариантов разработки проводится с использованием системы показателей, характерных для рыночной экономики и широко используемых в зарубежной, а сейчас и в отечественной практике.
Для оценки проекта используются следующие показатели экономической эффективности: дисконтированный поток денежной наличности NPV (чистый дисконтированный доход (ЧДД)); индекс доходности PI (ИД); период окупаемости капитальных вложений (срок окупаемости); внутренняя норма возврата капитальных вложений IRR (внутренняя норма доходности (ВНД)). В систему оценочных показателей включаются также: капитальные вложения в освоение месторождения; эксплуатационные затраты на добычу нефти; доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды РФ) [94].
Также в общих положениях документа указывается на то, что «экономическая эффективность отражает соотношение затрат и результатов применительно к рассматриваемым технологическим вариантам». Подобное утверждение верно по определению, что подтверждается рядом источников [10-11,95,100], но в регламенте [94] не уточнено, какая экономическая эффективность рассчитывается и приводится в проектных документах, ТЭО КИН, проектах разработки месторождений и т.п.
Классификация видов эффективностей для любых инвестиционных проектов (ИП) представлена в «Методических рекомендациях по оценке эффективности инвестиционных проектов» [63]. Данное обстоятельство указывает на существование подобной классификации понятий эффективностей ИП при разработке М, которая должна быть несколько иной с учетом особенностей отрасли. При подготовке проектных документов на разработку месторождения, особое внимание необходимо уделить общей (эффективности проекта в целом и её составляющим), коммерческой, бюджетной и другим видам эффективностей. Выделение различных видов эффективностей в оценке ИП разработки газонефтяных месторождений необходимо, прежде всего, для принятия экономически обоснованных решений, так как в ходе реализации ИП, в зависимости от вновь выявляющихся обстоятельств (экономический мониторинг), происходят определённые изменения. Результаты экономического мониторинга могут быть полезны при подготовке заключений при проведении государственной экспертизы обоснований ТЭО КИН и проектов разработки месторождений.
Необходимо отметить отсутствие в регламенте каких-либо определений экономических эффективностей помимо коммерческой эффективности, которая характеризуется главным критерием - NPV. Анализ изменений величин, составляющих экономическую эффективность ИП (в т.ч. ввод в разработку новых скважин, где данный показатель характеризуется предельной экономической эффективностью), может существенно улучшить методологию выбора рекомендуемого к дальнейшей разработке технологического варианта. Наиболее подробно основные тенденции изменения оценочных экономических показателей ИП разработки газонефтяных месторождений, а также порядк их расчета будут рассмотрены в главах 2 и 3 данной работы.
Экономическая оценка ИП разработки М включает в себя определение долгосрочного экономического эффекта от эксплуатации месторождения в стоимостной форме. При этом учитывают технико-экономические показатели освоения месторождения, а также срок разработки залежи в условиях реализации полученной продукции. Кроме того, решается основная практическая задача - выбор оптимального варианта разработки, а также ряд других задач. Здесь очень важно знать какова выбранная стоимостная форма полученного экономического эффекта, т.е. при каких ценах - прогнозных или базисных - осуществлена оценка? В документе [94] в пункте 11.2.6 указывается: «... при экономической оценке технологической схемы разработки, проекта разработки обязательным является расчет экономической эффективности в текущих (прогнозных) ценах». Однако ранее в пункте 11.2.4, при характеристике рисков по проектам указывается: «...экономический риск в проектных документах оценивается анализом чувствительности основных показателей эффективности к изменению различных факторов (цена нефти, налоговые ставки)». То есть в результате рекомендуется проводить расчеты в базисных ценах, но расчеты в текущих ценах признаются также целесообразными. В результате неоднозначной остаётся трактовка вопроса, в каких ценах НИПИ, занимающимся подготовкой проектной документации, представлять в государственные комиссии результаты расчетов экономической эффективности РІП разработки М.
Некоторые исследователи предлагают учитывать при оценке мировые цены на нефть [53]. Некоторые авторы возражают против такого подхода, указывая на достаточно резкие колебания мировых цен и на трудности при пересчете валют. Тем не менее, проведение оценки нефтяного месторождения на основе мировых цен и определение показателей его эксплуатации, удовлетворяющих требованиям рентабельности по мировой цене, правомерно проводить только для той части добываемой нефти, которая предназначена на экспорт.
Некоторые исследователи предлагают почти полностью перейти на стандарты развитых западных стран. Так, в работе А.Э. Конторовича [46] предлагается составлять проекты разработки нефтяных месторождений с использованием нормативов западных стран по капитальным вложениям и по затратам на освоение месторождений в свободно конвертируемой валюте. С данным утверждением можно согласиться в случае, когда при осуществлении проекта разработки месторождения в значительной степени преобладает участие иностранных инвесторов над отечественными компаниями, а также, если компанией - разработчиком подписано соглашение об использовании при освоении месторождения только импортного оборудования. Но даже с таким рядом допущений остаются спорные вопросы в оценке ИП, которые наиболее подробно и полно, по сравнению с другими источниками, рассматриваются в работах Смоляка C.A. [101,102].
При оценке ИП разработки М, необходимо помнить, что каждый такой проект должен рассматриваться при платежах в разных валютах. Основной методической проблемой, при условии платежей в различных валютах, является правильный выбор метода, используемого при расчете основных экономических показателей. Наиболее корректным, для использования в экономических расчетах ИП разработки М, является следующий метод: иностранные эффекты каждого года пересчитываются из иностранной в отечественную валюту (рубль), по принятому обменному курсу; пересчитанные иностранные эффекты (соизмеримо с долей экспорта) суммируются с местными эффектами проекта; интегральный эффект проекта определяется как сумма совокупных эффектов.
Некорректность использования в расчетах других методов, один из которых предусматривает пересчет всех эффектов в иностранную валюту, наиболее полно аргументирована авторами работ [15-17].
Зарубежная практика экономической оценки разработки нефтяных месторождений
В рамках экономики нефтедобычи в РФ представляет большой интерес экономическая оценка нефтяных месторождений в развитых западных странах, а также применимость используемых в развитых капиталистических странах методик к условиям экономики России.
Главная цель оценки нефтяных месторождений за рубежом состоит в определении целесообразности вложения капитала в разработку. Критериями экономической оценки являются издержки производства и чистая современная ценность месторождения. Издержки производства состоят из удельных и, как правило, дисконтированных капитальных вложений в поиск, разведку, добычу, транспортировку нефти и удельных эксплуатационных затрат. Издержки производства являются одним из основных показателей доходности месторождения, абстрагированным от других показателей в различных системах налогообложения, рентных платежей и ценовой политики.
Но в последнее время вместо издержек производства используют показатель чистой современной ценности месторождения (net present value — NPV), представляющий собой суммарный дисконтированный чистый доход от разработки месторождения за вычетом отчислений в пользу государства[29]. Рассчитывается он по формуле- ставка дисконта, % [29]. Экономическая оценка разработки месторождений нефти в условиях рыночной экономики основывается на следующих принципах. Для получения прибыли от эксплуатации залежи необходимы средства, чтобы купить участок или арендовать его, на строительство добывающего предприятия, на эксплуатацию месторождения. Финансировать работы по освоению участка целесообразно, если за определенный срок вложенные средства будут возвращены с процентами, которые можно было бы получить в другой сфере деятельности. Добывающая отрасль более рискованна, чем какая-либо другая, так как ее результаты часто непредсказуемы. Кроме того, вложенные в нее капиталы нельзя перебросить в другую сферу при неблагоприятной конъюнктуре. Следовательно, необходима повышенная норма прибыли по сравнению с другими сферами применения капитала, быстрый его возврат, предпочтение сегодняшней прибыли перед будущими доходами. Экономическую оценку проводят как с учетом фактора времени, так и без его учета.
Не учитывается фактор времени обычно при ориентировочных расчетах или на ранних стадиях геологоразведочных работ.
Наиболее известна формула дисконтирования X. Хосколда [68], согласно которой стоимость месторождения определяется суммой прибыли, которая может быть получена через расчетное число лет при его эксплуатации. Поскольку экономическая оценка месторождения необходима на всех стадиях его разработки, Хосколд ввел понятие современной ценности месторождения у . Она определяется капиталом, вложенным в дело, на дату оценки месторождения и эквивалентна будущему суммарному доходу, полученному за время его эксплуатации: становится близкой к нулю и ею можно пренебречь. Таким образом, ценность месторождения по этому методу зависит в основном от нормы риска [68]. Однако в формуле Хосколда имеются недостатки: не учитывается уменьшение чистых годовых доходов в течение всего срока разработки, норма риска относится все время на весь капитал, хотя часть его уже возвращена. Этот недостаток устраняется повышением ставки, учитывающей отчисления на возмещение капитала, а процент, получаемый
Условные обозначения те же, что и в формуле (1.2).
Критерий оценки в этих методах - максимум общей прибыли. Но он не учитывает величину вкладываемых инвестиций.
Рассмотренные методы используются в экономически развитых странах для оценки уже обустроенных месторождений.
В экономических расчетах в странах с развитой экономикой применяется также метод внутренней нормы прибыли (возврата капитала), при котором критерием оценки является возможность получения минимального процента на капитал (IRR). Показатель IRR определяется методом подбора с таким расчетом, чтобы приведенная с учетом фактора времени прибыль равнялась сумме дисконтированных общих затрат, то есть сумма всех потоков за рассматриваемый период будет равняться нулю [103].
Таким образом, в развитых странах при экономической оценке нефтяных месторождений прибыль является основным и единственным критерием определения ценности месторождения, рентабельность эксплуатации месторождения зависит от рыночных цен и конъюнктуры самого рынка. При проведении рыночной оценки сопоставляют индексы рентабельности с приведенной ценностью запасов, с капиталовложениями.
В большинстве развитых капиталистических стран все расчеты по коммерческой оценке инвестиций стандартизированы документом, например таким, как «Руководство по оценке проектов» [114]. В зарубежной практике норма дисконта с течением времени учитывает темп снижения ценности денежных средств. Величина нормы дисконта при относительно небольших темпах инфляции может быть определена по формуле
При совершенной конкуренции использование формул (1.5) и (1.6) позволяет получить примерно одинаковую величину нормы дисконта без учета инфляции, которая в настоящее время в развитых капиталистических странах принимается равной 0.1 (10%) [113,116].
При оценке экономической эффективности инвестиционных проектов важным является относительная простота подготовки исходных данных для описания денежных потоков на длительную перспективу. В силу этих соображений именно метод расчета в постоянных ценах при выполнении предынвестиционного анализа на Западе является основным и, как правило, единственным [18]. В частности, он используется в известной методике проведения предынвестиционных исследований, рекомендуемой ЮНИДО [114].
Анализ текущего состояния разработки условного газонефтяного месторождения
В соответствии с проектом на месторождении выделены объекты разработки с трехрядной системой разработки: каждого объекта и плотностью сетки скважин 36-104 тыс.м2/скв. Общий проектный фонд - 170 скважин, в том числе 114 добывающих, 52 нагнетательных и 4 контрольные скважины.
На условном месторождении за первые 20 лет разработки общий пробуренный фонд составил 298 скважин, в том числе 170 добывающих, 70 нагнетательных, 28 резервных и 6 контрольных. В эксплуатационном добывающем фонде числится 200 скважин (176 - дающие продукцию, 24 - в бездействующем фонде), в том числе 13 скважин нагнетательного фонда, временно дающие нефть. В нагнетательном фонде - 81 скважина (69 - под закачкой, 12 - в бездействующем фонде). Разбуренность проектного фонда составляет около 122 %.
Отбор нефти за 20 лет составил 12 млн. 900 тыс.т, максимальный уровень добычи нефти достигнут в 4 году с начала освоения (таблица 3.2). Добыча нефти в 17 году находится на уровне последних двух лет (658 - 660 тыс.т). Годовая добыча жидкости в 17 году - 5,0 млн т, что почти на уровне максимальной добычи жидкости 16 года (5,1 млн т). Годовая закачка воды составила максимальный уровень (5,1 тыс. м3). Текущая компенсация отбора закачкой (в пластовых условиях) -100%.
При обводненности 87 % текущий коэффициент нефтеизвлечения -0,209. Накопленный водонефтяной фактор - 2,9.
Основная часть скважин характеризуется средними дебитами жидкости (дебит от 30 до 100 т/сут имеет более 42 % скважин) и высокой обводненностью (более 90 % - 80 % скважин). С дебитами более 100 т/сут работают 34 % скважин. Дебит жидкости менее 20 т/сут характерен для 24 % скважин. Малодебитный фонд в основном расположен на низкопроницаемых и маломощных участках. Все скважины обводнены на 60 % и более. Сорок семь % скважин имеют дебит нефти менее 2 т/сут (средний дебит по месторождению - 13 т/сут). Из приведенных данных можно сделать вывод, что структура действующего фонда скважин в настоящее время в значительной степени определяется высокообводненным фондом, на работу с которым должны быть направлены основные усилия.
Анализ распределения скважин по накопленным отборам нефти показывает, что из перебывавших в эксплуатации скважин 22 % отобрали от ЗО до 50 тыс. тонн. Почти треть (31 %) добывающих скважин отобрали менее 10 тыс.т. Более 300 тыс.т отобрала лишь одна скважина (0,4 %). В среднем по месторождению на одну перебывавшую в эксплуатации скважину добыто 46 тыс.т нефти, что свидетельствует о высокой технико-экономической эффективности использования пробуренного фонда.
Анализ работы скважин нагнетательного фонда показал высокое среднее значение приемистости по всему нагнетательному фонду (более 250 м3/сут). Более половины действующих скважин (около 70 %) работают с приемистостью 250-500 м /сут. Высокая приемистость (более 500 м /сут) характерна для 17,5 % нагнетательного фонда. В целом по месторождению текущая приемистость скважин (358 м3/сут) при существующих давлениях нагнетания (8,5-10,8 МПа на устье скважин) позволяет обеспечивать необходимую компенсацию отборов закачкой.
Основная часть (64 %) скважин эксплуатируются при забойных давлениях от 12 до 20 МПа. С давлением на забое менее 10 МПа работает около 22 % скважин, с давлением более 22 МПа скважин нет.
Обращает на себя внимание тот факт, что в бездействии находится около 10 % добывающих и 15 % нагнетательных скважин.
Как видно из приведенных данных, работы по бездействующему фонду скважин, связаны:
- с безуспешным извлечением упавшего оборудования (36 % от общего числа) и передачей в ликвидационный фонд;
- наличием в районе бездействующих скважин остаточных запасов нефти и проведением ловильных работ для дальнейшего ввода на «свой» пласт;
Результаты проведенного анализа позволяют заключить, что пробуренный фонд скважин Условного месторождения обладает определенными резервами улучшения показателей их использования и эксплуатации.
Анализ уплотняющего бурения по пластам условного месторояедения С 10 года по основным залежам пластов условного месторождения проводилось уплотняющее бурение. Ввод новых скважин привел к улучшению основных показателей разработки.
Для расчета эффективности данного мероприятия проведен сравнительный анализ по пластам по основному фонду и с уплотняющим бурением с использованием геологической и гидродинамической моделей.
Для определения более точного влияния уплотняющего бурения было выделено по два блока к западу и востоку от центрального разрезающего ряда основных залежей пластов месторождения.
По результатам можно сделать вывод об эффективности уплотняющего бурения. Разработка залежей ведется более быстрыми темпами - текущее значение КИН при уплотняющем бурении несколько выше, чем при разработке основным фондом скважин при большем отборе извлекаемых запасов. Текущая обводненность продукции по основному фонду и с уплотняющим бурением почти одинаковая, но при различном значении отбора извлекаемых запасов нефти отличие в отборе извлекаемых запасов нефти составляет от 55 до 80 %.
Также об эффективности уплотняющего бурения говорит тот факт, что по сравниваемым блокам пластов накопленный отбор нефти с уплотняющим бурением на 1 добывающую скважину изменяется в пределах от 83 до 90 % отборов основного фонда при большем фонде от 65 до 90 %.
Состояние и технологические показатели эксплуатации скважин по годам разработки
Методика получения технологических показателей для проведения отдельной экономической оценки эффективности бурения новых скважин в каждом из одиннадцати первых лет освоения месторождения следующая:
1 Общий массив, с 1 по 55 год, (таблица 3.2) технологических показателей освоения и разработки месторождения разбивается на 11 массивов технологических показателей, характеризующих уровни добычи нефти, жидкости, динамику фонда скважин в соответствии с технологическими характеристиками скважин, пробуренных в своем периоде (очередной год разработки месторождения). Технологические варианты (ТВ) для групп новых скважин от начала бурения до конца разработки определены для каждого года, с соответствующими только для данных скважин объемами добычи нефти, жидкости и т.п. (см. таблицы А.3.1-А.3.8);
2 ТВ бурения скважин во второй год разработки условного М (таблица А.3.1) определены с помощью гидродинамической модели для участка бурения 33 добывающих и 5 нагнетательных скважин. Уровни добычи нефти, жидкости, объемы закачки в системе ППД, работа скважин в действующем фонде, перевод добывающих скважин под нагнетание и другие технологические показатели определены только для участка
Метод учёта роста цен на потребляемые при реализации проекта ресурсы, в зависимости от роста цен на углеводородное сырье
Оценка экономической эффективности проекта разработки нефтяного или газонефтяного месторождения в условиях скорого роста цены на нефть предполагает, что доля роста себестоимости D сохраниться и в проектном периоде. Однако период запаздывания роста себестоимости, в силу большой неопределенности в продолжительности колебания цен на нефть, определить достоверно практически невозможно [31,34,36].
Правомерно предположить, что в период снижения цен на энергоносители себестоимость добычи нефти также будет снижаться в силу того, что экономические условия будут подталкивать менеджеров нефтяных холдингов к принятию организационных и управленческих решений, способствующих сокращению затрат. Неправомерно в данном случае использовать для оценки экономической эффективности разработки месторождений на длительную перспективу нормативы затрат, которые определяются с учетом корректирующего коэффициента, определяемого по предложенным выше методическим рекомендациям. Такие нормативы затрат обычно ниже, чем фактически сложившиеся на момент проведения оценки, что приведет к искусственному занижению в расчетах себестоимости добычи нефти в первые проектные годы. Так как на формирование основных интегральных экономических показателей оценки большое влияние оказывают величины денежных потоков в начальной стадии проектного периода (5-10 лет), умышленное искажение экономических результатов оценки недопустимо. Поэтому в условиях стабилизации или снижения цен на энергоносители предпочтительно использовать для проведения экономической оценки вариантов разработки нефтяных и газонефтяных месторождений нормативы удельных затрат, сформированных на основе фактически сложившихся показателей на начало проекта и в порядке, установленном регламентирующими документами.
Использование для расчетов экономической эффективности эксплуатации месторождений приведенной выше методики необходимо только в периоды резких колебаний цен, т.е. в условиях нестабильной экономики при достаточно продолжительном росте цены на нефть. Подобная ситуация сложилась на территории РФ в период с 1998 по 2000 годы. Подробнее данная ситуация будет рассмотрена в подразделе 4.5.
Подробный анализ себестоимости добычи нефти на месторождениях Западной Сибири представлен в подразделах 4.2 и 4.3.
Корректное обоснование всей исходной информации является важнейшим условием повышения качества и обоснованности инвестиционных расчетов, получения надежных оценок будущих результатов. Однозначное определение будущих доходов и расходов по инвестиционному проекту позволяет оценивать долгосрочные проекты, что является существенным преимуществом динамических методов инвестиционных расчетов в условиях определенности. С другой стороны это приводит к тому, что для многих проектов получаемые оценки носят приближенный характер, поскольку будущие результаты могут не совпадать с результатами, получаемыми в процессе расчетов [19].
Попытка преодоления указанного недостатка путем использования методов обоснования инвестиционных решений в условиях риска связана с трудностями применения этих методов, позволяющих оценивать только проекты с относительно коротким периодом полезного использования с учетом субъективных характеристик [19 (раздел 6.1)]. Рассмотренная в данной главе методика позволяет устранить данное противоречие путем корректировки исходной информации, на базе складывающихся тенденций колебания величины себестоимости нефти, в зависимости от влияния известных факторов. Но разработанные методические рекомендации, представленные в данной главе, позволяют в конечном итоге добиться более надежных оценок будущих результатов инвестиционного проекта, что необходимо проанализировать с целью практического подтверждения достоверности используемых в методических рекомендациях приемов. Анализ достоверности разработанных методических рекомендаций представлен в следующих подразделах данной главы.
В комплексе научных основ разработки нефтяных и газовых месторождений одно из важнейших мест занимает себестоимость добычи нефти и газа. Несколько монографий и статей посвящены экономическому анализу себестоимости в нефтедобывающей промышленности. Здесь следует отметить исследования В.М. Егорова, И.М. Бройде, И.И. Рыженкова [13,30,97,98]. В этих работах, основанных на изучении и обобщении технико-экономических показателей функционирования предприятий различных нефтяных районов страны, наряду с другими проблемами нефтяной промышленности авторы анализируют структуру и динамику себестоимости, её зависимость от технологических особенностей добычи нефти и газа, намечают пути её снижения. Но в большинстве этих работ внимание преимущественно уделяется характеристике себестоимости продукции нефтепромысловых управлений вообще, а не применению статистических и экономико-математических методов для анализа себестоимости добычи нефти и попутного газа, а также прогнозированию изменения данных величин в будущем.
В данном подразделе представлена модель анализа себестоимости с выделением характерных групп затрат, влияющих на изменение абсолютной величины себестоимости нефти и определяющих её структуру.
В соответствии с приведенным в подразделе 4.1 методическим порядком учета изменения затрат на добычу нефти в зависимости от цен на энергоносители, все затраты, составляющие себестоимость, условно разделим на пять групп, в каждую из которых включаются соответствующие материалы используемые при добыче нефти.
Период для анализа себестоимости определим с 1996 по 2000 год, с шагом 1 квартал. Число подпериодов (кварталов), предшествующих первому расчетному периоду для оценки экономической эффективности вариантов разработки месторождения, позднее будут определены в зависимости от условий проведения оценки, т.е. как в период скорого роста цен, так и в период относительной стабилизации роста цен на нефть. Расчеты на основе скорректированных нормативов для разных условий оценки подробно рассмотрены в подразделе 4.5.
Для обоснования увеличения затрат на добычу нефти при увеличении цен на нефть были привлечены фактические данные изменения цен основных составляющих себестоимости добычи, которые приведены в приложении, таблица А.4.1. За базовый год выбран 1996 год, и по отношению к нему определены темпы роста составляющих себестоимости. Для решения задачи составляющие себестоимости были сгруппированы в 5 основных групп: энергия, материалы, топливо, заработная плата, прочие затраты.
