|
Стр. 5
многолетнемерзлых и обваливающихся пород, нефте-, газо- и
водонасыщенных горизонтов, параметров проектируемой технологии
разработки, назначения скважин, способов добычи, типоразмеров
внутрискважинного оборудования, способов и технологии подъема
продукции скважин, возможных осложнений при бурении и эксплуатации
скважин обосновываются требования к конструкциям и профилю скважин
различного назначения, их забоям, методам и качеству вскрытия
продуктивного пласта, крепления и освоения, надежности
эксплуатации скважин механизированным способом, проведению
исследовательских и ремонтных работ. Выделить требования к профилю
наклонно - направленных и горизонтальных скважин.
Разрабатываются технологии и методы производства буровых работ
на основании требований к порядку разбуривания месторождения и
кустования скважин, разработанных в предыдущих разделах
Регламента. Эти требования должны обеспечивать достаточно высокие
темпы и одновременность формирования проектируемых систем
воздействия на залежь и отбора нефти, более полное вовлечение в
разработку запасов.
При строительстве скважин следует руководствоваться
действующими в системе Минтопэнерго России нормативными
документами и технологическими регламентами по всем основным видам
буровых работ.
7.2. Требования к методам вскрытия продуктивных пластов и
освоения скважин
Рекомендуемые методы вскрытия продуктивного пласта и крепления
ствола скважины в этом интервале должны предусматривать комплекс
инженерных решений по предупреждению его загрязнения,
обеспечивающих максимально возможное сохранение коллекторских
свойств пласта, предотвращающих разрушение цементного камня и
деформацию колонн, прорывы посторонних вод и газов.
С учетом геолого - физической характеристики продуктивных
пластов обосновываются требования к методам и технологии их
вскрытия бурением и перфорацией, вызова притока и освоения
скважин, к составу и свойствам буровых и тампонажных растворов,
используемых при проведении этих работ. В отдельных случаях при
вскрытии продуктивного пласта рассматриваются возможности
проведения гидравлического разрыва пласта или его кислотной
обработки, методы вибровоздействия на продуктивный пласт и другие
мероприятия, обеспечивающие повышение естественной проницаемости.
Особое внимание должно быть уделено профилю горизонтальных и
разветвленно - горизонтальных скважин, обеспечивающих максимальное
вскрытие продуктивных отложений и возможность забуривания
дополнительных стволов в продуктивном пласте по результатам отбора
нефти или газа из продуктивного пласта.
8. ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА ПРОГНОЗА ДОБЫЧИ НЕФТИ,
ГАЗА, КОНДЕНСАТА, ОБЪЕМОВ БУРОВЫХ РАБОТ
И ЗАКАЧКИ ВОДЫ В ПЛАСТ
Для обоснования проектных долгосрочных прогнозов добычи нефти и
газа, объемов буровых работ и закачки воды в пласт по
рекомендуемому варианту разработки приводятся динамика ввода новых
скважин, объемы эксплуатационного бурения, добычи нефти, нефтяного
и попутного газа (конденсата), закачки воды, динамика фонда и
средних дебитов скважин и другие показатели по форме таблиц П.8.1,
П.8.2.
Проекты прогнозных показателей по объемам бурения, добычи
нефти, газа и конденсата приводятся для каждого объекта разработки
и месторождения в целом.
На месторождениях и объектах, более 20% запасов которых
приходится на запасы категории С2, проекты прогнозных показателей
обосновываются раздельно по категориям А + В + С1 и С2.
9. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ КОНТРОЛЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ
9.1. Контроль за разработкой нефтяных и газонефтяных
месторождений
Контроль за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений
осуществляется в целях:
- оценки эффективности применяемой системы разработки в целом,
а также отдельных технологических мероприятий по регулированию
выработки запасов нефти;
- оценки эффективности новых технологий, используемых на
отдельных участках залежи;
- получения информации, необходимой для регулирования процесса
разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.
В процессе контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных
месторождений изучаются:
- динамика текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и
газа, а также динамика закачки рабочих агентов по месторождению в
целом, отдельным участкам (пропласткам) и скважинам;
- охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего
агента (воды, газа и др.) по отдельным пластам (пропласткам),
участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением;
- энергетическое состояние залежи, динамика пластового и
забойного давлений в зонах отбора, закачки, газовой шапки,
законтурной водоносной области и т.д.;
- изменения коэффициентов продуктивности и приемистости
скважин, газового фактора, гидропроводности пласта;
- состояние герметичности эксплуатационных колонн,
взаимодействие продуктивного горизонта с соседними по разрезу
горизонтами и наличие перетоков жидкости и газа между пластами
разрабатываемого объекта и соседними объектами;
- наличие перетоков нефти из нефтенасыщенной части пласта в
газонасыщенную зону в пределах разрабатываемого объекта;
- изменение физико - химических свойств добываемой жидкости
(нефти и воды) и газа в пластовых и поверхностных условиях в
процессе разработки;
- фактическая технологическая эффективность осуществляемых
мероприятий по регулированию разработки;
- построение характеристик вытеснения нефти по скважинам,
участкам, залежам.
Виды, объемы и периодичность исследований и измерений с целью
контроля разработки регламентируются действующими инструкциями и
руководствами по исследованию скважин, обязательными комплексами
их гидродинамических и промыслово - геофизических исследований,
систематических измерений параметров, характеризующих процесс
разработки залежей и работу отдельных скважин. Результаты
приводятся в виде таблицы (таблица П.9.1).
При проведении опытно - промышленных работ в проектном
документе обосновываются виды, объемы и периодичность
дополнительных и специальных исследовательских работ,
предусматриваемых для контроля выработки запасов.
Обязательные системные комплексы исследований и измерений по
контролю за разработкой должны охватывать равномерно всю площадь
объекта разработки, весь фонд наблюдательных и контрольных
скважин. Они должны содержать следующие виды работ:
- замеры пластового давления по контрольным и пьезометрическим
скважинам;
- замеры пластового и забойного давлений, дебитов скважин по
жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим
скважинам;
- гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных
скважин на стационарных и нестационарных режимах;
- исследования по контролю ВНК, ГНК, нефтегазонасыщенности,
технического состояния ствола скважины промыслово - геофизическими
методами;
- отбор и исследование глубинных и поверхностных проб продукции
скважин (нефти, газа, воды);
- специальные исследования, предусмотренные проектным
технологическим документом на разработку.
В технологических проектных документах составляется программа
исследований, в которой в обязательном порядке предусматривается
оборудование всех эксплуатационных скважин для индивидуального
замера дебита жидкости, газа и приемистости закачиваемого агента.
Обосновываются потребности специального оборудования, агрегатов,
аппаратуры и всех технологических средств, необходимых для
комплексного контроля за процессом разработки, мощности служб
учета продукции скважин и контроля за разработкой. Обосновывается
необходимость бурения специальных контрольных и наблюдательных
скважин, указывается их местоположение.
9.2. Регулирование процесса разработки нефтяных и газонефтяных
залежей
Под регулированием процесса разработки понимается
целенаправленное изменение условий разработки продуктивных пластов
в рамках принятых технологических решений.
К основным методам и мероприятиям по регулированию разработки
относятся:
- изменение режимов работы добывающих скважин (увеличение или
ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных
скважин, а также скважин с аварийными прорывами свободного газа,
форсированный отбор жидкости, периодическое изменение отборов и
т.д.);
- изменение режимов работы нагнетательных скважин (увеличение
или ограничение закачки рабочего агента, перераспределение закачки
по скважинам, циклическая закачка, применение повышенного давления
нагнетания и т.д.);
- увеличение гидродинамического совершенства скважин
(дополнительная перфорация, различные методы воздействия на
призабойную зону скважин, гидроразрыв пласта и др.);
- изоляция или ограничение притока попутной воды и
прорвавшегося газа в скважинах (различные способы цементных
заливок, создание различных экранов, применение химреагентов и
т.д.);
- выравнивание профиля притока жидкости или расхода воды
(селективная закупорка с помощью химреагентов и механических
добавок, закачка инертных газов, загущенной воды, НДС и др.);
- перенос интервалов перфорации;
- одновременно - раздельная эксплуатация скважин и одновременно
- раздельная закачка воды на многопластовых месторождениях;
- совершенствование применяемой системы заводнения
(преобразование одной системы заводнения в другую, очаговое
заводнение, перенос фронта нагнетания и др.);
- бурение резервных добывающих и нагнетательных скважин.
Для конкретных геолого - физических условий и для различных
стадий разработки проектируется своя конкретная система контроля и
регулирования разработки (учет добычи, закачки, их регулирование).
10. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И НЕДР
В соответствии с действующими законами, постановлениями и
положениями в проектных документах по разработке должны быть
предусмотрены основные организационно - технические и
технологические мероприятия, обеспечивающие безопасность
населения, охрану недр, окружающей среды от возможных вредных
воздействий, связанных с эксплуатацией данного месторождения. Все
эти мероприятия должны сопровождаться указанием ответственных
организаций и лиц, а также периодичностью контроля за их
выполнением с учетом требований Госгортехнадзора (РД 08-54-94).
10.1. Охрана окружающей среды
10.1.1. Охрана атмосферного воздуха на территории
нефтепромысловых объектов нефтяных и газонефтяных месторождений
обеспечивается мероприятиями, направленными на сокращение потерь
нефти и газа, повышение надежности нефтепромыслового оборудования,
высокую степень утилизации нефтяного газа.
Расчет валовых выбросов вредных веществ в атмосферу
производится по РД 39-0147103-321-86 и методическим указаниям
Госкомгидромета России.
Методы контроля, его периодичность следует принять в
соответствии с РД 39-0148070-069-89.
Снижение загрязнения атмосферного воздуха вредными выбросами
нагревателей и котлоагрегатов обеспечивается методами,
относящимися к оптимизации процесса сжигания топлива при
одновременном снижении образования токсичных продуктов сгорания. В
качестве топлива следует применять природный газ как наиболее
экологически чистый.
10.1.2. Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и
истощения реализуется в соответствии с требованиями "Пособия по
составлению раздела "Охрана окружающей природной среды" к СНиП
1.02.01-85", директивных постановлений природоохранных органов и
других нормативных документов [13 - 31].
Эффективными мероприятиями по предотвращению загрязнения
водоемов могут явиться выделение охранных зон, повышение
надежности магистральных нефтепроводов на участках прохождения
через водоемы, оснащение бригад по ликвидации аварийных выбросов
техникой и биобакпрепаратами для обработки загрязненной
поверхности. Сброс промысловых стоков направлять через канализацию
в систему сбора и подготовки нефти, а подтоварные воды закачивать
в продуктивные пласты или специально выбранные для захоронения
промстоков пласты (при воздействии паром и горячей водой). При
строительстве скважин необходимо внедрять более совершенные
конструкции, повышать качество тампонажных работ путем широкого
внедрения заколонных пакеров, центраторов, скребков, герметичных
резьбовых соединений обсадных труб, уплотнений и герметизирующих
смазок, а также наиболее прогрессивных технологий крепления и
перфорации эксплуатационной колонны.
10.1.3. Охрана земель, лесов, флоры и фауны от вредного
воздействия на них буровых и добывающих предприятий
Необходимо повсеместно исключить из практики нефтедобычи
расположение скважин и кустов в охранных зонах (в том числе в
зонах хвойных реликтовых лесов), сооружение земляных буровых
амбаров и котлованов для захоронения отходов на участках со слабой
защищенностью пресных водоносных горизонтов от загрязнения сверху.
При обустройстве месторождения следует предусмотреть напорную
герметизированную систему сбора, подготовки, транспорта нефти,
исключающую попадание продукции скважин на почву и в воду,
комплексное использование природных и техногенных ресурсов,
направленное на уменьшение отходов, загрязняющих окружающую среду.
Осуществлять контроль за состоянием воздуха, поверхностных и
подземных вод, горного массива, почв, растительности, животного
мира на месторождении, а также обеспечивать высокое качество и
своевременное проведение рекультивации земель (прежде всего
участков разливов нефти), очистки промысловых сточных и буровых
вод, конденсата и загрязненных пресных подземных вод.
При проектировании технологической схемы разработки
месторождения предусматривать строительство переходов через
магистральные и промысловые трубопроводы на основных путях
миграции диких животных.
10.2. Охрана недр
К процессу бурения скважин предъявляются следующие основные
требования по надежности их сооружения, обеспечивающие
предотвращение: заколонных и межколонных перетоков, приводящих к
утечкам газа и минерализованных вод в атмосферу и в горизонты,
залегающие над эксплуатационными объектами; аварийного
фонтанирования; образование грифонов; возникновение зон
растепления и просадки устьев скважин, смятия колонн и др.
Эти требования реализуются в соответствии с РД 39-133-94.
Особое внимание уделяется охране водоносных горизонтов пресных,
минерализованных и промышленных вод.
В процессе эксплуатации требуется обеспечение контроля за
выработкой запасов, учетом добываемой продукции и ее потерь,
состоянием надпродуктивной части разреза в процессе всего периода
эксплуатации. По мере возникновения осложнений должны
реализовываться меры по их устранению (ремонтно - изоляционные
работы, консервация и ликвидация скважин).
11. МЕТОДИКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ (ГАЗОНЕФТЯНЫХ)
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Введение
Настоящие Методические рекомендации разработаны в соответствии
с "Методическими рекомендациями по оценке эффективности
инвестиционных проектов и их отбору для финансирования" и
"Методическими рекомендациями по комплексной оценке эффективности
мероприятий, направленных на ускорение научно - технического
прогресса в нефтяной промышленности" [77, 78]. В них изложены
методика и порядок экономического обоснования вариантов разработки
нефтяного (газонефтяного) месторождения и выбора из них наиболее
рентабельного.
Методические рекомендации предполагают единый подход к оценке
вариантов разработки нефтяных и газонефтяных месторождений и
предназначены для всех организаций, осуществляющих проектирование
разработки нефтяных месторождений, а также для лиц и организаций,
проводящих экспертизу таких проектов.
Настоящие методические рекомендации содержат общие положения,
основные понятия, показатели экономической оценки, выбор варианта,
алгоритм расчета экономических показателей.
11.1. Общие положения
11.1.1. В методических рекомендациях предлагается экономическую
оценку вариантов разработки проводить с использованием системы
показателей (см. 11.2.1), характерных для рыночной экономики,
широко используемых в зарубежной, а сейчас и в отечественной
практике.
11.1.2. В процессе экономической оценки будут отражены геолого
- физические, технологические, технические и экологические
особенности, связанные с разработкой нефтяного (нефтегазового)
месторождения.
11.1.3. В экономическую оценку включаются технологические
варианты разработки, отличающиеся плотностью сетки скважин,
порядком и темпами разбуривания, методами воздействия на залежь,
уровнями добываемой нефти, жидкости, вводом из бурения добывающих
и нагнетательных скважин, объемом закачиваемой воды, реагентов,
способами эксплуатации и др.
11.1.4. Все варианты систем разработки подвергаются
экономической оценке по годам, этапам разработки (5, 10, 15, 20
лет), а также в целом за проектный срок.
11.1.5. Экономические показатели разработки нефтяного
месторождения определяются в строгом соответствии с проектируемыми
по вариантам уровнями технологических показателей.
11.1.6. Экономическая эффективность отражает соотношение затрат
и результатов применительно к рассматриваемым технологическим
вариантам.
11.1.7. Результатом экономической оценки является выявление
наиболее рационального варианта разработки месторождения,
отвечающего критерию достижения максимального экономического
эффекта от возможно полного извлечения из пластов запасов нефти
при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей
среды.
11.1.8. Для стоимостной оценки результатов и затрат могут
использоваться базисные, мировые, прогнозные и расчетные цены (см.
11.2.6).
11.1.9. Система показателей, используемая для определения
эффективности проекта разработки, учитывает интересы
непосредственных участников реализации проекта, а также интересы
федерального и местного бюджетов.
11.1.10. В методических рекомендациях предусматривается:
- приведение предстоящих разновременных расходов и доходов к
условиям их соразмерности по экономической ценности в начальном
периоде;
- учет инфляции, влияющей на ценность используемых денежных
средств;
- учет рисков, связанных с осуществлением проекта;
- обоснование целесообразности участия в реализации проектов
заинтересованных предприятий, банков, российских и иностранных
инвесторов, федеральных и региональных органов государственного
управления.
11.1.11. Для установления влияния экономических факторов на
показатели эффективности разработки рекомендуется оценку
технологических вариантов осуществлять в нескольких экономических
вариантах, отражающих, например, различные условия сбыта
добываемой продукции (внутренний, внешний рынки), изменения
действующей налоговой системы (наличие льготного налогообложения
или уменьшение налоговых ставок), условия начисления амортизации
(традиционная система или ускоренная), различные коэффициенты
дисконтирования и др.
11.1.12. Экономическую оценку вариантов разработки
месторождений с трудноизвлекаемыми запасами следует проводить с
учетом "Закона о недрах" [80], в котором в целях стимулирования их
освоения предусматривается освобождение от выплаты трех налогов:
акциза, платы за недра, отчислений на воспроизводство минерально -
сырьевой базы.
11.1.13. Нефтедобывающее предприятие, имеющее на момент оценки
проектного документа налоговые льготы, должно учитывать их в
расчетах эффективности технологических вариантов разработки.
11.1.14. Методические рекомендации по экономическому
обоснованию систем разработки могут быть использованы в различных
проектных документах:
- проект пробной эксплуатации;
- технологическая схема (проект) опытно - промышленной
разработки;
- технологическая схема разработки;
- проект разработки;
- уточненный проект разработки (доразработки);
- ТЭО (добывных возможностей, коэффициента нефтеизвлечения,
целесообразности ввода месторождения в разработку).
11.1.15. Экономически обоснованная величина коэффициента
нефтеизвлечения определяется за период рентабельной эксплуатации
объекта. За рентабельный срок принимается период получения
положительных значений текущего (годового) дисконтированного
потока наличности.
11.1.16. Методические рекомендации предусматривают
использование программных средств для решения задач, поставленных
в проектных документах.
11.2. Основные понятия
11.2.1. Экономические критерии
Эффективность проекта оценивается системой рассчитываемых
показателей, выступающих в качестве экономических критериев.
Для оценки проекта предлагается использовать следующие основные
показатели эффективности:
- дисконтированный поток денежной наличности (NPV);
- индекс доходности (PI);
- период окупаемости капитальных вложений;
- внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR).
В систему оценочных показателей включаются также:
- капитальные вложения на освоение месторождения;
- эксплуатационные затраты на добычу нефти,
- доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные
и внебюджетные фонды РФ).
В разделе 11.3 отражено экономическое содержание упомянутых
выше показателей и дается метод их расчета.
11.2.2. Инфляция
Инфляция - это рост общего уровня цен и издержек,
сопровождающийся потерей покупательной способности денежной
единицы государства. Расчет показателей эффективности проектного
документа рекомендуется производить в текущих ценах, т.е. с
инфляционной индексацией.
11.2.3. Дисконтирование
Дисконтирование - метод приведения разновременных затрат и
результатов к единому моменту времени, отражающий ценность будущих
поступлений (доходов) с современных позиций. При установлении
значения коэффициента дисконтирования обычно ориентируются на
средний уровень ссудного процента (процентной ставки). Уровень
коэффициента дисконтирования может также учитывать и риск
осуществляемых инвестиций.
11.2.4. Риск
Экономический риск определяется как "опасность, возможность
убытка или ущерба", т.е. потеря предприятием части своих ресурсов,
недополучение доходов или появление дополнительных расходов в
результате осуществления определенной производственной или
финансовой деятельности.
Экономический риск в проектных документах оценивается анализом
чувствительности основных показателей эффективности к изменению
различных факторов (цена нефти, налоговые ставки, цены на
оборудование, материалы, сырье, электроэнергию и другие элементы
затрат).
11.2.5. Кредит
Кредит - денежная ссуда, покрывающая дефицит финансовых средств
предприятия, возникающий при осуществлении деятельности по
производству той или иной продукции. Кредит предоставляется на
условиях платности за него (процента), срочности, возвратности и
других условий, на основе которых складываются отношения кредитора
(как правило, банка) и должника (заемщика).
11.2.6. Цены
Для экономической оценки вариантов разработки могут
использоваться базисные, текущие (прогнозные), расчетные и мировые
цены.
Под базисными понимаются цены, сложившиеся в народном хозяйстве
на определенный момент времени. Базисная цена на добываемую
продукцию считается неизменной в течение всего расчетного периода
и может быть использована, как правило, на стадии оценки проектов
пробной эксплуатации, опытно - промышленных работ, в которых
расчетный период изменяется от 3 до 7 лет.
При экономической оценке технологической схемы разработки,
проекта разработки обязательным является расчет экономической
эффективности в текущих (прогнозных) и расчетных ценах.
Текущие (прогнозные) цены отражают изменение цены во времени и
определяются с помощью годового (текущего) коэффициента инфляции
(см. раздел 11.5).
Для того чтобы правильно оценивать результаты проекта, а также
обеспечить сравнимость показателей проектов в различных условиях,
необходимо учесть влияние инфляции на расчетные значения
результатов и затрат. Для этого следует потоки затрат и результаты
приводить в прогнозных (текущих) ценах, а при вычислении
интегральных показателей (NPV, IRR, PI) переходить к расчетным
ценам, т.е. ценам, очищенным от общей инфляции.
Расчетные цены с помощью коэффициента дисконтирования
приводятся к некоторому моменту времени, т.е. соответствуют ценам
в этот момент (см. 11.5.3). Приведение делается для того, чтобы
при вычислении значений интегральных показателей исключить из
расчета общее изменение масштаба цен, но сохранить (происходящее
из-за инфляции) изменение в структуре цен.
11.3. Показатели экономической оценки
11.3.1. Поток наличности (NPV)
Дисконтированный поток денежной наличности - сумма прибыли от
реализации и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину
инвестиций, направляемых на освоение нефтяного месторождения -
определяется как сумма текущих годовых потоков, приведенных к
начальному году:
T (Пt + Аt) - Кt
NPV = SUM ---------------,
t=1 t - tр
(1 + Ен)
где: NPV - дисконтированный поток денежной наличности;
Пt - прибыль от реализации в t-м году;
Аt - амортизационные отчисления в t-м году;
Кt - капитальные вложения в разработку месторождения в t-м
году.
Прибыль от реализации (Пt)
Прибыль от реализации - совокупный доход предприятия,
уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в них
амортизационных отчислений и общей суммы налогов, направляемых в
бюджетные и внебюджетные фонды. Расчет прибыли производится с
обязательным приведением разновременных доходов и затрат к первому
расчетному году. Дисконтирование осуществляется путем деления
величины прибыли за каждый год на соответствующий коэффициент
приведения:
T Вt - Эt - Нt
Пt = SUM ---------------,
t=1 t - tр
(1 + Ен)
где: Пt - прибыль от реализации продукции;
T - расчетный период оценки деятельности предприятия;
Вt - выручка от реализации продукции в t-м году;
Эt - эксплуатационные затраты с амортизацией в t-м году;
Нt - сумма налогов;
Ен - норматив дисконтирования, доли ед.;
t, tр - соответственно текущий и расчетный год.
Выручка от реализации продукции (Вt) рассчитывается как
произведение цены реализации нефти и нефтяного газа на их объемы
добычи:
Вt = (Цн x Qн + Цг x Qг)
t,
где: Цн, Цг - соответственно цена реализации нефти и газа в t-м
году;
Qн, Qг - соответственно добыча нефти и газа в t-м году.
11.3.2. Внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR)
Внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR)
представляет собой то значение нормы дисконта, при котором сумма
чистого дохода от инвестиций равна сумме инвестиций, т.е.
капиталовложения окупаются. Или, другими словами, это то значение
норматива дисконтирования, при котором величина суммарного потока
наличности за расчетный срок равна нулю:
T (Пt + Аt) - Кt
SUM --------------- = 0.
t=1 t - tр
(1 + IRR)
Определяемая таким образом внутренняя норма возврата
капитальных вложений сравнивается затем с требуемой инвестором
нормой дохода на вкладываемый капитал. Если расчетное значение IRR
равно или больше требуемой инвестором нормы дохода, инвестиции в
данный проект оправданы.
11.3.3. Индекс доходности (PI)
Индекс доходности (PI) характеризует экономическую отдачу
вложенных средств и представляет собой отношение суммарных
приведенных чистых поступлений (прибыли от реализации нефти и
амортизационных отчислений) к суммарному дисконтированному объему
капитальных вложений:
T (Пt + Аt)
SUM ---------------
t=1 t - tр
(1 + Ен)
PI = ---------------------.
T Кt
SUM ---------------
t=1 t - tр
(1 + Ен)
11.3.4. Период окупаемости вложенных средств
Период окупаемости (Пок) - это продолжительность периода, в
течение которого начальные негативные значения накопленной
денежной наличности полностью компенсируются ее положительными
значениями. Период окупаемости может быть определен из следующего
равенства:
Пок (Пt + Аt) - Кt
SUM -------------- = 0,
t=1 t - tр
(1 + Ен)
где Пок - период возврата вложенных средств, годы.
Иными словами, это тот период, за пределами которого NPV
становится и в дальнейшем остается неотрицательным.
11.3.5. Капитальные вложения
Капитальные вложения рассчитываются по годам ввода
месторождения в разработку до конца разбуривания и обустройства и
далее за пределами этого срока, если имеется необходимость.
Для нефтяных месторождений, обустроенных и уже введенных в
разработку, определяется цель капитальных вложений в соответствии
с их воспроизводственной структурой: новое строительство,
расширение, реконструкция или техническое перевооружение.
Расчет капитальных вложений при составлении проектной
документации для разрабатываемых месторождений, особенно если они
территориально примыкают к другим месторождениям, должен
осуществляться с учетом возможности использования имеющихся
мощностей объектов промыслового обустройства для нужд
проектируемого объекта.
Расчет капитальных вложений проводится по отдельным
направлениям, включающим в себя затраты на бурение скважин и
промобустройство (см. 11.5.1).
Капитальные вложения в бурение скважин определяются на основе
сметной стоимости 1 м проходки, установленной в зависимости от
глубины скважины, количества добывающих, нагнетательных и других
скважин, вводимых из бурения.
Расчет капитальных вложений в объекты нефтепромыслового
обустройства производится в соответствии с объемными
технологическими показателями по каждому варианту разработки и
удельными затратами в разрезе отдельных направлений:
- оборудование для нефтедобычи;
- оборудование прочих организаций;
- сбор и транспорт нефти и газа;
- комплексная автоматизация;
- электроснабжение и связь;
- промводоснабжение;
- базы производственного обслуживания;
- автодорожное строительство;
- заводнение нефтяных пластов;
- технологическая подготовка нефти;
- методы увеличения нефтеотдачи пластов;
- очистные сооружения;
- природоохранные мероприятия;
- прочие объекты и затраты.
Капитальные вложения в строительство объектов по сбору и
транспорту нефти, комплексной автоматизации технологических
процессов, водоснабжению промышленных объектов, электроснабжению,
связи и в базы производственного обслуживания определяются
умножением удельных капитальных затрат по соответствующему
направлению на количество нефтяных скважин, вводимых из бурения, а
в заводнение нефтяных пластов - на количество нагнетательных
скважин.
Капитальные вложения на подготовку нефти, очистные сооружения
рассчитываются умножением удельных капитальных затрат по
соответствующему направлению на вводимую в данном году мощность по
добыче нефти и очистке.
Капитальные вложения на инфраструктуру рассчитываются в
процентном отношении к сумме затрат на нефтепромысловое
строительство. Затраты на природоохранные мероприятия исчисляются
в процентах от общей суммы капитальных затрат, включая стоимость
буровых работ.
11.3.6. Эксплуатационные затраты
При оценке вариантов разработки эксплуатационные затраты могут
быть определены по видам расходов - статьям калькуляции или
элементам затрат. В настоящих методических рекомендациях изложен
способ расчета этих затрат, базирующийся на статьях калькуляции.
Эксплуатационные затраты рассчитываются (см. 11.5.2) в
соответствии с удельными текущими затратами и объемными
технологическими показателями в разрезе следующих статей:
- обслуживание добывающих и нагнетательных скважин;
- энергетические затраты для механизированной добычи жидкости;
- поддержание пластового давления;
- сбор и транспорт нефти и газа;
- технологическая подготовка нефти;
- капитальный ремонт скважин;
- амортизация скважин.
Затраты на обслуживание добывающих скважин определяются в
зависимости от количества действующих скважин и включают в себя
заработную плату (основную и дополнительную) производственных
рабочих, цеховые расходы, общепроизводственные расходы, а также
затраты на содержание и эксплуатацию оборудования.
Энергетические затраты рассчитываются в зависимости от объема
механизированной добычи жидкости. При расчете этих затрат исходят
из средней стоимости электроэнергии и ее удельного расхода.
Расходы на сбор, транспорт нефти и газа, технологическую
подготовку нефти рассчитываются в зависимости от объема добываемой
жидкости без учета амортизационных отчислений.
Расходы по поддержанию пластового давления складываются из
затрат на обслуживание нагнетательных скважин, затрат на закачку
воды. При определении затрат на закачку воды исходят из объема
закачиваемой в пласт воды, ее стоимости и энергетических затрат.
Норматив для определения энергетических затрат при закачке воды в
пласт устанавливается исходя из удельного расхода электроэнергии и
стоимости 1 кВт.ч электроэнергии.
Амортизация основных фондов рассчитывается исходя из их
балансовой стоимости и действующих норм на их полное
восстановление.
Кроме традиционных статей калькуляции в составе
эксплуатационных затрат на добычу нефти и газа учтены расходы на
экологию, платежи за кредит, а также налоги, относимые на
себестоимость добываемой продукции.
11.3.7. Методы начисления амортизации
Амортизационные отчисления являются одним из источников
воспроизводства основных фондов. При их оценке могут быть
использованы различные способы начисления амортизации: линейный
(пропорциональный) и ускоренный.
Наиболее широкое применение в настоящее время имеет линейный
или пропорциональный метод начисления амортизации. Этот метод
предусматривает расчет амортизационных отчислений на реновацию
исходя из среднего срока службы основных фондов. За этот срок
балансовая стоимость этих фондов полностью переносится на издержки
производства. Как правило, этот норматив в нефтяной отрасли
принимается на уровне 10 - 20%. Если месторождение уже
разрабатывается и существуют ранее созданные фонды, то при расчете
амортизационных отчислений должны быть учтены не только вновь, но
и ранее созданные фонды.
Ускоренная амортизация предусматривает полное перенесение
балансовой стоимости основных фондов на издержки производства в
более короткие сроки, чем это предусмотрено по действующим нормам
амортизационных отчислений. Тем самым появляется возможность
создания резервного фонда, используемого для новых капитальных
вложений и расширения производственных мощностей.
11.3.8. Налоговая система
Оценка вариантов разработки должна проводиться в соответствии с
налоговой системой, установленной в законодательном порядке.
Ниже следует перечень налогов, отчисляемых в бюджетные и
внебюджетные фонды РФ, и показан порядок их расчета:
- налог на добавленную стоимость исчисляется в размере 20% от
цены нефти, включая акцизный сбор;
- акцизный сбор рассчитывается по ставкам, дифференцированным
по нефтедобывающим предприятиям в руб./т;
- налог на имущество учитывается в расчетах в размере 2% от
среднегодовой стоимости основных фондов;
- налог на прибыль исчисляется в размере 35% от балансовой
прибыли, остающейся от выручки после компенсации эксплуатационных
затрат и выплаты всех налогов.
При расчете налогооблагаемой прибыли должна учитываться
предоставляемая предприятиям по закону льгота в части освобождения
от налога затрат на развитие производства в сумме, снижающей
налогооблагаемую прибыль на 50%.
Налоги и платежи, учитываемые в составе эксплуатационных
затрат:
от цены нефти за вычетом налога на добавленную стоимость и
акцизного сбора рассчитываются:
- плата за недра - 6% - 16%;
- отчисления на воспроизводство минерально - сырьевой базы -
10%;
- отчисления в дорожный фонд - 1%;
- отчисления в страховой фонд - 1%;
от фонда оплаты труда исчисляются следующие платежи:
- государственный фонд занятости - 2%;
- фонд социального страхования - 5,4%;
- фонд медицинского страхования - 3,6%;
- пенсионный фонд - 28%;
- от эксплуатационных затрат на добычу нефти определяется фонд
НИОКР - 1,5%;
- плата за землю рассчитывается в зависимости от размера
площади месторождения в руб./га.
11.3.9. Источники финансирования
При оценке вариантов разработки необходимо определять источники
финансирования капитальных вложений. К их числу могут быть
отнесены собственные средства предприятия (прибыль предприятия,
реинвестированная в производство, амортизационные отчисления), а
также заемные. Кроме того, на инвестирование могут быть направлены
акции предприятия. Порядок погашения кредита и выплаты за него
процентов показан в разделе 11.5.
11.4. Выбор варианта, рекомендуемого к реализации
Конечной целью экономической оценки вариантов разработки
является выбор наилучшего варианта, обеспечивающего
целесообразность промышленного освоения проектируемого объекта и
наибольшую эффективность нефтедобычи.
Сравнение различных вариантов и выбор лучшего из них
рекомендуется проводить с использованием вышеприведенной системы
показателей.
Основным показателем, определяющим выбор рекомендуемого
варианта из всех рассматриваемых, является поток денежной
наличности (NPV). Наилучшим признается вариант, имеющий
максимальное значение NPV за проектный срок разработки.
Характерная особенность этого показателя в том, что как критерий
выбора варианта он применим и для вновь вводимых месторождений, и
для месторождений, уже находящихся в разработке. Расчет NPV дает
ответ об эффективности варианта в целом.
Показатель внутренней нормы возврата капитальных вложений (IRR)
определяет требуемую инвестором норму прибыли на вкладываемый
капитал, сравниваемую с действующей процентной ставкой на кредит.
Если расчетный показатель IRR равен или больше процентной ставки,
инвестиции в данный проект являются оправданными.
Здесь необходимо отметить тот факт, что показатель IRR играет
важную роль при оценке проектов по вновь вводимым месторождениям,
требующим значительных капитальных затрат.
В проектах доразработки, которые, в основном, не требуют
значительных капиталовложений, а также в проектах,
предусматривающих применение методов повышения нефтеотдачи пластов
на поздних стадиях, связанных, в основном, с повышенными текущими
затратами, показатель IRR играет вспомогательную роль и, как
правило, не участвует в процессе выбора наилучшего варианта.
Показатель - индекс доходности (PI) так же, как и IRR, имеет
"весомое" значение, если проектируется вновь вводимое
месторождение с большими капитальными затратами. В этом случае,
его значение интерпретируется следующим образом: если PI > 1,
вариант эффективен, если PI < 1, вариант разработки нерентабелен.
При проектировании месторождений уже обустроенных либо
находящихся на поздних стадиях этот показатель определяется с
учетом уже существующих основных фондов.
Показатель - период окупаемости, устанавливаемый временем
возмещения первоначальных затрат, так же, как и два предыдущих,
характерен для вновь вводимых месторождений, требующих полного
обустройства. Чем меньше значение этого показателя, тем
эффективнее рассматриваемый вариант.
Каждый из перечисленных критериев сам по себе не является
достаточным для выбора варианта проектируемого объекта. Решение о
принятии варианта к реализации должно приниматься с учетом
значений всех интегральных показателей и интересов всех участников
проекта.
11.5. Алгоритм расчета экономических показателей
11.5.1. Капитальные вложения
Бурение скважин:
Кскв = Кскв x Nскв x C ,
i i i
где: Кскв - стоимость бурения скважины (добывающей,
нагнетательной, резервной и др.), млн. руб.;
Nскв - ввод скважин (добывающих, нагнетательных, резервных и
i
др.) из бурения в году i, скв.;
C - коэффициент инфляции года i;
i
i - индекс текущего года.
Итого капитальных вложений в бурение скважин за период:
T
Кбур = SUM Кскв ,
i=1 i
|
