Экономические проблемы разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии тема диссертации по экономике, полный текст автореферата

Автореферат диссертации по теме "Экономические проблемы разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии"

На правах рукописи

Березюк Артем Борисович

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ

Специальность 08.00.05. - Экономика и управление народным хозяйством

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук

Москва - 2000

Диссертация выполнена в Открытом акционерном обществе "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ВНИИнефть).

Научный руководитель - доктор экономических наук, профессор

Гужновский Л.П.

Официальные оппоненты - доктор экономических наук, профессор

Сыромятников Е.С. кандидат экономических наук Жечков А.И.

Ведущая организация - ОАО "Всероссийский научно-

исследовательский институт организации и экономики нефтяной и газовой промышленности (ВНИИОЭНГ)"

Защита состоится / Я О FJ* 2000 года на заседании

диссертационного совета Д.053.27.01 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по специальности 08.00.05 -"Экономика и управление народным хозяйством" в час. в ауд.

Ваши отзывы и заключения на автореферат и диссертацию в двух экземплярах с подписью, заверенной гербовой печатью, просим направлять по адресу: 117917, Москва, Ленинский проспект, д.65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан "Z8 2000 г.

')

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат экономических наук, профессор с Зубарева В.Д.

/■/

* «

Актуальность исследования.

Добыча нефти в России осуществляется из огромного количества месторождений и залежей, размещенных по всей стране. Месторождения отличаются по своим геолого-физическим свойствам, оказывающим существенное влияние на показатели и процесс разработки, и различной степенью истощенности запасов. В настоящее время большое количество нефтяных месторождений, эксплуатируемых нефтедобывающими предприятиями, находятся * в поздней стадии разработки, характеризующейся высокой обводненностью добываемой продукции и низкой дебитностью скважин. При этом указанные характеристики колеблются в значительных пределах, что предопределяет резкое различие издержек по добыче нефти на каждой отдельной скважине от средних экономических показателей производственной деятельности нефтедобывающего предприятия. Такое положение предполагает необходимость формирования и применения более гибких и избирательных норм и правил, регулирующих операции в нефтяном секторе, особенно на месторождениях по мере истощения запасов углеводородов.

Современный экономико-правовой механизм в области недропользования, а именно положения Закона "О недрах", обуславливает необходимость формирования экономических показателей нефтедобычи не только по предприятиям, как это имеет место до сих пор, но и по месторождениям. В настоящий момент на большинстве нефтегазодобывающих управлений (НГДУ) учет технологических показателей ведется по месторождениям (объектам), а бухгалтерский учет и отчетность ведутся по отдельным цехам и объектам в целом.

Основными задачами, стоящими перед нефтяным сектором, являются рациональная добыча всех видов углеводородов и поддержание их конкурентоспособности на мировых рынках. Выполнение этих задач, в полной мере, возможно только при проведении серьезных изменений в условиях функционирования нефтегазового комплекса и регулировании системы горных отношений.

Нефть является стратегически важным, невосполнимым природным ресурсом и играет чрезвычайно важную роль в экономике большинства развитых стран - не только с точки зрения удовлетворения потребностей в энергоресурсах, но и с точки зрения формирования государственных финансов (для России нефтегазовый комплекс является главным источником налоговых и валютных поступлений государства). Политика государства, направленная на рациональное использование и охрану недр, требует "обеспечения наиболее полного извлечения из недр запасов ... при разработке месторождений". Вовлечение в разработку как можно большего числа месторождений и обеспечение высокой нефтеотдачи возможны только при условии достижения определенного компромисса между государством, как собственника недр, и нефтяными компаниями, как

пользователями недр, чья цель - получение большей прибыли на вложенный капитал.

Такой компромисс возможен при наличии законодательных актов, учитывающих разнообразие условий добычи нефти и степени истощенности запасов, предоставляющих льготные условия для пользователей недр, разрабатывающих малорентабельные месторождения, эксплуатирующих нерентабельные скважины, а также месторождения, находящиеся на поздних стадиях разработки. Одновременно должен формироваться новый регулирующий механизм и новая роль государства. Особенностью новых механизмов является переориентация стратегии поведения с ресурсно-направленной на прибыль-ориентированную, формирование эффективной организационной структуры, создание условий для роста компаний.

В условиях рыночной экономики эффективность процесса нефтедобычи напрямую зависит ог рационального использования скважин, включающего контроль за состоянием и регулирование работы. Анализ за ходом эксплуатации добывающих скважин является важным инструментом обеспечения финансовой устойчивости компаний, так как эксплуатация высокообводненных скважин приводит к резкому увеличению затрат. Своевременное определение фонда нерентабельных скважин и проведение мероприятий по отключению скважин, методов интенсификации добычи нефти, технических и технологических мероприятий с оценкой эффективности их использования будет способствовать снижению себестоимости добычи нефти и повышению конкурентоспособности компании.

В настоящее время законодательные и нормативные акты, регулирующие добычу нефти, рассматривают производственный процесс независимо ог стадии эксплуатации, на основе общих экономических показателей. Как показывает практика, такой подход адекватен при создании проектных документов для новых месторождений и не может использоваться на завершающем этапе процесса нефтедобычи. Поздняя стадия разработки месторождений обладает своими отличительными особенностями и требует применения индивидуальных технологических и экономических решений для оптимизации процесса нефтедобычи. Существующая система недропользования не учитывает экономической эффективности эксплуатации нефтяных скважин и не может служить основой для рентабельной работы добывающих предприятий.

Таким образом, исследование проблем разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии в условиях рыночной экономики и выработка соответствующей научно-обоснованной концепции на основе обобщения отечественного и зарубежного опыта являются актуальными.

Целью исследования является совершенствование системы экономической оценки работы добывающих скважин в нефтяной промышленности для принятия решения по их дальнейшей эксплуатации и определение критериев рентабельности разработки месторождений на завершающей стадии в условиях рыночной экономики.

Объект исследования - фонд нефтяных скважин.

Предметом исследования является система экономической оценки эксплуатации нефтяных скважин для оптимизации работы нефтедобывающего предприятия и повышения рентабельности производства.

В соответствии с поставленной целью исследования в работе были решены следующие задачи:

1. Проведен анализ и обобщение научных исследований в областях управления фондом скважин и определения предела эксплуатации добывающих скважин;

2. Выявлены недостатки действующей системы, а также законодательных и методических основ оценки рентабельности фонда скважин;

3. Разработаны основные экономические подходы по оценке эффективности эксплуатации нефтяных скважин в поздней стадии разработки нефтяных месторождений:

• разработаны методические рекомендации по формированию затрат на добычу нефти по месторождениям;

• создана методика формирования затрат и определения себестоимости добычи нефти по скважинам;

• сформулированы методические рекомендации по определению базовых нормативов для расчета себестоимости добычи нефти по месторождениям.

4. Проведена экономическая оценка рентабельности работы фонда скважин и определен предел эксплуатации каждой скважины для различных вариантов налогообложения.

5. Количественно оценены потери извлекаемых запасов после отключения нерентабельных скважин.

6. Для конкретного примера представлена система базовых принципов по применению льготного налогообложения для нерентабельных скважин, а также изучены возможности применения методов нефтеотдачи, как метода повышения рентабельности эксплуатации нефтяных скважин.

7. Реализованы разработанные методические положения применительно к оценке эффективности эксплуатации нефтяных скважин для ряда месторождений НГДУ "Чапаевскнефть".

Теоретической и методологической основой исследования

явились работы Андреева А.Ф., Газеева М.Х., Гужновского Л.П., Дунаева В.Ф., Жечкова В.И., Миловидова К.Н., Перчика А.И., Регентовой Н.В., Рохлина С.М., Саттарова М.М., Уманского М.М., и других ученых, исследовавших различные аспекты проблем разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики, законодательные акты, нормативные и правовые документы, методические рекомендации и другие материалы, действующие в настоящее время в нефтегазовой отрасли, а также сборники технико-экономических показателей, статистической и бухгалтерской отчетности НГДУ, входящих в компанию ОАО "НК ЮКОС".

Научная новизна. В результате выполненных исследований:

• разработан экономический механизм завершения производства, решающий вопросы своевременного отключения скважин и перераспределения трудовых ресурсов;

• предложены и обоснованы новые методические принципы оценки эффективности эксплуатации нефтяных скважин отвечающие современному экономико-правовому механизму в области недропользования;

• для реализации указанных принципов разработаны методические рекомендации, определяющие экономические показатели добычи нефти по месторождениям и скважинам с использованием калькуляции себестоимости добычи нефти по НГДУ и технико-экономических показателей разработки нефтяных месторождений.

• сформулированы основные подходы по определению базовых нормативов расчета себестоимости добычи нефти по месторождениям для целей перспективного планирования отключения нерентабельных скважин.

Практическая значимость диссертационного исследования заключается в разработке нового, адекватного рыночным отношениям экономического механизма завершения процесса добычи нефти, основанного на оценке экономической эффективности производства, а также рекомендаций и подходов по определению целесообразности эксплуатации добывающих скважин. Предложенные автором методические рекомендации могут применяться во всех нефтедобывающих предприятиях России на любых стадиях разработки месторождений, с целью повышения эффективности эксплуатации скважин.

Апробация работы.

Изложенный в диссертационной работе подход определения технико-экономической целесообразности эксплуатации

высокообводненных, малодебитных скважин на основе калькуляции себестоимости добычи нефти был апробирован на месторождениях ОАО "НК ЮКОС". Представленные рекомендации по повышению рентабельности добычи нефти обсуждались в ходе производственных совещаний в этой компании.

Результаты экономического исследования послужили основой для принятия менеджерами ОАО "НК ЮКОС" решений по рационализации процесса добычи на нефтяных месторождениях.

По теме диссертации опубликовано три работы общим объемом 4 печатных листа.

Структура и объем диссертации адекватны поставленной цели и решаемым задачам. Работа состоит из введения, трех глав, заключения, приложения и списка используемой литературы. Общий объем диссертации составляет 149 страниц машинописного текста, содержит 22 таблицы и 5 диаграмм. Список используемой литературы включает 87 наименований.

Основное содержание работы

Во введении обосновывается актуальность выбранной темы экономического исследования, определены цель и задачи исследования, указываются научная новизна и практическая значимость работы.

Первая глава посвящена анализу современного состояния и основным проблемам нефтедобывающей отрасли, а также правовым и экономическим основам рационального использования недр.

Нефтяная промышленность является важнейшей структурной составляющей экономики России, одним из ключевых факторов обеспечения жизнедеятельности производительных сил и населения страны, оказывающей существенное влияние на формирование бюджета страны.

Переход России к новым условиям ведения хозяйства, основанным на рыночных механизмах, и интеграция в мировое сообщество коренным образом изменили положение топливно-энергетического комплекса и привели к пересмотру условий функционирования хозяйствующих субъектов. Нефтедобывающие организации, испытывающие инвестиционный голод, вынуждены совершенствовать пути управления и регулирования процессами добычи нефти, которые основываются на своевременном свертывании ненужных и неэффективных производств и высвобождении или перераспределении трудовых ресурсов. Опыт работы нефтедобывающих районов в условиях рыночной экономики показывает,

что контроль за состоянием и регулирование работы фонда скважин становится одним из основных средств управлением нефтедобычи.

В России эксплуатируется около 140 тыс. нефтяных скважин, добывших в 1998 году 303,4 млн. тонн нефти, что почти вдвое меньше уровня 1990 года. Среднеотраслевой суточный дебит работающих скважин, падающий ежегодно на 5-10%, составил в 1998 году 7,4 т/сут., а на новых скважинах 11,5 т/сут. Анализ работы фонда скважин за последние несколько лет показал, что ежегодная эффективность работы фонда нефтяных скважин, при сложившихся в стране экономико-правовых условиях, падает. Основными причинами тому служат значительная изношенность и критическое состояние оборудования, а также ухудшение горно-геологических условий разработки месторождений.

Эксплуатация нефтяных скважин проходит на фоне ежегодного ухудшения структуры запасов. В разработку вводится большое количество месторождений, содержащих трудноизвлекаемые запасы. Проведенные исследования показали, что перед большинством крупных отечественных вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) остро стоит проблема вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов, обычно вырабатываемых с темпом в 2-8 раз ниже активных, что требует во столько же раз больше затрат на добычу нефти и объективно обусловливает необходимость применения современного оборудования и прогрессивной технологии для достижения достаточного уровня рентабельности. Однако, применяемые сегодня технологии не позволяют достичь уровня продуктивности скважин как при разработке активных запасов.

Из-за ухудшения горно-геологических условий разработки, связанных с истощением запасов разрабатываемых месторождений, растет количество малодебитных (с дебитом менее 2 т/сут) и высокообводненных скважин. Содержание таких скважин требует больших материальных и финансовых затрат (прежде всего на капитальный ремонт), которые не окупаются объемами добываемой из них нефти. Вступление большинства крупных месторождений в поздние стадии разработки сделало удельный вес малодебитных скважин в общем фонде нефтяных скважин преобладающим. (По данным компании ЛУКОЙЛ за 1997-1998 гг. малодебитный фонд скважин вырос с 8,2 тыс. до 9,1 тыс. и составил 50 % от действующего числа нефтяных скважин. НК "ЛУКОЙЛ" в 1998 году была вынуждена вывести в консервацию 4400 скважин малодебитного фонда, что привело к потере объемов добычи нефти в размере 1,3 млн.т). Практика работы иностранных компаний демонстрирует возможность успешного функционирования малорентабельных скважин. Такие скважины обеспечивают около 40 % добычи в США и 30% в Канаде. Причем, эксплуатацию малодебитных скважин осуществляют, в основном, малые и средние предприятия, благодаря проведению государством стимулирующей политики.

Не маловажным фактором поддержания высоких производственных показателей, в том числе и на малодебитных скважинах, служит широкомасштабное применение современных технологий, направленных на повышение эффективности разработки месторождений. К ним относятся: бурение горизонтальных стволов, глубоко проникающий гидроразрыв пласта, различные методы физико-химического воздействия на призабойную зону пласта и т.п. Эти технологии позволяют получить существенно большую отдачу с уже имеющихся производственных мощностей, чем при создании новых фондов, а также увеличить извлекаемые запасы нефти на разбуренных месторождениях.

Нефтяные компании, решающие вопросы выживания на рынке, стремятся достичь заданных уровней добычи при минимальных затратах. Во времена, когда цена на нефть не может считаться устойчивой и может колебаться в значительном диапазоне, общемировой тенденцией является сокращение издержек производства, как основа конкурентоспособности на мировых рынках. Уменьшения затрат можно добиться прежде всего за счет применения новых технологий, а также сокращения количества попутно добываемой воды и фонда действующих скважин за счет своевременного отключения (временного или окончательного) высокообводненных скважин. При этом отдельно следует отметить, что проблему отключения нерентабельных скважин необходимо решать еще в проекте разработки нефтяных месторождений, где фонд скважин рассматривается как система, и отключение одной скважины или группы скважин не должно нарушать всю систему разработки.

Поскольку эксплуатация высокообводненных скважин приводит к резкому увеличению затрат, падает эффективность работы нефтяных скважин. Рост затрат на добычу нефти привел к тому, что скважина становится убыточной при дебите менее 5 тонн в сутки и обводненности более 80 %. Преобладание малодебитных скважин на месторождениях делает их разработку, при сложившихся в стране рыночных условиях и мировой цене на нефть ниже 13$ за баррель, нерентабельными из-за большой себестоимости нефти (себестоимость добычи нефти из нерентабельного фонда скважин, превышает себестоимость нефти добытой остальным фондом нефтяных скважин, в 2-10 раз). Падение цен мирового рынка на нефть в конце 1998 года, а также последствия кризиса резко ухудшили положение нефтяных компаний и не позволяют компенсировать убытки от эксплуатации малодебитного фонда. С точки зрения экономики, нерентабельные скважины необходимо отключать, а процесс сокращения количества действующих скважин наиболее неблагоприятно скажется на государстве, которое при проведении анализа выгод и последствий столкнется со многими социально-экономическими проблемами. Решить их поможет ликвидация противоречий, между старыми принципами

разработки и новыми экономическими отношениями, не дающими предприятиям возможности рационально управлять своими ресурсами.

В настоящее время процесс недропользования в Российской федерации регулируют множество законов и постановлений. Основным документом, содержащим правовые и экономические основы регулирования отношений в области недропользования, является Федеральный закон "О недрах". В этом законе сформулированы условия предоставления недр для добычи углеводородов и взимаемые государством платежи за пользования недрами. В целях стимулирования освоения месторождений, находящихся в сложных горно-геологических условиях или содержащих трудноизвлекаемые запасы, закон предусматривает освобождение пользователей недр от части платежей. В соответствии с законом РФ "О недрах", льготы по налогам на добычу трудноизвлекаемых запасов нефти предоставляются "с учетом вида полезного ископаемого, количества и качества его запасов, природно-географических, горнотехнических и экономических условий освоения и разработки месторождения, степени риска", т.е. по месторождениям. Однако, положения Закона носят, в основном, рамочный характер и не могут применяться на практике без дополнительных разъяснений. Нуждается в корректировке и само понятие "трудноизвлекаемые запасы". В соответствии с действующей классификацией к трудноизвлекаемым запасам относятся запасы обводненных объектов, подгазовых зон пластов, высоковязких нефтей, низкопроницаемых коллекторов, аномально заложенных залежей нефти. Применение обычных технологий заводнения не может обеспечить достаточно высокую степень эффективности выработки таких запасов нефти. Но это только технологическое определение. По мнению многих специалистов, трудноизвлекаемые запасы являются также и экономической категорией. Анализ показывает, что на поздней стадии разработки нефтяных месторождений запасы нефти практически всегда можно отнести к трудноизвлекаемым, поскольку добыча нефти в условиях действующей системы налогообложения, как правило, убыточна, а применение льгот по налогам могло бы повысить предел рентабельности их эксплуатации.

Отечественное законодательство, на данный момент, не обладает нормативными актами, адаптированными к цивилизованному образу ведения хозяйства, регулирующими работу нефтяных скважин. Изменение законодательных актов необходимо начать с внесения изменений в классификацию запасов. Существующая в России классификация запасов, не претерпевшая серьезных изменений за постсоветский период, не соответствует изменившимся условиям освоения недр. Это объясняется тем, что отсутствует методика определения извлекаемых запасов нефти в условиях рынка, утвержденная директивными органами. В настоящее время на государственном балансе числятся извлекаемые запасы нефти,

установленные еще в период Советской власти. Проведенные научно-исследовательские работы показывают, что извлекаемые запасы нефти РФ, оцененные по рыночным параметрам, определяющих их величину (цена мирового рынка, налоговая система, затраты на производство), на 30% ниже извлекаемых запасов, числящихся на балансе Государственного комитета по запасам (ГКЗ). Выданные нефтяным предприятиям лицензии, базирующиеся на старой оценке запасов нефти, на основе которых составлены проекты разработки нефтяных месторождений, являются устаревшими. Реализация на практике проектов разработки с завышенными коэффициентами извлечения нефти (КИН) привели к наличию в отрасли значительного фонда нерентабельных скважин, т.к. предел эксплуатации скважин определялся технологическим показателем - обводненностью 98% и не зависел от цены нефти, уровня затрат и других особенностей каждого месторождения. Коэффициент извлечения нефти при рыночных условиях является не только технологическим, как это было принято ранее, сколько технико-экономическим параметром. Политика принуждения добывающих организаций к продолжению эксплуатации нерентабельного фонда скважин на завершающей стадии эксплуатации при рыночных условиях не эффективна из-за отсутствия стимулов и наносит серьезный вред добывающим компаниям. Пользователь недр заинтересован в рациональном использовании активов, позволяющих получить максимальную прибыль. На завершающих стадиях разработки сохранение мощностей не является оптимальным решением и ведет к сворачиванию производства и перераспределению средств. Следовательно, для решения проблемы учета запасов, необходимо внести в методику подсчета извлекаемых запасов изменения, учитывающие рыночные условия, и осуществить уточнение имеющихся запасов нефти и газа.

Следующим вопросом, которому не уделено должного внимания в законодательных актах, является льготное налогообложение нефти, добываемой из малодебитных, высокообводненных скважин, преобладающих на завершающих стадиях эксплуатации месторождения. Такие скважины при существующей налоговой системе, в основном, убыточны, и, с точки зрения экономики, должны быть отключены. Льготы должны применяться, прежде всего, для нерентабельных скважин, при применении современных методов повышения нефтеотдачи пластов, а также для проектов, разработка которых стратегически необходима для страны и невозможна при существующих экономических условиях. Решение проблемы экономического стимулирования разработки месторождений на поздней стадии будет способствовать повышению нефтеотдачи пластов. Необходимо определить, обосновать и сформулировать условия и критерии применения льгот - "предельные показатели" (минимальный суточный дебит и максимальный уровень обводненности), выйдя за границы которых, добыча становится убыточной

даже при применении современных методов нефтеотдачи и установить жесткий контроль за их выполнением. При создании проектов разработки месторождений используются усредненные затраты на скважину, и это вполне оправданно, но при отключении скважин необходимо знать себестоимость каждой скважины для определения последовательности отключения скважин по мере достижения ими предела рентабельности эксплуатации. На сегодняшний день предпринимаются усилия по созданию законов и нормативных актов о льготном налогообложении низкодебитных скважин, однако они не содержат методик определения затрат, приходящихся на скважину. Законодательно оформленная методика определения предела эксплуатации каждой скважины (групп скважин) с указанием льгот позволит увеличить эффективность работы нефтегазодобывающих предприятий н создаст реальную основу для совершенствования и перестройки всей налоговой системы в нефтяном комплексе.

Каждое месторождение вводится в разработку по предварительно составленной технологической схеме или проекту разработки (доразработки). Основным документом, определяющим структуру и содержание, общие требования и рекомендации к проектным документам на промышленную разработку месторождений, в нефтяной промышленности, является "Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений" (РД 153-39-007-96). Методика определения экономических показателей по месторождениям, разработанная в Регламенте составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений, используется для составления проектов и технологических схем, т.е. на стадии проектирования. Эти расчеты носят сугубо укрупненный характер и не могут отвечать задачам анализа по месторождениям с целью выявления резервов повышения эффективности добычи нефти. Применяемые нормативы в укрупненном виде определяются по производственным процессам без учета элементов составляющих их затрат, т.е. эти нормативы не корреспондируются с показателями сметы затрат на производство.

В целом, представленные в Регламенте требования наиболее адекватны при создании проектных документов для новых месторождений, но большинство его основных положений, в связи с изменившимися в стране организационно-правовыми условиями, должны быть откорректированы.

В частности, целесообразно внести в экономическую часть Регламента следующие, утвержденные на государственном уровне, методики:

• методику определения затрат на добычу нефти по месторождениям. Это позволит на практике реализовать

осуществление налогообложения на трудноизвлекаемые запасы в соответствии с Законом "О недрах". На этой базе возникает возможность установить акциз по месторождениям, более обоснованно дифференцировать роялти или устанавливать прогрессивный налог на прибыль;

• методику определения экономических показателей добычи нефти по скважинам с использованием калькуляции себестоимости добычи нефти по НГДУ и технико-экономических показателей разработки нефтяных месторождений;

• методику определения базовых нормативов для расчета себестоимости добычи нефти по месторождениям для целей перспективного планирования отключения нерентабельных скважин;

• методику определения экономического предела эксплуатации скважин, используемую при ликвидации нерентабельных скважин.

Применение на практике этих методических рекомендаций позволит существенно оптимизировать производственную деятельность нефтяных компаний, обеспечить их экономическую эффективность и конкурентоспособность на внутреннем и внешнем рынках, а также создать реальные предпосылки для привлечения в отрасль новых средств и увеличения объемов добычи нефти.

Вторая глава посвящена методическим основам формирования и планирования затрат нефтедобывающих компаний, а также дифференцированной экономической оценке фонда нефтяных скважин в зависимости от их производительности.

В настоящее время перед отечественными нефтяными компаниями выдвигается задача формирования устойчивой системы управления процессом добычи нефти. Компания и её составные части должны быть способны своевременно реагировать на внутренние и внешние факторы, влияющие на процесс ведения бизнеса. В условиях жесткой конкуренции между странами мира за иностранные инвестиции необходим проработанный план мероприятий по проведению экономических реформ в нефтяном секторе.

Государство и нефтяные компании, для достижения краткосрочной стабилизации в отрасли и экономического роста в долгосрочной перспективе, должны совместными усилиями принять меры по ускорению темпов выполнения программы структурных реформ, устранению непродуктивных расходов, ужесточению контроля за расходами и проведению преобразований в налоговой политике.

Нефтяные компании должны принять ряд мер для обеспечения своих структурных подразделений необходимыми ресурсами, повышающими экономическую эффективность системы, и усилить механизмы вертикального организационного и административного контроля за работой отделений со стороны центрального аппарата. В

рамках этого процесса целесообразно разработать программу оценки и диагностики проблем, связанных с производством, и подготовить план реформ в целях финансово-экономического оздоровления нефтяных предприятий.

Основным инструментом повышения рентабельности нефтедобывающего производства является эффективное использование нефтяных скважин. Существующее положение, когда учет затрат ведется в целом по компании, не позволяет с достаточной степенью точности говорить об эффективности работы фонда скважин и принимать решения по их дальнейшему использованию. В свою очередь, отсутствие данных о целесообразности эксплуатации нефтяных скважин приводит к накоплению на месторождениях значительного числа нерентабельного фонда и, как следствию, увеличению издержек. Практика ведения учета и отчетных документов в целом по компании не соответствует сложившимся в стране условиям и должна быть переработана с учетом требований рыночной экономики и международных стандартов для повышения качества принимаемых финансово-экономических решений.

Вступление большинства крупных месторождений в период с падающей добычей нефти, т.е. позднюю стадию разработки, и рост количества малодебитных и высокообводненных скважин оказывают возрастающее влияние на развитие добычи нефти и экономику отрасли в целом. Ввиду этого совершенствование методики определения и планирования себестоимости добычи нефти должно быть направлено на отражение закономерностей работы нефтяных скважин, определение "предела эксплуатации" скважин и установление оптимальных режимов эксплуатации, при которых заданные уровни добычи достигаются при минимальных затратах. В поздней стадии разработки основными направлениями снижения издержек на добычу нефти являются использование методов повышения нефтеотдачи, а также сокращение количества попутно добываемой воды и фонда действующих скважин за счет своевременного отключения (временного или окончательного) высокообводненных скважин.

Для оценки экономической эффективности технических и технологических мероприятий, направленных на повышение рентабельности эксплуатации нефтяных скважин и решения задач изыскания путей абсолютного и относительного снижения издержек, были разработаны методические рекомендации, определяющие порядок расчета себестоимости добычи нефти по месторождениям и скважинам (или группам скважин) в зависимости от их геолого-технической характеристики, порядок формирования базовых нормативов эксплуатационных затрат, а также экономические последствия предлагаемых технологических решений.

Методика определения себестоимости добычи нефти по месторождениям, а также скважинам или группам скважин, различающимся между собой величиной среднесуточного дебита нефти и обводненностью, базируется на использовании калькуляции себестоимости добычи по статьям затрат. Перечень статей и включаемые в них затраты приведены в инструкции по планированию, учету и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа. В расчетах используются следующие статьи затрат:

№ п/п Статьи затрат

1. Расходы на энергию по извлечению нефти

2, Расходы по искусственному воздействию на пласт

в том числе: Основные материалы Вспомогательные материалы Энергия

ЗП с начислением Амортизация скважин Амортизация пр. осн. фондов Транспортные расходы Услуги по капитальному ремонту скважин Услуги по подземному ремонту скважин Услуги своих цехов и со стороны Внутрицеховые расходы 3., 4. Основная и дополнительная заработная плата

5. Начисления на заработную плату

6. Амортизация скважин

7. Расходы по сбору и транспортировке нефти в том числе:

Вспомогательные материалы

Потери нефти

Электроэнергия

ЗП с начислением

Амортизация

Транспортные расходы

Услуги своих цехов и со стороны

Капитальный ремонт

Услуги по перекачки

Внутрицеховые расходы

№ п/п

Статьи затрат

8. Расходы по сбору и транспортировке газа

9. Расходы по технологической подготовке нефти

в том числе:

Вспомогательные материалы Потери нефти Электроэнергия ЗП с начислением Амортизация Транспортные расходы Услуги своих цехов и со стороны Услуги по подготовке нефти Внутрицеховые расходы

10. Затраты на подготовку и освоение производства

11. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования

12. Цеховые расходы

13. Общепромысловые расходы

14. Прочие производственные расходы

Сумма статей 1-14 образует производственную себестоимость валовой продукции по месторождениям.

Отношение производственной себестоимости валовой продукции по месторождениям к объему добычи нефти образует себестоимость одной тонны добытой нефти на месторождении.

Разработанная методика позволяет формировать затраты на добычу нефти по месторождениям как по статьям затрат, так и по элементам затрат.

Дифференциация производственной себестоимости по элементам затрат производится следующим образом:

- сырье и материалы;

- топливо;

- энергия;

- зарплата ППП;

- начисления на заработную плату;

- амортизация;

- другие затраты.

Статьи затрат должны строго корреспондироваться с элементами затрат. Каждая из статей калькуляции включает элементы затрат, причем количество этих элементов неодинаково. Так, статья №1 "Расходы на

энергию по извлечению нефти" непосредственно включается в такой элемент затрат себестоимости как "энергия", а статья № 2 "Расходы по искусственному воздействию на пласт" включает такие элементы затрат как "основные и вспомогательные материалы", "энергия", "заработная плата" и другие.

Следует отметить, что некоторые статьи включают такие направления затрат, которые не корреспондируются непосредственно с вышеуказанной структурой себестоимости по элементам. Так, например, статья № 2 включает транспортные расходы, услуги по капитальному и подземному ремонту скважин, услуги цехов со стороны. Аналогичные расходы рассматриваются и в других статьях калькуляции и относятся на такой элемент себестоимости как "другие затраты".

После расчета себестоимости добычи нефти по всем скважинам (или группам скважин) с использованием "Методики формирования затрат и определения себестоимости добычи нефти по скважинам" производится анализ с целью выявления нерентабельных скважин, исходя из предельно допустимого уровня себестоимости.

По результатам анализа себестоимости добычи нефти на скважине (или группе скважин) проводится оценка эффективности дальнейшей ее эксплуатации. В случае, когда скважина (или группа скважин) нерентабельна в условиях действующей системы налогообложения, исследуются все возможные технические и технологические решения, обеспечивающие ее рентабельность. При отсутствии таких решений рассматриваются варианты вывода их из эксплуатации путем консервации или ликвидации.

Для определения экономии эксплуатационных затрат при отключении (консервации или ликвидации) нефтяных скважин учитываются только высвобождаемые затраты, а также высвобождаемые налоги (отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы, роялти и отчисления в дорожный фонд). Высвобождаемые затраты (ВЗ) считаются по статьям калькуляции:

- "расходы на энергию по извлечению нефти";

- "расходы по искусственному воздействию на пласт" за исключением амортизации скважин и основных фондов;

- "основная и дополнительная заработная плата с начислениями";

- "расходы по сбору и транспорту нефти" за исключением амортизации и заработной платы с начислениями";

- "расходы по технологической подготовке нефти" за исключением амортизации и заработной платы с начислениями";

- "расходы на содержание и эксплуатацию оборудования";

- "цеховые расходы".

Высвобождаемые затраты определяются по формуле:

ВЗ = Эккв + (Вккв - АвО + ЗГПскв +- (Тккв - Ат1) + + (ТШскв - А'пи) + Р1скв +- ЦкквКэл.

где: Э|С1(В. - затраты на энергию по извлечению 1 тонны нефти по 1 скважине (или группе скважин), ¡=1,2, ...,1, руб;

В1скв. - затраты по искусственному воздействию на пласт на 1 тонну добываемой нефти по I скважине (или группе скважин), 1=1руб;

Ав1 - начисленная амортизация нагнетательных и водозаборных скважин, а также лежневых дорог, отнесенная на статью поддержания пластового давления, руб;

ЗП1СКВ - основная и дополнительная заработная плата с отчислениями на социальное страхование на 1 тонну нефти по скважине (или группе скважин), руб;

Т1СКВ. - затраты по сбору и транспортировке нефти на 1 тонну нефти по 1 скважине (или группе скважин), руб;

А^ - начисленная амортизация, отнесенная на статью сбор и

транспорт нефти, руб;

ТП1СКВ - затраты по технологической подготовке 1 тонны нефти по 1 скважине (или группе скважин), руб;

АтП| - начисленная амортизация, отнесенная на статью по технологической подготовке нефти, руб;

Р1СКВ. - затраты на содержание и эксплуатацию оборудования на 1 тонну нефти по 1 скважине (или группе скважин), руб;

Ц1СКВ. - цеховые расходы на 1 тонну нефти по 1 скважине (или группе скважин), руб;

Кэл - коэффициент эластичности, определяемый в зависимости от удельного веса высвобождаемых скважин с учетом особенностей рассматриваемого месторождения.

При единичном отключении скважин на месторождении высвобождаемые затраты определяются индивидуально, исходя из калькуляции себестоимости добычи нефти по скважинам в разрезе сметы затрат.

Структура и состав высвобождаемых затрат может изменяться в зависимости от индивидуальных технико-технологических характеристик месторождения и организационной структуры нефтедобывающего предприятия.

Годовой экономический эффект (Эоткл.) при отключении (консервации или ликвидации) нерентабельных скважин определяется по формуле:

Эоткл. = ВЗ + ВН + Воф - Зоткл.ск. - Зпн

где: ВЗ - высвобождаемые затраты, руб;

ВН - высвобождаемые налоги, руб;

Зоткл.ск.- затраты, требуемые на ликвидацию скважин, руб;

Зпн - затраты на приобретение нефти, требуемую в результате отключения скважин, руб;

Воф - выручка от продажи основных фондов предприятия

получаемая в результате ликвидации нерентабельных скважин, руб.

В случае, если численное значение годового экономического эффекта отключения нерентабельных скважин отрицательно, то определяется срок окупаемости (Ток.) затрат на консервацию (ликвидацию) нерентабельных скважин и сравнивается с величиной нормативного срока окупаемости, определяемого в соответствии с банковской процентной ставкой.

Зоткл.ск.

Ток. = -

ВЗ + ВН + Воф - Зпн

Включение в расчеты затрат на приобретение нефти включаются в расчеты для определения конечного экономического эффекта на уровне ВИНК, в состав которой входят нефтеперерабатывающие предприятия. Для уровня нефтедобывающих предприятий эти затраты равны нулю, что может принципиально изменить результаты расчетов и для ВИНК служит основанием для пересмотра внутренних цен закупки нефти у входящих в них нефтедобывающих предприятий.

Эффективность процесса нефтедобычи напрямую зависит от рационального использования всех производственных ресурсов. Важную роль в этом играет контроль за состоянием фонда скважин. Анализ за ходом эксплуатации добывающих скважин является важным инструментом сохранения высоких уровней добычи нефти и обеспечения финансовой устойчивости компаний.

Определение экономической эффективности эксплуатации нефтяных скважин в конкретном периоде и планирование достижения ими определенного предела является основной задачей управления производством. Для обеспечения динамичного развития нефтедобывающих предприятий важную роль играет формирование затрат по каждой нефтяной скважине. Это особенно актуально для месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, так как на этом этапе

добывающие скважины характеризуются широким диапазоном технологических показателей.

В настоящее время практически не существует единого подхода к выработке экономической политики на уровне компании и уровне государства. Нефтедобывающие предприятия самостоятельно решают проблемы определения затрат по нефтяным месторождениям и добывающим скважинам. Часть из них считает наиболее приоритетной задачу экономической оценки месторождения в целом и разрабатывает соответствующие подходы по дифференциации затрат по месторождениям, другая часть предприятий проводит технико-экономические расчеты по каждой добывающей скважине.

Методики формирования затрат по отдельным скважинам разработаны и на практике используются во многих нефтяных компаниях, например ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО "Удмуртнефть", АНК "Башнефть", ОАО "ЛУКОЙЛ". Оценивая, в целом, существующие методические рекомендации распределения издержек производства необходимо отметить невысокую эффективность их применения. Одной из основных причин этого является проведение расчетов себестоимости добычи нефти исходя или из условно-переменных и условно-постоянных затрат или по элементам сметы затрат. Такой подход не позволяет с достаточной степенью точности формировать затраты по нефтяным скважинам и осуществлять контроль за затратами на всех стадиях технологии добычи, так как не учитывает основных производственных процессов разработки нефтяных месторождений.

Наиболее полную информацию об эффективности как процесса нефтедобычи в целом, так и отдельных технологических процессов можно получить на основе анализа статей калькуляции себестоимости. Калькулирование себестоимости добычи нефти является частью системы бухгалтерского учета на предприятии, основанной на первичной документации и инвентаризации.

В предложенных в данной диссертационной работе методических рекомендациях предлагается более детально распределять статьи затрат по месторождениям. Следует отметить, что номенклатура статей затрат соответствует технологическому процессу добычи углеводородов. Дальнейшее деление статей не имеет смысла т.к. при необходимости привлечения дополнительных средств (на дополнительный персонал и учетное оборудование) точность результатов увеличивается незначительно.

В качестве критерия целесообразности дальнейшей эксплуатации добывающих скважин в данной диссертационной работе рассматривается показатель "предельно допустимого уровня себестоимости".

Под "предельной" себестоимостью (Спред) понимается максимальный уровень издержек добычи тонны нефти, при которых выручка от реализации нефти (Вр) не приносит компании убытков.

этах= Вр -Тр -н , Спред = Этах/0«

Где, Вр - выручка от реализации нефти на рынке, тыс.руб;

Тр - затраты на транспортировку нефти, тыс.руб;

Н - суммарные налоги и платежи, тыс.руб;

Этах - максимальные эксплуатационные затраты на добычу нефти, тыс.руб;

Qn - добыча нефти по месторождению, тыс.т.

Таким образом, при соблюдении условия:

Сащ < Спред' Ссщ => min

дальнейшая эксплуатация скважины считается оправданной.

Отдельно следует отметить, что данное условие действует при наличии у предприятия средств на консервацию и ликвидацию скважин в соответствии с положениями закона "О недрах". Источниками финансирования этих работ могут служить:

1. ликвидационный фонд (не предусмотрен действующим законодательством);

2. прибыль предприятия;

3. накопление средств для ликвидации скважин на "старых" месторождениях за счет отчислений при разработке вновь вводимых месторождений;

4. средства от предоставляемых государством льгот недропользователю.

Проблема финансирования работ по ликвидации скважин и оборудования решена только при разработке нефтяных месторождений на условиях соглашения о разделе продукции (СРП). Проведение технико-экономического обоснования разработки нефтяных месторождений на условиях соглашения о разделе продукции предусматривает формирование ликвидационного фонда за счет ежегодных отчислений с тонны добываемой нефти или конденсата.

Технологические показатели, при которых себестоимость скважины становится равна "предельной", являются технологически "предельными" показателями. Совокупность промысловых и геолого-экономических факторов определяет уровни минимально рентабельных дебитов скважин, которые варьируют в зависимости от глубины залегания, крупности месторождений и других факторов.

Дифференцированная оценка зависит от цен на нефть и системы налогообложения, так как её применение ведет к изменению издержек

производства, что в свою очередь влияет на движение фонда нерентабельных скважин.

В случае, когда скважина (или группа скважин) нерентабельна в условиях действующей системы налогообложения, исследуются все возможные технические и технологические решения, обеспечивающие ее рентабельность. При отсутствии таких решений, после детального рассмотрения экономических, социальных и других последствий отключения скважин принимается решение вывода их из эксплуатации. Кроме этого, необходимо рассчитать величину необходимых налоговых льгот для рентабельной работы скважин на протяжении всех этапов разработки месторождения.

Этап принятия решения предполагает использование комплексного подхода, что особенно важно для объектов добывающей отрасли, где конечный результат находится в большой зависимости от множества факторов, в том числе и случайных.

Кроме оценки эффективности проводимых мероприятий с точки зрения хозяйствующего субъекта желательно также обосновать целесообразность решений с точки зрения экономической и социальной обстановки в стране. Недропользователь, в основном, не заинтересован в оценке эффективности принимаемых решений с позиций общества, т.к. решения выгодные обществу могут быть малорентабельными для предприятия.

Таким образом, можно сформулировать следующий порядок формирования данных о добывающих скважинах на нефтяном месторождении:

1. Определение затрат, приходящихся на каждую скважину. Расчет себестоимости.

2. Выявление нерентабельного фонда скважин путем сопоставления себестоимости добычи нефти из скважины и "предельного" уровня себестоимости.

3. Обоснование и реализация комплекса геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти на месторождении в целом и нерентабельных скважинах в частности, а также технологических возможностей дальнейшего использования нерентабельных скважин. Составление реестра скважин, которые после проведения этих мероприятий перешли в разряд рентабельных.

4. Для оставшегося числа скважин провести расчет налоговых льгот, необходимых для рентабельной работы. Подготовить и законодательно оформить постановление на применение специального режима для нерентабельных скважин {реализация этого пункта возможна только при внесении соответствующих поправок в российское законодательство).

5. Отключение оставшейся части скважин {по сложившейся практике составления проектов и технологических схем ликвидация скважины предусматривается при достижении ей обводненности 98%).

Вся цепочка расчетов служит базой для изыскания резервов повышения рентабельности производства. Определение фонда нерентабельных скважин и очередности их отключения, рассчитанной на основе сроков окупаемости затрат на ликвидацию (консервацию), способствует оптимизации процесса управления денежными потоками для достижения наибольшей эффективности добычи нефти.

Для успешной реализации компаниями и государством мероприятий, направленных на рационализацию процесса нефтедобычи, предлагается подготовить ряд изменений в правилах составления проектной документации (Регламенте). Прежде всего, это касается установления времени выбытия скважин, являющегося чисто технологическим показателем и не учитывающим экономической эффективности системы добычи нефти.

В связи с вышеизложенным, предлагается проводить анализ эффективности производственной деятельности нефтедобывающего предприятия на завершающих стадиях разработки с учетом эффективности каждой нефтяной скважины. Прогнозирование достижения скважинами экономического предела эксплуатации, для регулирования работы и контроля за состоянием фонда скважин, осуществлять на основе базовых нормативов.

Проведение комплекса мер, связанных с обеспечением контроля за расходованием средств, а также правовой и нормативной защитой отечественных компаний от неблагоприятных изменений на рынках сырья, будет свидетельствовать о проявлении заинтересованности государства в рациональной эксплуатации всех нефтяных месторождений.

В третьей главе проведена экономическая оценка основных технико-экономических показателей после внедрения предлагаемых методических рекомендаций на месторождениях НГДУ "Чапаевскнефть".

Изложенные в диссертационной работе методические рекомендации по формированию и планированию затрат нефтедобывающих предприятий послужили основой создания имитационной модели, которая позволяет на основе калькуляции себестоимости добычи нефти делать вывод о целесообразности эксплуатации скважин.

Предложенный подход обеспечивает хорошую базу для принятия менеджерами компании решений по рационализации процесса добычи на нефтяных месторождениях.

Метод был апробирован на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири. В качестве примера использования предложенных методических рекомендаций в третьей главе рассматривается экономический анализ вариантов разработки месторождений НГДУ

"Чапаевскнефть". Целью проведенного анализа являлось предоставление рекомендаций для НГДУ "Чапаевскнефть" по повышению рентабельности добычи нефти.

В НГДУ "Чапаевскнефть" разрабатывается 17 нефтяных месторождений, включающих в себя 76 нефтяных залежей. Нефтяные месторождения характеризуются достаточно сложным геологическим строением, обусловленным сочетанием карбонатных и терригенных отложений, зональной и послойной неоднородностью объектов с температурами 35-70°С. Нефти относятся к маловязким, но в ряде случаев, с повышенным содержанием смол и парафинов. На сегодняшний день выработанность извлекаемых запасов этих месторождений превышает 80%. Остаточные извлекаемые запасы составляют около 24 млн. тонн при текущем годовом уровне отбора нефти 0,9 млн. тонн и обводненности 84,8% (когда добыча каждой тонны нефти связана с вынужденной добычей 5,7 м3 пластовой воды). Следует отметить, что практически на всех крупных объектах реализуется искусственное заводнение, однако, сегодня на ряде объектов системы поддержания пластового давления (ППД) или разбалансированы, или не сформированы. Этот факт не позволяет в полной мере реализовать эффект от заводнения и широко использовать гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи (МУН).

Экономический анализ рентабельности работы нефтяных скважин включает в себя вопросы, связанные с определением затрат, приходящихся на каждую скважину, и принятием решения о целесообразности их дальнейшей эксплуатации. В качестве основного критерия целесообразности эксплуатации используется показатель "предельного" уровня себестоимости. В расчетах предполагается, что предельным уровнем себестоимости является 1500руб/т.

Исходными данными для расчета служит калькуляция себестоимости добычи нефти и газа по НГДУ "Чапаевскнефть" в 1 квартале базового года и основные технологические показатели разработки месторождений НГДУ "Чапаевскнефть" за этот же период.

При помощи предложенных методических рекомендаций были получены затраты на добычу по каждому из 17-ти месторождений входящих в состав НГДУ "Чапаевскнефть" и по группам скважин в зависимости от их технико-экономических параметров. Для упрощения расчетов весь действующий фонд добывающих скважин сгруппирован в зависимости от среднесуточного дебита скважин и их обводненности. Для расчетов были выбраны следующие диапазоны:

• обводненности: до 50 %, 50-90 %, 91-98%, более 98 %;

• среднесуточного дебита: 0-1, 1-2, 2-5, 5-10, свыше 10 т/сутки.

По результатам расчетов можно составить следующую таблицу,

характеризующую распределение себестоимости добычи нефти по анализируемому НГДУ:

Себестоимость тонны добытой нефти по НГДУ "Чапаевскнефть", руб./тонну

В целом по НГДУ По месторождениям По группам скважин

2238,67 от 758,74 до 17 764,59 От 292,08 до 40 972,66

Полученные показатели позволили составить реестр скважин, эксплуатация которых в настоящее время убыточна для компании, а себестоимость добычи нефти (СскеГ) из них превышает предельный уровень (Спред), т.е. выполняется условие:

Сскв, > Спред

Данные позволяют сделать вывод, что все скважины с обводненностью более 90 % по всем месторождениям и скважины с обводненностью от 51 до 70 % по Рассветскому месторождению нерентабельны. Общее число нерентабельных скважин по НГДУ - 222 или 44 % от действующего фонда. Добыча нефти из таких скважин составляет около 15 % от общего объема, тогда как объем добываемой жидкости - 68% от объема добычи в НГДУ. Вместе с тем, необходимо отметить, что в общих издержках на добычу нефти на месторождении затраты на поддержание в рабочем состоянии и обслуживание нерентабельных скважин составляют приблизительно одну треть.

Таким образом, одна из основных проблем НГДУ - это наличие множества высокообводненных скважин, эксплуатация которых, при существующих условиях, не выгодна для компании и увеличивает затраты на добычу нефти.

На основании предложенных мероприятий по повышению рентабельности добычи нефти, выявленных резервов для снижения себестоимости и для установления себестоимости на месторождениях ниже "предельного" уровня были выделены и проанализированы следующие варианты развития НГДУ "Чапаевскнефть":

1. Базовый вариант, т.е. вариант при действующем законодательстве, в котором предусмотрены только мероприятия запланированные НГДУ "Чапаевскнефть". При этом на прогнозируемый период (1-2 гг.) сохраняется достигнутый уровень обеспеченности фонда скважин бригадами подземного и капитального ремонта скважин, количество и частота обработок скважин и их стоимость по отдельным операциям; неизменным принимается коэффициент эксплуатации фонда скважин, их средняя производительность; не предусматривается бурение новых скважин.

Расчеты показывают, что при сохранении существующих параметров разработки месторождений, налоговой системы и цен на нефть деятельность НГДУ "Чапаевскнефть" будет убыточной. Положительный

результат от деятельности достигается только по четырем месторождениям, объем добычи нефти из которых составляет 19% от общей добычи нефти по НГДУ.

2. Отключение всех нерентабельных скважин.

Для обеспечения успешной реализации программы повышения эффективности работы предприятия предлагается отключить в первом году все скважины, имеющие себестоимость выше уровня "предельной". Такой подход позволяет количественно оценить потери извлекаемых запасов и определить высвобождающиеся затраты на каждом месторождении.

Экономическая оценка отключения нефтяных скважин по НГДУ "Чапаевскнефть" в базовом году свидетельствует о том, что в настоящий момент эффект от ликвидации всех нерентабельных скважин будет положительным. Срок окупаемости составляет менее одного года, затраты на ликвидацию - 85,8 млн.руб.

При принятии решения о ликвидации скважин должна учитываться полнота отработки балансовых запасов нефти по проекту, экономические последствия от утраты промышленного значения запасов нефти, перспективы их прироста, возможность и целесообразность повторной разработки месторождения. Одновременно возникает необходимость в реструктуризации затрат, вплоть до изменения организационной структуры, с целью сокращения постоянных расходов, а также проблема определения очередности и своевременности отключения скважин.

Анализ производственных показателей первого года свидетельствует, что при снижении добычи нефти на 14,77 % удалось добиться снижения производственной себестоимости по НГДУ на 41,8 %. Это означает, что даже при "перекладывании" части затрат от отключенных скважин на рентабельные темп снижения производственной себестоимости выше темпа падения добычи нефти.

Также были проанализированы возможность вывода скважин из консервации, как условия рациональной разработки нефтяных месторождений. Такое решение может быть принято при благоприятном изменении экономических условий, носящим долгосрочный характер, и повышении предельно допустимого уровня себестоимости.

В работе рассматривалась целесообразность вывода скважин из консервации в конце первого года при двукратном росте "предельной" себестоимости (до уровня 3000 руб.) с проведением комплекса мероприятий по расконсервации скважин и восстановлению притока нефти. Расчеты показывают, что даже при принятом росте "предельных затрат" эффект от расконсервации скважин на большинстве месторождений отрицателен. Только 5,5 % фонда, ранее законсервированных добывающих скважин, сможет работать рентабельно. Таким образом, рост в 2 раза предельно допустимого уровня себестоимости поможет ввести в эксплуатацию 12 добывающих скважин с положительным экономическим

результатом и добычей 26,4 тыс.т нефти в год (4% от общей добычи нефти по НГДУ).

3. Применение предусмотренных Федеральным Законом "О недрах" льгот в части трудноизвлекаемых запасов после отключения скважин.

В соответствии с положениями закона РФ "О недрах" пользователи недр, разрабатывающие месторождения, содержащие трудноизвлекаемые запасы, "могут частично или полностью освобождаться от платежей за пользование недрами...". Как было отмечено ранее, к трудноизвлекаемым можно отнести запасы практически всех месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки. Следовательно, применение предусмотренных законом льгот юридически оправдано.

Средняя себестоимость тонны нефти после введения льгот по платежам за пользование недрами на Горбатовском, Кудиновском и Софинско-Дзержинском месторождениях будет ниже уровня "предельной". Годовой отбор нефти на рентабельных месторождениях после освобождения от налогов находится на уровне 438,9 тыс.тонн или 66 % от общей добычи нефти в НГДУ.

4. Реализация комплекса геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти в 1 и 2 годах при условии отключения нерентабельных скважин.

Одним из важных условий успешного применения технологических решений является экономическая оценка эффективности их применения. Для определения эффекта комплекса геолого-технологических мероприятий необходимо установить выгоду, получаемую в результате их внедрения в нефтепромысловую практику.

Исходя из геолого-физических условий разрабатываемых месторождений, критериальной методики оценки применимости современных прогрессивных технологий и результатов внедрения различных технологий в России и в мире на объектах с похожими характеристиками для НГДУ "Чапаевскнефть" можно рекомендовать для расширенного применения следующие базовые группы методов и технологий по повышению эффективности добычи нефти:

• технологический комплекс водоизоляционных работ;

• технологический комплекс обработки призабойной зоны;

• активизация системы поддержания пластового давления.

Все намеченные мероприятия увязаны с общим гидродинамическим состоянием объекта и направлены, в первую очередь, на восстановление проектной системы воздействия на залежь, обеспечение оптимального баланса отборов жидкости, нефти и закачки воды. Мероприятия по видам работ группируются, по ним рассчитываются и обобщаются в целом по месторождению технологические эффекты в виде дополнительной добычи нефти по годам внедрения.

Реализация мероприятий и достигаемые технологические эффекты предусматривают окупаемость вложенных средств. При этом, рентабельность работ базируется не на результатах проведения отдельных мероприятий, а на объемах добычи нефти в целом по месторождению (включая дополнительную добычу нефти).

Указанная в работе результативность технологий приведена в соответствие к условиям месторождений НГДУ "Чапаевскнефть". Результативность рассматриваемых технологий принималась на достоверно подтвержденном уровне. В расчетах использовались средние показатели по многочисленным промысловым операциям. Такой подход позволяет избежать субъективности и снизить риски в прогнозируемых экономических показателях добычи нефти.

Судя по проведенным расчетам, указанные мероприятия по повышению нефтеотдачи позволяют увеличить объем добываемой нефти, в целом по НГДУ, на 1,37 - 2,11 %%. Не вдаваясь в подробный анализ необходимо отметить, что наиболее эффективным методом, с точки зрения снижения себестоимости, является активизация системы ППД. Напротив, проведение работ по водоизоляции приводит к росту себестоимости тонны нефти на всех рассматриваемых месторождениях. При рассмотрении альтернативных мероприятий по повышению эффективности нефтедобычи важно отметить, что проведение комплекса ГТМ не обеспечивает достижения средней себестоимостью по НГДУ уровня ниже "предельного". В целом, реализация мероприятий и достигаемые эффекты не позволяют говорить о серьезных изменениях в себестоимости нефти.

Полученные данные позволяют сделать вывод о необходимости комплексного подхода при решении проблем нерентабельных скважин. Проведение отдельных мероприятий, направленных на снижение себестоимости, не всегда эффективно и не может сделать разработку месторождения рентабельным. Проведение комплекса геолого-технологических мероприятий относится к наиболее важным мерам интенсификации добычи, однако, на месторождениях с разбалансированной системой разработки не способно обеспечить высокого результата.

Существенно помочь добывающим компаниям в эксплуатации нерентабельных скважин может применение льготного законодательства. Важно отметить, что принятию государством решения о предоставлении льгот должны предшествовать анализ структуры затрат на месторождении и контроль за соблюдением проектных технологических показателей разработки. В случае выявления нарушений в процессе эксплуатации со стороны предприятия или завышения уровня себестоимости государство принимает решение о частичной компенсации убытков от эксплуатации нерентабельного фонда скважин.

Таким образом, усиление контроля со стороны государства за процессом нефтедобычи и проявление понимания к проблемам эксплуатации нефтяных скважин способны положительным образом сказаться на эффективности эксплуатации нефтяных месторождений и привести к оздоровлению нефтяного сектора.

В заключении автор формулирует следующие основные выводы и предложения, вытекающие из проведенного исследования.

1. Предложенные в диссертационной работе методики позволяют проводить на базе существующей государственной отчетности в целом по предприятию взаимосвязанные расчеты экономических показателей по месторождениям и группам скважин.

2. Методические рекомендации дают возможность определить коэффициент нефтеизвлечения и предел эксплуатации скважин в зависимости от различных систем налогообложения, изменения конъюнктуры цен и затрат на добычу нефти.

3. Предложенный методический подход предусматривает, в отличии от существующей практики проектирования разработки нефтяных месторождений, проведение дифференцированной оценки фонда нефтяных скважин с целью прогнозирования консервации или ликвидации при складывающихся экономических условиях.

4. Использование разработанных методик позволяет определить возможность применения различных систем налогообложения для различных стадий разработки нефтяных месторождений (в соответствии с положениями ФЗ "О недрах").

5. Предложенный подход дает возможность оценить эффективность проведения мероприятий повышения нефтеотдачи и применения новой техники.

6. Проведенный анализ производственно-хозяйственной деятельности НГДУ "Чапаевскнефть", входящего в состав ОАО "Самаранефтегаз", позволили определить себестоимость добычи нефти по месторождениям и группам скважин и на их основании установить:

• количество нерентабельных скважин, подлежащих консервации или ликвидации в динамике по годам;

• коэффициент нефтеизвлечения при различных системах налогообложения;

• эффективность применения различных методов повышения нефтеотдачи пластов.

7. Расчеты показали, что все скважины с обводненностью более 90 % по всем месторождениям НГДУ "Чапаевскнефть" и скважины с обводненностью от 51 до 70 % по Рассветскому месторождению нерентабельны. Общее число нерентабельных скважин по НГДУ - 222 скважины или 44 % от действующего фонда. Как видно из расчетов, при сохранении существующих параметров разработки месторождений,

налоговой системы и цен на нефть деятельность НГДУ "Чапаевскнефть" будет убыточной. Единовременная остановка всех нерентабельных скважин позволяет увеличить рентабельную добычу нефти на 141,9 тыс.тонн (22 %), а при остановке нерентабельных скважин и отмене налогов в соответствии с положениями ФЗ "О недрах" на 370,3 тыс.тонн (56 %). Эффективность проведения методов повышения нефтеотдачи по месторождениям носит дифференцированный характер - наиболее эффективным методом, с точки зрения снижения себестоимости, является активизация системы ППД. Напротив, проведение работ по водоизоляции приводит к росту себестоимости тонны нефти на всех рассматриваемых месторождениях.

Полученные данные позволяют сделать вывод о необходимости комплексного подхода при решении проблем нерентабельных скважин. Проведение отдельных мероприятий, направленных . на снижение себестоимости, не всегда эффективно и не существенно влияет на рентабельность разработки месторождения.

8. Результаты экономического исследования послужили основой для принятия менеджерами ОАО "Ж ЮКОС" решений по рационализации процесса добычи на нефтяных месторождениях.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Основные методические подходы к оценке эффективности эксплуатации нефтяных месторождений в поздней стадии разработки. //Сборник научных трудов ВНИИнефть. - 2000, № 123. - 2,2 п.л. (в соавторстве с Гужновским Л.П., Регентовой Н.В., авт.-1,5 п.л.)

2. Методические аспекты определения себестоимости добычи нефти по объектам разработки месторождения (пластам и площадям) //ОАО "ВНИИНЕФТЬ". -М., -1999. - Рус. - Деп. в ВИНИТИ 17.12.99 № 3754-В99. -1,2 п.л. (в соавторстве с Регентовой Н.В., авт.-0,6 п.л.)

3. Дифференцированная экономическая оценка фонда нефтяных скважин в зависимости от их производительности // ОАО "ВНИИНЕФТЬ". -М., -1999. - 13 е.: ил. - Рус. - Деп. в ВИНИТИ 17.12.99 № 3753-В99. - 0,6 п.л.

Формат 60 х 84 1/16. Бумага офсетная № 1. Усл. печ. л. 1,75. Тираж 100 эю. Заказ № 85.

Типография ОАО "РМНТК "Нефтеотдача" 125422, Москва, Дмитровский проезд, д. 10

Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидата экономических наук, Березюк, Артем Борисович

Введение.

1 Современное состояние и основные проблемы нефтедобывающей отрасли.

1.1. Характеристика современного состояния развития нефтедобывающей промышленности.

1.2. Анализ состояния и использования фонда нефтяных скважин в России.

1.3. Правовые и экономические основы рационального использования недр.

2. Методические принципы формирования и планирования затрат нефтедобывающих компаний на завершающей стадии разработки месторождений.

2.1. Методика формирования затрат на добычу нефти по месторождениям.

2.2. Методика формирования затрат и определение себестоимости добычи нефти по скважинам.

2.3. Методика определения базовых нормативов для расчета себестоимости добычи нефти по месторождениям.

2.4 Дифференцированная экономическая оценка фонда нефтяных скважин в зависимости от их производительности на завершающей стадии разработки месторождений.

3. Экономическая оценка основных технико-экономических показателей с учетом внедрения предлагаемых методических рекомендаций на месторождениях НГДУ "Чапаевскнефть".

3.1. Анализ текущего состояния разработки нефтяных месторождений НГДУ "Чапаевскнефть".

3.2. Расчет себестоимости тонны нефти по скважинам в зависимости от их производительности.

3.3. Обоснование технологических решений по улучшению показателей добычи нефти в НГДУ "Чапаевскнефть".

3.4. Оценка вариантов развития месторождений НГДУ

Чапаевскнефть".

Диссертация: введение по экономике, на тему "Экономические проблемы разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии"

Актуальность исследования.

Добыча нефти в России осуществляется из огромного количества месторождений и залежей, размещенных по всей стране. Месторождения отличаются по своим геолого-физическим свойствам, оказывающим существенное влияние на показатели и процесс разработки, и различной степенью истощенности запасов. В настоящее время большое количество нефтяных месторождений, эксплуатируемых нефтедобывающими предприятиями, находятся в поздней стадии разработки, характеризующейся высокой обводненностью добываемой продукции и низкой дебитностью скважин. При этом указанные характеристики колеблются в значительных пределах, что предопределяет резкое различие издержек по добыче нефти на каждой отдельной скважине от средних экономических показателей производственной деятельности нефтедобывающего предприятия. Такое положение предполагает необходимость формирования и применения более гибких и избирательных норм и правил, регулирующих операции в нефтяном секторе, особенно на месторождениях по мере истощения запасов углеводородов.

Современный экономико-правовой механизм в области недропользования, а именно положения Закона "О недрах", обуславливает необходимость формирования экономических показателей нефтедобычи не только по предприятиям, как это имеет место до сих пор, но и по месторождениям. В настоящий момент на большинстве нефтегазодобывающих управлений (НГДУ) учет технологических показателей ведется по месторождениям (объектам), а бухгалтерский учет и отчетность ведутся по отдельным цехам и объектам в целом.

Основными задачами, стоящими перед нефтяным сектором, являются рациональная добыча всех видов углеводородов и поддержание их конкурентоспособности на мировых рынках. Выполнение этих задач, в полной мере, возможно только при проведении серьезных изменений в условиях функционирования нефтегазового комплекса и регулировании системы горных отношений.

Нефть является стратегически важным, невосполнимым природным ресурсом и играет чрезвычайно важную роль в экономике большинства развитых стран - не только с точки зрения удовлетворения потребностей в энергоресурсах, но и с точки зрения формирования государственных финансов (для России нефтегазовый комплекс является главным источником налоговых и валютных поступлений государства). Политика государства, направленная на рациональное использование и охрану недр, требует "обеспечения наиболее полного извлечения из недр запасов . при разработке месторождений" (Статья 23, пункт 5 [79]). Вовлечение в разработку как можно большего числа месторождений и обеспечение высокой нефтеотдачи возможны только при условии достижения определенного компромисса между государством, как собственником недр, и нефтяными компаниями, как пользователями недр, чья цель - получение большей прибыли на вложенный капитал [46].

Такой компромисс возможен при наличии законодательных актов, учитывающих разнообразие условий добычи нефти и степени истощенности запасов, предоставляющих льготные условия для пользователей недр, разрабатывающих малорентабельные месторождения, эксплуатирующих нерентабельные скважины, а также месторождения, находящиеся на поздних стадиях разработки. Одновременно должен формироваться новый регулирующий механизм и новая роль государства. Особенностью новых механизмов является переориентация стратегии поведения с ресурсно-направленной на прибыль-ориентированную, формирование эффективной организационной структуры, создание условий для роста компаний.

В условиях рыночной экономики эффективность процесса нефтедобычи напрямую зависит от рационального использования скважин, включающего контроль за состоянием и регулирование работы. Анализ за ходом эксплуатации добывающих скважин является важным инструментом обеспечения финансовой устойчивости компаний, так как эксплуатация высокообводненных скважин приводит к резкому увеличению затрат. Своевременное определение фонда нерентабельных скважин и проведение мероприятий по отключению скважин, методов интенсификации добычи нефти, технических и технологических мероприятий с оценкой эффективности их использования будет способствовать снижению себестоимости добычи нефти и повышению конкурентоспособности компании.

В настоящее время законодательные и нормативные акты, регулирующие добычу нефти, рассматривают производственный процесс независимо от стадии эксплуатации, на основе общих экономических показателей. Как показывает практика, такой подход адекватен при создании проектных документов для новых месторождений и не может использоваться на завершающем этапе процесса нефтедобычи. Поздняя стадия разработки месторождений обладает своими отличительными особенностями и требует применения индивидуальных технологических и экономических решений для оптимизации процесса нефтедобычи. Существующая система недропользования не учитывает экономической эффективности эксплуатации нефтяных скважин и не может служить основой для рентабельной работы добывающих предприятий.

Таким образом, исследование проблем разработки нефтяных месторождений на завершающей стадии в условиях рыночной экономики и выработка соответствующей научно-обоснованной концепции на основе обобщения отечественного и зарубежного опыта являются актуальными.

Целью исследования является совершенствование системы экономической оценки работы добывающих скважин в нефтяной промышленности для принятия решения по их дальнейшей эксплуатации и определение критериев рентабельности разработки месторождений на завершающей стадии в условиях рыночной экономики.

Объект исследования - фонд нефтяных скважин.

Предметом исследования является система экономической оценки эксплуатации нефтяных скважин для оптимизации работы нефтедобывающего предприятия и повышения рентабельности производства.

В соответствии с поставленной целью исследования в работе были решены следующие задачи:

1. проведен анализ и обобщение научных исследований в областях управления фондом скважин и определения предела эксплуатации добывающих скважин;

2. выявлены недостатки действующей системы, а также законодательных и методических основ оценки рентабельности фонда скважин;

3. разработаны основные экономические подходы по оценке эффективности эксплуатации нефтяных скважин в поздней стадии разработки нефтяных месторождений:

• разработаны методические рекомендации по формированию затрат на добычу нефти по месторождениям;

• создана методика формирования затрат и определения себестоимости добычи нефти по скважинам;

• сформулированы методические рекомендации по определению базовых нормативов для расчета себестоимости добычи нефти по месторождениям.

4. проведена экономическая оценка рентабельности работы фонда скважин и определен предел эксплуатации каждой скважины для различных вариантов налогообложения.

5. количественно оценены потери извлекаемых запасов после отключения нерентабельных скважин.

6. для конкретного примера представлена система базовых принципов по применению льготного налогообложения для нерентабельных скважин, а также изучены возможности применения методов нефтеотдачи, как метода повышения рентабельности эксплуатации нефтяных скважин.

7. реализованы разработанные методические положения применительно к оценке эффективности эксплуатации нефтяных скважин для ряда месторождений НГДУ "Чапаевскнефть".

Теоретической и методологической основой исследования явились работы Андреева А.Ф., Газеева М.Х., Гужновского Л.П., Дунаева В.Ф., Жечкова В.И., Миловидова К.Н., Перчика А.И., Регентовой Н.В., Рохлина С.М., Саттарова М.М., Уманского М.М., и других ученых, исследовавших различные аспекты проблем разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики, законодательные акты, нормативные и правовые документы, методические рекомендации и другие материалы, действующие в настоящее время в нефтегазовой отрасли, а также сборники технико-экономических показателей, статистической и бухгалтерской отчетности НГДУ, входящих в компанию ОАО "НК ЮКОС".

Научная новизна. В результате выполненных исследований:

• разработан экономический механизм завершения производства, решающий вопросы своевременного отключения скважин и перераспределения трудовых ресурсов;

• предложены и обоснованы новые методические принципы оценки эффективности эксплуатации нефтяных скважин отвечающие современному экономико-правовому механизму в области недропользования;

• для реализации указанных принципов разработаны методические рекомендации, определяющие экономические показатели добычи нефти по месторождениям и скважинам с использованием калькуляции себестоимости добычи нефти по НГДУ и технико-экономических показателей разработки нефтяных месторождений.

• сформулированы основные подходы по определению базовых нормативов расчета себестоимости добычи нефти по месторождениям для целей перспективного планирования отключения нерентабельных скважин.

Практическая значимость диссертационного исследования заключается в разработке нового, адекватного рыночным отношениям экономического механизма завершения процесса добычи нефти, основанного на оценке экономической эффективности производства, а также рекомендаций и подходов по определению целесообразности эксплуатации добывающих скважин. Предложенные автором методические рекомендации могут применяться во всех 10 нефтедобывающих предприятиях России на любых стадиях разработки месторождений, с целью повышения эффективности эксплуатации скважин.

Апробация работы.

Изложенный в диссертационной работе подход определения технико-экономической целесообразности эксплуатации высокообводненных, малодебитных скважин на основе калькуляции себестоимости добычи нефти был апробирован на месторождениях ОАО "НК ЮКОС". Представленные рекомендации по повышению рентабельности добычи нефти обсуждались в ходе производственных совещаний в этой компании.

Результаты экономического исследования послужили основой для принятия менеджерами ОАО "НК ЮКОС" решений по рационализации процесса добычи на нефтяных месторождениях.

По теме диссертации опубликовано три работы общим объемом 4 печатных листа.

Защищаемые научные положения:

1. Разработанные в диссертации основные экономические подходы по оценке эффективности эксплуатации нефтяных скважин в поздней стадии разработки нефтяных месторождений позволяют оценить эффективность эксплуатации каждой скважины для принятия решения о целесообразности их дальнейшего использования, а также определить экономический предел эксплуатации добывающих скважин для данного месторождения.

2. Прогнозирование достижения скважинами экономического предела эксплуатации, на основе разработанных в данной работе базовых нормативов, позволяет определить необходимый объем денежных и технических средств для регулирования работы и контроля за состоянием фонда скважин.

3. Определение фонда нерентабельных скважин и очередности их отключения, рассчитанной на основе сроков окупаемости затрат на ликвидацию (консервацию), способствует оптимизации процесса управления денежными потоками для достижения наибольшей эффективности добычи нефти.

4. Проведенные расчеты позволяют обосновать необходимость изменения существующего законодательства в части льготного налогообложения для нерентабельных скважин.

5. Существенно ухудшившаяся за последние годы структура запасов нефти, повлекшая за собой падение дебитов скважин и рост обводненности, привела к увеличению эксплуатационных затрат и сделала процесс определения эффективности эксплуатации каждой скважины одним из важнейших условий обеспечения стабильности работы нефтяной компании.

Структура и объем диссертации адекватны поставленной цели и решаемым задачам. Работа состоит из введения, трех глав, заключения, приложения и списка используемой литературы. Общий объем диссертации составляет 149 страниц машинописного текста, содержит 22 таблицы и 5 диаграмм. Список используемой литературы включает 87 наименований.

Диссертация: заключение по теме "Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда", Березюк, Артем Борисович

Заключение

Проведенное в диссертационной работе исследование вопросов, связанных с разработкой нефтяных месторождений позволяет сделать следующие выводы:

1. Предложенные в диссертационной работе методики позволяют проводить на базе существующей государственной отчетности в целом по предприятию взаимосвязанные расчеты экономических показателей по месторождениям и группам скважин.

2. Методические рекомендации дают возможность определить коэффициент нефтеизвлечения и предел эксплуатации скважин в зависимости от различных систем налогообложения, изменения конъюнктуры цен и затрат на добычу нефти.

3. Предложенный методический подход предусматривает, в отличии от существующей практики проектирования разработки нефтяных месторождений, проведение дифференцированной оценки фонда нефтяных скважин с целью прогнозирования консервации или ликвидации при складывающихся экономических условиях.

4. Использование разработанных методик позволяет определить возможность применения различных систем налогообложения для различных стадий разработки нефтяных месторождений (в соответствии с положениями ФЗ "О недрах").

5. Предложенный подход дает возможность оценить эффективность проведения мероприятий повышения нефтеотдачи и применения новой техники.

6. Проведенный анализ производственно-хозяйственной деятельности НГДУ "Чапаевскнефть", входящего в состав ОАО

Самаранефтегаз" позволили определить себестоимость добычи нефти по месторождениям и группам скважин и на их основании установить:

• количество нерентабельных скважин, подлежащих консервации или ликвидации в динамике по годам;

• коэффициент нефтеизвлечения при различных системах налогообложения;

• эффективность применения различных методов повышения нефтеотдачи пластов.

7. Расчеты показали, что все скважины с обводненностью более 90 % по всем месторождениям НГДУ "Чапаевскнефть" и скважины с обводненностью от 51 до 70 % по Рассветскому месторождению нерентабельны. Общее число нерентабельных скважин по НГДУ - 222 скважины или 44 % от действующего фонда. Как видно из расчетов при сохранении существующих параметров разработки месторождений, налоговой системы и цен на нефть деятельность НГДУ "Чапаевскнефть" будет убыточной. Единовременная остановка всех нерентабельных скважин позволяет увеличить рентабельную добычу нефти на 141,9 тыс.тонн (22 %), а при остановке нерентабельных скважин и отмене налогов в соответствии с положениями ФЗ "О недрах" на 370,3 тыс.тонн (56 %). Эффективность проведения методов повышения нефтеотдачи по месторождениям носит дифференцированный характер - наиболее эффективным методом, с точки зрения снижения себестоимости является активизация системы ППД. Напротив, проведение работ по водоизоляции приводит к росту себестоимости тонны нефти на всех рассматриваемых месторождениях.

Полученные данные позволяют сделать вывод о необходимости комплексного подхода при решении проблем нерентабельных скважин. Проведение отдельных мероприятий, направленных на снижение себестоимости не всегда эффективно и не существенно влияет на рентабельность разработки месторождения.

8. Результаты экономического исследования послужили основой для принятия менеджерами ОАО "НК ЮКОС" решений по рационализации процесса добычи на нефтяных месторождениях;