Оценка проектной капиталоемкости разработки нефтяных месторождений тема диссертации по экономике, полный текст автореферата

Автореферат диссертации по теме "Оценка проектной капиталоемкости разработки нефтяных месторождений"

На правахрукописи

ИСАЧЕНКО ВЕРА МИХАИЛОВНА

ОЦЕНКА ПРОЕКТНОЙ КАПИТАЛОЕМКОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 08.00.05 -Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами - промышленность)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук

Тюмень 2004

Работа выполнена в Тюменском государственном

нефтегазовом университете

Научный руководитель:

доктор экономических наук, профессор Пленкина Вера Владимировна

Официальные оппоненты: доктор экономических наук, профессор

Шевченко Светлана Юрьевна

кандидат экономических наук, старший научный сотрудник Янин Алексей Николаевич

Ведущая организация:

Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (СибНИИНП)

Защита состоится 10 декабря 2004 г. в КГ на заседании

диссертационного совета Д.212.273.07 в Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72а, ауд. 321

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета

Автореферат разослан " 9 " ноября 2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат экономических наук, профессор

2.1300

//////

3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Нефтедобывающая промышленность продолжает оставаться системообразующей отраслью российской экономики, обеспечивая значительную долю поступлений в бюджеты разных уровней, рабочие места, развитие смежных производств и социальной сферы, прирост валового внутреннего продукта страны.

В настоящее время состояние отрасли характеризуется достаточно стабильными показателями производства. Такое положение достигается за счет ввода в разработку новых месторождений и интенсификации освоения старых путем постоянного осуществления финансовых вложений. Количество разрабатываемых месторождений продолжает увеличиваться, главным образом, за счет мелких и средних. Анализ сырьевой базы отрасли показывает, что дальнейшее динамичное развитие производства вполне обеспечено необходимыми запасами, но качество их потребует совершенствования научных основ проектирования разработки месторождений и экономической оценки проектов для принятия обоснованных инвестиционных решений.

Наиболее сложной и в то же время наименее проработанной проблемой экономической оценки проектов разработки месторождений являются вопросы определения величины капитальных вложений, необходимых для освоения недр, и затрат на проведение ликвидационных работ. Существующие методические рекомендации и нормативные сборники не учитывают современных технологических особенностей разработки месторождений, вызванных ухудшением структуры запасов нефти и выраженных в применении более интенсивных систем разработки.

Это требует корректировки методических основ оценки капиталоемкости разработки нефтяных месторождений, более полно учитывающих технологические особенности эксплуатации и современные условия функционирования отрасли. Вышеназванное обусловило актуальность выбранной темы диссертационной работы.

Цель и задачи исследования. Диссертационное исследование направлено на формирование комплекса предложений по развитию методических основ определения капиталоемкости разработки нефтяных месторождений для оценки технико-экономической эффективности при проектировании освоения нефтяных запасов.

Достижение поставленной цели обеспечено посредством решения следующих основных задач:

• систематизация и анализ существующих подходов к оценке капиталоемкости при экономическом обосновании проектных решений по разработке нефтяных месторождений;

• уточнение состава удельных капитальных вложений в нефтепромысловое обустройство и выявление основных факторов, влияющих на их величину;

• разработка предложений по развитию методики определения нормативов удельных капитальных вложений по укрупненным направлениям нефтепромыслового строительства;

• обоснование коэффициентов для корректировки нормативной базы расчета капитальных вложений в нефтепромысловое обустройство с учетом технологических особенностей разработки месторождений;

• разработка методики расчета затрат на оборудование, не входящее в сметы строек;

• разработка методики определение затрат на ликвидацию объектов нефтепромыслового строительства по окончанию разработки нефтяного месторождения;

• апробация предложений по развитию информационно-методического обеспечения оценки капиталоемкости освоения нефтяных запасов. Теоретической и методологической основой исследования послужили

фундаментальные работы в области технико-экономического проектирования разработки месторождений углеводородов и оценки экономической эффективности проектов А.Ф. Андреева, В.Д. Дунаева, В.Д.

Зубаревой, В.В. Коссова, В.Н. Лившица, М.Х.Газеева, Л.П.Гужновского, В.Г. Карпова, В.В. Пленкиной, П.Л. Виленского, Л.Д. Америки и других ученых, а также труды по оценке капиталоемкости освоения месторождений И.А. Пономаревой, В.А. Ивановой, С.А. Пономарева и др.

Информационной базой работы явились проектные технологические документы на разработку нефтяных месторождений, официальные статистические материалы Госкомстата РФ, отчетные данные нефтедобывающих компаний, отчетность, опубликованная в средствах массовой информации, законодательные и нормативно-правовые документы, регулирующие деятельность предприятий нефтедобывающей промышленности.

Объект и предмет исследования. Объектом исследования являются проектные документы на разработку нефтяных месторождений. Предмет исследования представляет собой методический аппарат оценки капиталоемкости разработки нефтяных месторождений.

Научная новизна диссертационного исследования заключается в следующем:

- разработана методика обоснования удельных капитальных вложений в нефтепромысловое обустройство по уточненным направлениям затрат, основанная на корректировке базовых нормативов в зависимости от систем разработки и плотности сеток скважин;

- обоснованы коэффициенты, корректирующие базовые нормативы капитальных вложений в объекты промыслового строительства в зависимости от технологических особенностей разработки месторождения, позволяющие повысить достоверность оценки и обоснованность выбора варианта разработки;

- разработана методика расчета проектных капитальных вложений в оборудование, не входящее в сметы строек, предусматривающая выделение двух направлений вложения средств: на вновь вводимую

добывающую скважину и на скважину действующего фонда, соответствующих реальной практике осуществления затрат; - предложена методика определения затрат, необходимых для ликвидации объектов нефтепромыслового строительства при завершении эксплуатации месторождения, по обоснованным укрупненным нормативам и объемам строительно-монтажных работ (проектным и фактическим в зависимости от стадии проектирования). Практическая значимость результатов исследований заключается в том, что разработанные автором методические предложения могут быть использованы государственными органами для проведения экспертизы проектных документов, лицензирования; научно-исследовательскими проектными организациями для технико-экономической оценки проектных решений и выбора оптимального варианта разработки нефтяных месторождений, а также нефтяными компаниями при планировании инвестиционной деятельности.

Использование рекомендуемой методики определения размера ликвидационного фонда позволит недропользователю учитывать затраты на ликвидацию выработанных месторождений в соответствии с законом «О недрах» и международными стандартами бухгалтерского учета для технико-экономической оценки разработки месторождений и проведения финансового аудита.

Предложения автора могут быть использованы также при составлении обновленного регламента на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений.

Автором создан официально зарегистрированный программный продукт «Автоматизированная система проектирования экономики» для эффективного использования разработанных алгоритмов и методических предложений при технико-экономическом обосновании разработки месторождений.

Апробация работы. Результаты исследований были представлены и одобрены на ряде научно-практических конференций (г. Москва, г. Ханты-Мансийск, г. Тюмень, 1999-2002 гг.), международном технологическом симпозиуме (г. Москва, 2003 г.), а также на ежегодных расширенных корпоративных совещаниях по разработке нефтяных месторождений (г. Сургут, 1997-2004 1г.).

Разработанные в диссертации методические рекомендации используются в практической работе при создании проектных документов на разработку месторождений Западной Сибири проектными организациями «СургутНИПИнефть» и «НИПИНЕФТЕГАЗ».

По теме диссертации опубликовано 7 работ общим объемом 2,5 п.л., в том числе авторских — 2,1 п.л.

Структура работы. Диссертация состоит из введения, трех глав основного содержания, заключения, списка использованной литературы и приложений.

Во введении обоснована актуальность выбранной темы, определены цель и задачи, отражена научная новизна и практическая значимость результатов исследования.

В первой главе диссертации на основе исследования состояния и перспектив развития сырьевой базы нефтедобывающего производства, а также анализа проектных и фактических показателей капитальных вложений обоснована необходимость совершенствования методических основ оценки капиталоемкости при технико-экономическом обосновании проектных решений по разработке нефтяных месторождений.

Во второй главе исследован методический аппарат оценки капиталоемкости разработки нефтяных месторождений, выявлены его недостатки и даны необходимые методические рекомендации, позволяющие повысить качество оценки инвестиционных проектов и обоснованность принимаемых управленческих решений. Они касаются корректировки нормативной базы расчета капитальных вложений в нефтепромысловое

обустройство, определения затрат на оборудование, не входящее в сметы строек, и ликвидацию объектов нефтепромыслового строительства.

В третьей главе диссертации проведена апробация сделанных автором методических предложений, подтверждающая целесообразность их применения как для недропользователя, так и для государства.

В заключении приведены основные выводы и рекомендации по результатам исследования.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

1. Разработана методика корректировки нормативов капитальных вложений по уточненным направлениям нефтепромыслового строительства в зависимости от систем разработки и плотности сеток скважин.

При технико-экономическом обосновании проектных документов капитальные вложения являются одним из основных оценочных показателей, от которых зависит как доход недропользователя, так и доход государства. Все расчеты по определению капитальных вложений основаны на применении удельных нормативов. Обоснование последних является наиболее сложной задачей при проектировании как с методической, так и информационной точек зрения.

Существующие методические подходы к расчету нормативов удельных капитальных вложений (УКВ) в нефтепромысловое обустройство, заключающиеся в применении нормативных сборников и определении УКВ на основе анализа проектно-сметной документации месторождений-аналогов, содержат ряд недостатков. Основным из них является отсутствие учета особенностей формирования затрат при применении различных систем разработки и сеток скважин, что отражается на достоверности технико-экономической оценки и качестве выбора варианта разработки.

Для вариантов разработки вновь вводимого месторождения, как правило, предполагается строительство равного количества кустов. В соответствии с отраслевыми регламентирующими и нормативными

документами практически все УКВ в обустройство месторождения определяются и используются в расчете на одну добывающую или нагнетательную скважину. В то же время значительная часть капитальных вложений в нефтепромысловое обустройство зависит не от количества скважин, а от проектной мощности, учитывая кустовой метод разбуривания.

При выборе плотности сетки скважин УКВ для более разреженных сеток должны увеличиваться, а для более плотных — уменьшаться по сравнению с базовыми нормативами. Базовые УКВ определены для сетки 25 га/скв., которая, по мнению специалистов, является наиболее типичной. При проектировании систем разработки месторождения помимо равного количества кустов предусматривается равное количество скважин с различным соотношением добывающих и нагнетательных. Если использовать для расчета капитальных вложений фиксированные УКВ на одну добывающую скважину, которые определены в основном для соотношения скважин 3:1, то в вариантах с более интенсивными системами разработки расчетные капитальные вложения будут занижены. В этой связи возникает необходимость корректировки нормативов УКВ в зависимости от плотности сеток скважин и систем разработки.

Обобщение опыта технико-экономического проектирования показало, что корректировка УКВ в зависимости от плотности сеток скважин применяется лишь отдельными проектными организациями и только по двум направлениям нефтепромыслового строительства: «сбор и транспорт нефти и газа» и «поддержание пластового давления». Кроме того, применяемые корректирующие коэффициенты определяют на основе анализа проектно-сметной документации (ПСД) по различным месторождениям, т.к. в ПСД рассматривается только один вариант разработки (рекомендуемый). Использование ПСД различных месторождений для получения коэффициентов изменения УКВ некорректно, поскольку помимо плотности сеток скважин на их величину оказывают влияние такие факторы, как размеры месторождения, продуктивность и глубина залегания его объектов,

местоположение, рельеф местности, гидрография, морфологический состав и т.д. Следовательно, используемые коэффициенты не достаточно отражают различия УКВ в зависимости от плотности сеток скважин в рамках одного месторождения.

Для учета особенностей формирования УКВ по вариантам, отличающимся системами разработки и плотностью сеток скважин, нами разработаны методические рекомендации корректировки нормативной базы по всем направлениям нефтепромыслового строительства.

Автором предложены более укрупненные направления нефтепромыслового обустройства по сравнению с действующими нормативными и регламентирующими документами.

При оценке и выборе варианта разработки рекомендуется затраты на подготовку нефти определять в расчете на одну добывающую скважину в составе направления «сбор и транспорт нефти и газа», т.к. обоснование рекомендуемого варианта разработки проводится с учетом только объектов предварительной подготовки нефти в составе названного направления капитальных вложений.

Затраты на промводоснабжение ввиду их незначительного удельного веса предлагается включить в прочие затраты на промысловое обустройство. В отличие от действующего регламента, согласно которому затраты на природоохранные мероприятия рассчитываются в процентном отношении от суммарных капитальных вложений, в предлагаемой методике рекомендуется применять базовые нормативы, учитывающие природоохранную составляющую.

Укрупнение направлений способствует уменьшению вероятности ошибок в расчете капитальных вложений при проведении экспресс-оценки, к которой относится выбор системы разработки и плотности сетки скважин.

Рекомендуемая методика определения нормативов УКВ в нефтепромысловое обустройство состоит в корректировке базовых нормативов двумя коэффициентами: коэффициентом изменения УКВ в

и

зависимости от системы разработки и коэффициентом изменения в

зависимости от плотности сетки скважин.

т = Hi6 * тж * юа", О)

где Hi — удельные капитальные вложений в i-e направление обустройства, ден.ед./скв.;

Нf — базовый норматив УКВ в i-e направление обустройства, ден.ед./скв.;

Ki"c - коэффициент изменения норматива удельных затрат в i-e направление обустройства в зависимости от системы разработки, доли ед.;

- коэффициент изменения норматива удельных затрат в i-e направление обустройства в зависимости от плотности сетки скважин, доли ед.

Рекомендуемая методика может быть использована для всех направлений нефтепромыслового строительства, кроме автоматизации и телемеханизации. Система автоматизации и телемеханизации обслуживает в основном добывающие скважины, поскольку подавляющий поток информации поступает именно с них. Следовательно, затраты в данное направление нефтепромыслового строительства зависят главным образом от количества добывающих скважин и не корректируются.

Предложенная корректировка норхмативной базы расчета затрат на обустройство месторождения позволяет получить дифференцированные УКВ для различных систем разработки и сеток скважин, которые дают возможность рассчитать капитальные вложения близкие к реально необходимым при кустовом методе разбуривания.

2. Обоснованы коэффициенты, корректирующие нормативы капитальных вложений в объекты промыслового обустройства, позволяющие повысить достоверность оценки и обоснованность принимаемых управленческих решений по выбору варианта разработки месторождения.

Коэффициенты для корректировки нормативной базы зависят от соотношения добывающих и нагнетательных скважин, а также от площади нефтеносной залежи на 1 скважину. Автором предлагается система коэффициентов, корректирующих базовые нормативы капитальных вложений в объекты промыслового обустройства в зависимости от систем разработки и плотности сеток скважин. Для получения данных зависимостей проведены расчеты по большому количеству вновь вводимых месторождений с учетом основных параметров обустройства.

По каждому месторождению рассмотрены варианты, отличающиеся системами разработки и плотностью сеток скважин. Технико-экономические расчеты выполнены с учетом использования конкретных физических объемов по обустройству и стоимостей применяемых материалов, оборудования и строительно -монтажных работ. На основе проведенных исследований выведены зависимости изменения УКВ по всем укрупненным направлениям нефтепромыслового обустройства для различных систем разработки месторождения по отношению к базовым (соотношение добывающих и нагнетательных скважин 3:1) (табл. 1).

Таблица 1

Коэффициенты изменения нормативов УКВ в нефтепромысловое

обустройство в зависимости | от систем разработки, доли ед,

Система разработки

Направление обустройства Трехрядная Девятиточечная Семиточечная (соотношение Однорядная Пятиточечная

(соотношение скважин 2:1) (соотношение

скважин 3:1) скважин 1:1)

1. Сбор, подготовка и транспорт нефти и газа 1.00 1.04 1.27

2. Поддержание пластового давления 1.00 0.91 0.64

3. Электроснабжение 1.00 1.06 1.46

4. Базы ПТО и МТО 1.00 1.06 1.33

5. Автодороги 1.00 1.06 1.46

6. Прочие 1.00 1.07 1.41

Для каждой из рассмотренных систем определены зависимости изменения УКВ от плотности сетки скважин (табл. 2). Результаты расчетов показали, что коэффициенты изменения нормативов УКВ для различных систем разработки и одинаковой плотности сетки скважин практически не

отличаются (различие составляет от 3 до 9 %). Поэтому корректирующие коэффициенты в зависимости от плотности сеток скважин могут применяться для всех рассматриваемых систем разработки.

Таблица 2

Коэффициенты изменения нормативов УКВ в нефтепромысловое обустройство в зависимости от плотности сеток скважин, доли ед.

Направление обустройства 9 16 25 36 49 64

1. Сбор, подготовка и транспорт нефти и газа 0.83 0.85 1.00 1.23 1.37 1.78

2. Поддержание пластового давления 0.63 0.83 1.00 1.18 1.30 1.83

3. Электроснабжение 0.59 0.74 1.00 1.42 1.83 2.26

4. Базы ПТО и МТО 0.36 0.64 1.00 1.32 1.96 2.50

5. Автодороги 0.39 0.65 1.00 1.39 1.79 2.22

6. Прочие 0.57 0.74 1.00 1.31 1.58 1.94

Представленные коэффициенты изменения УКВ в зависимости от плотности сеток скважин отличаются от применяемых в действующей практике технико-экономического проектирования. Принципиальное отличие заключается в том, что предлагаемые коэффициенты получены «прямым счетом» по нескольким месторождениям, по каждому из которых рассмотрен широкий диапазон сеток скважин, а не на основе анализа проектно-сметной документации по различным месторождениям, где рассматривается только один вариант разработки.

Выявленные зависимости универсальны и применимы для месторождений с разными проектными уровнями добычи нефти, что подтверждено проведенными расчетами. Использование предлагаемых корректирующих коэффициентов позволит более обоснованно проводить технико-экономическую оценку вариантов разработки месторождения.

3. Разработана методика расчета проектных капитальных вложений в оборудование, не входящее в сметы строек, предусматривающая выделение двух направлений вложения средств: на вновь вводимую из бурения и освоения скважину и на скважину действующего фонда.

Оборудование, не входящее в сметы строек (ОНСС) по фактическим данным нефтяных компаний занимает значительный удельный вес в

суммарных капитальных вложениях. Однако, как показал анализ регламентирующих, нормативных и проектных документов на разработку нефтяных месторождений, этому направлению не уделяется должного внимания. Не учитывается значительная часть необходимых затрат на ОНСС, что приводит к несоответствию расчетных и фактических показателей капитальных вложений (рис. 1). Как показало исследование, отклонение проектных капитальных вложений, рассчитанных традиционным путем (корректировка УКВ в обустройство по двум направлениям и учет затрат только на оборудование скважины) и с использованием подхода ВСН 32-82, от их реальной величины составляет 30 %. Фактические же затраты на оборудование, не входящее в сметы строек, превышают расчетные в 2-3 раза.

проект (традиционый подход) проект (расчет по ВСН 32-82)

□ Капитальные вложения, всего

□ Нефтепромысловое обустройство

Ш Оборудование, не входящее в сметы строек

• Капитальные вложения, всего

D Нефтепромысловое обустройство

Ш Оборудование, не входящее в сметы строек

Рис. 1. Сравнение фактических и проектных капитальных вложений В большинстве проектных документов на разработку месторождений в составе ОНСС учитываются только затраты на оборудование скважин (ШГН, ЭЦН), а не все необходимые, вследствие чего фактические показатели экономической эффективности разработки месторождения будут ниже, чем представленные в проектном документе. Анализ фактических капитальных вложений в оборудование, не входящее в сметы строек, основных нефтяных компаний России за 1999-2003 гг. показал, что фактические удельные затраты в это направление в расчете на вновь вводимую добывающую скважину выше используемых в проектных документах в 4-8 раз и

составляют от 7,1 до 27,5 млн. руб. на скважину. В то же время учет всех необходимых затрат на одну вновь вводимую скважину по всей вероятности приведет к отрицательному результату оценки эффективности разработки месторождения. В первые годы разработки значительная сумма капитальных вложений вряд ли компенсируется последующими доходами.

Предлагаемая методика в отличие от действующих учитывает фактическую структуру затрат, в которой помимо оборудования скважин присутствуют расходы на приобретение необходимых агрегатов и специальных машин, а также на замену устаревшего или выбывшего из строя оборудования. Кроме того, капитальные вложения в ОНСС автор рекомендует рассчитывать по двум направлениям: на вновь вводимую добывающую скважину и скважину действующего фонда (для замены оборудования):

Зонсс = Нед * ЫВД + Нзодф * ИДФ, (2)

где 30ннс — капитальные вложения в оборудование, не входящее в сметы строек, ден.ед.;

Нвд — удельные капитальные вложения в оборудование вновь вводимых скважин, ден.ед./скв.;

Нвд — количество вновь вводимых добывающих скважин, шт.;

Н30д,ъ — удельные капитальные вложения в оборудование скважин действующего фонда, ден.ед./скв.;

— количество добывающих скважин действующего фонда, шт.

Исходя из состава затрат на оборудование устьев скважин нами получены УКВ на скважину, оборудованную ШГН и ЭЦН, равные 2,8 и 3,5 млн. руб. соответственно. Наряду с затратами на оборудование устьев скважин рассчитаны затраты, необходимые для приобретения транспортных средств, агрегатов, специальных машин и механизмов, которые в среднем на одну вновь вводимую скважину составили 1,3 млн. руб. Суммарные капитальные вложения на вновь водимую скважину определены в размере

4,1 млн. руб. (ШГН) или 4,8 млн. руб. (ЭНН), которые являются относительно постоянными величинами и могут быть использованы при расчете затрат на ОНСС.

Для обоснования норматива УКВ на скважину действующего фонда проведены расчеты по основным российским нефтяным компаниям на основе опубликованной фактической информации. Определены капитальные вложения в ОНСС для вновь вводимых скважин исходя из норматива и количества вновь вводимых скважин. Остальные фактические затраты в это направление отнесены на все добывающие скважины действующего фонда. Полученный норматив УКВ на скважину действующего фонда в среднем составил 140 тыс.руб/скв.

Рекомендуемая методика определения капитальных вложений в ОНСС дает возможность рассчитать проектные затраты в это направление, отражающие будущие реальные расходы компаний. Это позволяет недропользователю правильно оценить предстоящие капитальные вложения на разработку месторождения. Разделение затрат на вновь вводимую скважину и на скважину действующего фонда не ухудшает технико-экономическую оценку разработки месторождения, т.к. основная часть капитальных вложений в ОНСС переносится на действующий фонд, что сокращает сроки окупаемости и увеличивает внутреннюю норму рентабельности за счет равномерной динамики распределения капитальных вложений.

4. Предложена методика определения затрат на ликвидацию объектов нефтепромыслового обустройства при завершении эксплуатации нефтяного месторождения.

После окончания разработки месторождения углеводородного сырья на его территории остается ряд стационарных объектов, дальнейшая эксплуатация которых не предусматривается. Действующее законодательство содержит требование полной или частичной ликвидации

(консервации) сооружений по истечении срока действия или досрочном прекращении лицензии.

Проведение мероприятий по ликвидации на протяжении всего периода разработки месторождений и особенно после его окончания требует значительных денежных средств. Финансирование ликвидационных работ необходимо осуществить практически сразу и в период, когда текущая рентабельность разработки достигает минимального уровня. В этой ситуации средств на ликвидацию объектов за счет текущей выручки от реализации продукции может быть не достаточно.

Действующий регламент на проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений не предусматривает учет ликвидационных расходов в составе затрат на разработку месторождения, за исключением пользования недрами на условиях соглашения о разделе продукции. Отсутствие учета указанных затрат в проектных документах искажает технико-экономические показатели разработки месторождения

Необходимая сумма затрат на ликвидационные работы (ликвидационный фонд) складывается из затрат на ликвидацию скважин, объектов нефтепромыслового строительства, рекультивацию земель за вычетом дохода от реализации металлолома. Расчет затрат на ликвидацию скважин и рекультивацию земли методических сложностей не представляет.

В настоящее время не существует универсальной методики расчета затрат, необходимых для ликвидации объектов нефтепромыслового строительства. В соответствии с отдельными рекомендациями предлагается определение указанных затрат на основе остаточной стоимости основных производственных фондов (ОПФ). Такой подход является не всегда приемлемым, поскольку последняя (даже с учетом переоценки ОПФ) на ряде объектов промыслового обустройства имеет незначительную величину. Поэтому и размер отчислений в ликвидационный фонд может быть также незначительным, а, следовательно, создаваемый на этой основе резервный фонд не будет выполнять поставленные перед ним задачи.

Наиболее точный результат при расчете затрат на ликвидацию объектов нефтепромыслового строительства может быть получен при использовании метода «прямого счета» (составление поэлементных сметно-финансовых расчетов). Однако он требует выполнения большого объема дорогостоящих проектно-изыскательских работ.

Автором предлагается подход к определению затрат в данное направление с использованием нормативов, относимых к стоимости строительно-монтажных работ (СМР)!

Л^Ссмр^Нп,, (3)

где.Л, - затраты на ликвидацию объектов 1-го направления обустройства, ден.ед.;

Ссмр, — стоимость строительно-монтажных работ на объекты 1-го направления нефтепромыслового обустройства, ден.ед.;

- норматив затрат на ликвидацию объектов 1-го направления нефтепромыслового обустройства, %.

Для расчета величины резерва на ликвидацию объектов нефтепромыслового строительства автором предлагается проводить анализ фактических и проектных данных по капитальным вложениям с выделением строительно-монтажных работ и распределением их по месторождениям и направлениям нефтепромыслового строительства. Сопоставимость данных обеспечивается за счет использования в расчетах устойчивой валюты (например, доллара США).

С целью определения нормативов затрат на ликвидацию рассчитаны затраты на демонтажные работы на основании объектных, локальных смет по представительной выборке месторождений и обоснована доля стоимости демонтажных работ от величины СМР по четырем укрупненным направлениям обустройства месторождения: сбор, транспорт и подготовка нефти и газа; поддержание пластового давления; электроснабжение; прочие объекты обустройства. Расчеты построены на предположении, что

автомобильные дороги и базы производственного обслуживания ликвидироваться не будут.

По укрупненным направлениям обустройства определены следующие нормативы на ликвидацию, которые являются относительно универсальными: сбор, транспорт и подготовка нефти и газа — 15 %; поддержания пластового давления - 21 %; электроснабжение - 10 %; прочие объекты - 9 %.

Для определения среднего норматива затрат на ликвидацию объектов нефтепромыслового строительства рекомендуется использовать зависимость:

= (4)

где Н/р - средний норматив затрат на ликвидацию объектов нефтепромыслового строительства, %;

¿ачп - доля 1-го направления нефтепромыслового строительства в общем объеме строительно-монтажных работ, доли ед.

Ликвидационный фонд предлагается формировать за счет ежегодных начислений в виде потонной ставки, умноженной на объем добычи углеводородов. При этом размер удельных ликвидационных начислений определяется делением рассчитанной суммы затрат на ликвидацию на доказанные разрабатываемые запасы нефти и попутного газа.

В работе рассмотрено три возможных варианта начисления средств: отчисление затрат из чистого дохода с начала разработки, с момента получения дохода и включение затрат в текущие расходы. Наиболее приемлемым для недропользователя является третий вариант, реализация которого требует законодательных решений со стороны органов государственного управления.

5. Проведена комплексная апробация методических рекомендаций по оценке капиталоемкости разработки нефтяных месторождений, подтверждающая целесообразность их использования.

Апробация предложенных методических рекомендаций проведена по месторождениям, отличающимся горно-геологическими условиями и

проектными уровнями добычи нефти. Ниже представлена информация по месторождению, для которого рассмотрено достаточно большое число вариантов разработки: две системы (трехрядная, пятиточечная) и пять сеток размещения скважин (9,16, 25,36,49 га/скв.).

Капитальные вложения, рассчитанные на основе рекомендуемых и существующих методических подходов, свидетельствуют о значительных отклонениях. Затраты на нефтепромысловое обустройство, полученные с использованием наших рекомендаций, значительно выше для разреженных сеток скважин (36 га и 49 га) и ниже для более плотных сеток (9 га и 16 га), чем при использовании действующих методик (рис 2).

I 1 0 I - доли ед. от результатов расчета по предлагаемому подходу

Рис. 2. Капитальные вложения в нефтепромысловое обустройство при пятиточечной системе разработки

Для трехрядной системы с большим количеством добывающих скважин различия в расчетах намного существеннее, особенно для плотных сеток, где отклонение достигает 100 %.

Капитальные вложения в оборудование, не входящее в сметы строек, рассчитанные на основе предложений автора, значительно превышают затраты, полученные традиционным путем. Это различие в большей степени наблюдается для более плотных сеток (рис. 3).

9 га/скв. 16 га/скв. 25 га/скв. 36 га/скв 49 га/скв.

• Предлагаемый подход -"•■"Традиционный подход —*—Расчет по 8СН 32-82

Рис. 3. Капитальные вложения в ОНСС при пятиточечной системе

разработки

Основные технико-экономические показатели разработки месторождения, рассчитанные по традиционной технологии, свидетельствуют о целесообразности выбора варианта с плотностью сетки 16 га/скв. (табл. 3).

Таблица 3

Основные технико-экономические показатели при разных подходах _ к оценке капитальных вложений_

Плотность сетки, га/скв. Коэффициент извлечения нефти, доли ед. Подход

Традиционный ВСН 32-82 Предлагаемый

Дисконтированный ДОХОД недропользо вателя, млн. руб. Дисконтированный доход государства, млн. руб. Дисконтированный ДОХОД недропользо вателя, млн. руб. Дисконтированный доход государства, млн. руб. Дисконтированный доход недропользо вателя, млн. руб. Дисконтированный доход государства, млн. руб.

Трехрядная система

9 0.302 200.2 1081.4 161.8 1078.3 346.6 1072.3

16 0.233 287.8 746.6 269.7 744.1 326.0 743.1

25 0.180 240.6 529.5 231.2 528.0 222.7 526.5

36 0.137 176.6 378.4 171.7 377.3 128.6 375.4

49 0.106 126.1 277.1 123.8 276.3 66.6 274.5

Пятиточечная система

9 0.305 291.9 1013.3 254.1 1009.6 340.3 1009.6

16 0.230 295.5 680.3 275.0 677.4 283.5 677.6

25 0.172 215.8 461.8 204.5 460.0 167.5 459.2

36 0.130 151.2 324.7 144.9 323.4 83.9 322.1

49 0.097 96.1 227.6 92.7 226.7 23.6 225.3

При использовании предлагаемого подхода наиболее эффективным как для недропользователя, так и для государства является вариант с сеткой 9 га/скв., который позволяет получить более высокие показатели

эффективности. В частности, дисконтированный чистый доход недропользователя при трехрядной системе разработки в среднем на 25 % выше, чем при применении существующих подходов. Дисконтированный доход государства в результате выбора варианта по предлагаемому подходу будет выше на 44 %.

Использование разработанных автором рекомендаций предопределяет выбор варианта с большим коэффициентом нефтеизвлечения, что позволит получить больший доход недропользователю и государству. Для рекомендуемого варианта разработки месторождения проведена технико-экономическая оценка с учетом необходимых отчислений в ликвидационный фонд для трех предлагаемых вариантов начисления (табл. 4).

Таблица 4

Основные технико-экономические показатели разработки _месторождения с учетом ликвидационных затрат_

Вариант

Дисконтированный доход недропользователя, млн. руб.

Дисконтированный доход государства, млн руб

Внутренняя

норма рентабельности, %

Без учета ликвидационных затрат

346.6

1072.3

38.7

С учетом ликвидационных затрат:

- отчисление затрат из чистого дохода с начала разработки 314.0 1072.3 36.0

- отчисление затрат из чистого дохода с момента получения доходов 320.5 1072.3 37.3

- включение затрат в текущие расходы 320.8 1065.5 36.7

Вариант, предполагающий отчисление затрат из чистого дохода с начала разработки, является наименее привлекательным для недропользователя, т.к. в этом случае происходит наибольшее снижение дохода (на 10 %) и внутренней нормы рентабельности (на 7 %). Последние два варианта более приемлемы для недропользователя, они практически не отличаются по эффективности- Учет в технико-экономической оценке ликвидационных затрат для рассматриваемого месторождения снижает расчетный доход недропользователя в среднем на 8-10 % и внутреннюю норму рентабельности на 2-3 пункта.

Определение ликвидационных затрат по предлагаемой методике используется в рамках финансового аудита и аудита запасов нефти и одобрено финансовыми аудиторскими компаниями «Artur Andersen» и «Ernst & Young».

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Проведенные исследования позволили сформулировать следующие основные выводы:

1. Анализ информационно-методической базы для оценки капиталоемкости разработки нефтяных месторождений выявил необходимость ее корректировки в направлениях «нефтепромысловое обустройство» и «оборудование, не входящее в сметы строек» и разработки методики расчета затрат на ликвидацию объектов промыслового строительства, что будет способствовать более качественной оценке проектных решений, а также сопоставимости фактических и проектных экономических показателей.

2. Капитальные вложения в нефтепромысловое обустройство предлагается рассчитывать по более укрупненным направлениям, чем принятые действующими регламентирующими документами. При выборе варианта разработки месторождения рекомендуется учитывать затраты на предварительную подготовку нефти в составе установки предварительного сброса воды направления «сбор и транспорт нефти и газа». Капитальные вложения в промводоснабжение предлагается включить в прочие затраты, а затраты на природоохранные мероприятия учитывать в составе базовых нормативов по каждому направлению нефтепромыслового обустройства

3. При обосновании нормативов удельных капитальных вложений в нефтепромысловое обустройство следует учитывать системы разработки и плотность сеток скважин. Эти факторы были положены в основу предлагаемой автором методики определения УКВ, которая заключается в корректировке базовых нормативов с помощью коэффициентов их изменения

в зависимости от названных технологических особенностей разработки месторождения.

4. В работе предложена система коэффициентов, корректирующих базовые нормативы капитальных вложений в объекты нефтепромыслового строительства, которые позволяют повысить достоверность оценки и обоснованность выбора варианта разработки. Выявленные зависимости изменения удельных капитальных вложений от систем разработки и плотности сеток скважин являются достаточно универсальными и применимы для вновь вводимых месторождений с разными проектными уровнями добычи нефти, что подтверждено проведенными расчетами.

5. Рекомендуемая методика определения капитальных вложений в оборудование, не входящее в сметы строек, учитывает реальную структуру затрат и предполагает расчет по двум направлениям: на вновь вводимую добывающую скважину и на скважину действующего фонда (для замены устаревшего или выбывшего из строя оборудования). Обоснованные нормативы удельных капитальных вложений в эти направления позволяют определить затраты на ОНСС, соответствующие реальным расходам компаний, не ухудшая существенно результаты технико-экономической оценки разработки месторождения.

6. Расчет затрат, необходимых для ликвидации объектов нефтепромыслового обустройства при завершении эксплуатации нефтяного месторождения, предлагается проводить с использованием нормативов, относимых к объемам строительно-монтажных работ. Автором на основе анализа проектно-сметной документации определены нормативы затрат на ликвидацию по укрупненным направлениям нефтепромыслового строительства: сбор, транспорт и подготовка нефти и газа; поддержание пластового давления; электроснабжение; прочие объекты.

7. Апробация разработанных методических рекомендаций свидетельствует о целесообразности их применения. Проведенные расчеты показали, что использование предлагаемых методических подходов к

определению капитальных вложений и затрат на ликвидацию объектов нефтепромыслового обустройства при технико-экономическом обосновании проектных решений способствует более обоснованной оценке и выбору варианта разработки с учетом интересов недропользователя и государства.

Основные положения диссертации изложены в следующих публикациях:

1. Исаченко В. М., Алаева И. В. Формирование фактических капитальных вложений в разработку нефтяных месторождений // Сборник научных трудов СибНИИНП. Выпуск 18, 1980.-0,38 п.л. (авторских-0,33 п.л.)

2. Исаченко В.М., Пономарева И.А. Обоснование нормативов удельных капитальных вложений при проектировании разработки нефтяных месторождений // Экономический анализ и совершенствование планирования развития нефтяной промышленности Западной Сибири: Сборник научных трудов СибНИИНП, - Тюмень, 1982. - 0,81 п.л. (авторских - 0,4 п.л.)

3. Исаченко В.М., Артеева А.И., Ханов Р.К. Методический подход к формированию ликвидационного фонда при действующей системе налогообложения // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сборник научных трудов СургутНИПИнефть. Вып. 4. - Екатеринбург: Издательство «Путиведъ», 2003. - 0,38 п.л. (авторских - 0,28 п.л.)

4. Исаченко В.М. Методический подход к определению норматива удельных капитальных вложений в оборудование, не входящее в сметы строек // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 9. - 0,29 п.л.

5. Исаченко В.М. Развитие нормативной базы для обоснования капитальных вложений в обустройство новых нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 9. - 0,29 п.л.

6. Исаченко В.М. Методический подход к формированию резервного ликвидационного фонда для объектов нефтепромыслового обустройства // Нефтяное хозяйство. — 2004. - № 10.-0,13 п.л.

7. Исаченко В.М. Обоснование необходимости корректировки нормативов удельных капитальных вложений в нефтепромысловое обустройство // Проблемы и управленческие технологии в экономике: Сборник научных трудов. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. - 0,38 п.л.

Подписано к печати 04/11/2004 г. Формат 60*90 1/16

Уч.-изд. л. Заказ № ¿fá

Отпечатано на RISO GR 3750

Тираж 100 экз. Бум. типогр. №1 Усл. печ. л.

Издательство «Нефтегазовый университет»

Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52

№22113

РНБ Русский фонд

2005-4 21300

Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидата экономических наук, Исаченко, Вера Михайловна

Введение

1. Состояние и проблемы определения капиталоемкости при проектировании разработки нефтяных месторождений

1.1 Состояние и перспективы развития сырьевой базы нефтедобывающего производства

1.2 Уровень и структура инвестиций в освоение нефтяных месторождений

1.3 Необходимость совершенствования оценки капиталоемкости разработки нефтяных месторождений

2. Развитие методического обеспечения оценки капиталоемкости разработки нефтяных месторождений

2.1 Информационно-методическая база оценки капиталоемкости

2.2 Технология расчета нормативов и величины капитальных вложений

2.3 Методика расчета затрат на ликвидацию объектов нефтепромыслового строительства

3. Апробация предложений по оценке капиталоемкости разработки нефтяных месторождений

3.1 Обоснование нормативной базы расчета капитальных вложений

3.2 Сравнительная оценка эффективности разработки месторождений с использованием различных методических подходов

3.3 Технико-экономическая оценка разработки месторождений с учетом ликвидационных затрат 112 Заключение 117 Список литературы 120 Приложения

Диссертация: введение по экономике, на тему "Оценка проектной капиталоемкости разработки нефтяных месторождений"

Нефтяная промышленность продолжает оставаться системообразующей отраслью российской экономики, обеспечивая значительную долю поступлений в бюджеты разных уровней, рабочие места, развитие смежных производств и социальной сферы, прирост валового внутреннего продукта страны. На ее долю приходится 19 % промышленного производства России и 3 % занятых в реальном секторе. Нефтяная промышленность обеспечивает 8 % в валовом внутреннем продукте России, 35 % доходов от внешней торговли, около 40 % доходов Федерального бюджета и порядка 20 % консолидированного.

В настоящее время состояние отрасли характеризуется достаточно стабильными показателями производства. В соответствии с энергетической стратегией России перспективные объемы добычи нефти будут существенно различаться в зависимости от того или иного варианта социально-экономического развития страны. В условиях оптимистического и благоприятного вариантов социально-экономического развития добыча нефти в России может составить порядка 490 млн. т в 2010 г. и возрасти до 520 млн. т к 2020 г. Такое положение достигается за счет ввода в разработку новых месторождений и интенсификации освоения старых путем постоянного осуществления финансовых вложений. За пять лет добыча нефти в России выросла на 38 % - с 305 млн. т в 1999 г. до 421 млн. т в 2003 г. при увеличении капитальных вложений с $2,8 млрд. до $10,5 млрд.

Главным потенциалом нефтяной промышленности являются ее запасы, которыми обладает сегодня наша страна. От состояния сырьевой базы зависят эффективность функционирования нефтегазового комплекса России, поступления в бюджет и развитие экономики. Аудированные по международным правилам доказанные запасы нефти только десяти крупнейших российских нефтегазовых компаний достигают 76 млрд. баррелей.

С учетом перспективных регионов Северного Каспия, арктических морей, Сахалина, где еще будут уточняться запасы, их оценка в целом по

Российской Федерации находится в пределах 150 млрд. баррелей. То есть сегодня, наряду с запасами крупнейшего производителя нефти Саудовской Аравии, они фактически являются крупнейшими в мире.

Между тем, если десять лет назад доля вовлеченных в разработку запасов с дебитами скважин менее 25 т/сут. составляла почти 55 %, то сегодня такую долю (55 %) составляют запасы с дебитами до 10 т/сут. Свыше трети разрабатываемых компаниями запасов имеют обводненность более 70 %. Количество разрабатываемых месторождений продолжает увеличиваться, главным образом за счет мелких и средних.

Анализ сырьевой базы отрасли показывает, что дальнейшее динамичное развитие производства вполне обеспечено необходимыми запасами, но качество их потребует совершенствования научных основ проектирования разработки месторождений.

Ввод нефтяных месторождений (залежей) в промышленную разработку допускается, если утверждены технологические проектные документы на промышленную разработку и проектно-сметная документация на обустройство. Роль проектного документа в последнее время возросла. В новом проекте ФЗ «О недрах» предполагается не только уточнить роль проектов разработки месторождений полезных ископаемых, но и определить требования к проектам, процедуру их согласования и утверждения, порядок внесения изменений и дополнений в проектные документы, ответственность недропользователей за несоблюдение проектов. По анализируемой в работе компании количество проектных документов на разработку нефтяных месторождений ежегодно растет. Если в 2001 г. было выполнено 20 работ, то в 2003 г. их число практически удвоилось.

Одним из основных разделов проектного документа (проекта пробной эксплуатации, технологической схемы опытно-промышленной разработки и т.д.) является технико-экономическое обоснование. Для более качественной технико-экономической оценки проектных решений и правильного выбора варианта разработки необходима соответствующая информационно-методическая база.

Наиболее сложной и в то же время наименее проработанной проблемой экономической оценки проектов разработки месторождений являются вопросы определения величины капитальных вложений, необходимых для освоения недр, и затрат на проведение ликвидационных работ. В настоящее время не существует единого подхода к определению нормативов капитальных вложений при технико-экономическом обосновании проектирования разработки нефтяных месторождений. Существующие методические рекомендации и нормативные сборники, разработанные еще в 70-80 гг. не учитывают современных технологических особенностей разработки месторождений, вызванных ухудшением структуры запасов нефти и выраженных в применении более интенсивных систем разработки.

Это требует корректировки методических основ оценки капиталоемкости разработки нефтяных месторождений, более полно учитывающих технологические особенности разработки и современные условия функционирования отрасли. Вышеназванное обусловило актуальность выбранной темы диссертационной работы.

Диссертационное исследование направлено на формирование комплекса предложений по развитию методических основ определения капиталоемкости разработки нефтяных месторождений для оценки технико-экономической эффективности при проектировании освоения нефтяных запасов.

Достижение поставленной цели обеспечено посредством решения следующих основных задач: систематизация и анализ существующих подходов к оценке капиталоемкости при экономическом обосновании проектных решений по разработке нефтяных месторождений; уточнение состава удельных капитальных вложений в нефтепромысловое обустройство и выявление основных факторов, влияющих на их величину; разработка предложений по развитию методики определения нормативов удельных капитальных вложений по укрупненным направлениям нефтепромыслового строительства; обоснование коэффициентов для корректировки нормативной базы расчета капитальных вложений в нефтепромысловое обустройство с учетом технологических особенностей разработки месторождений; разработка методики расчета затрат на оборудование, не входящее в сметы строек; разработка методики определение затрат на ликвидацию объектов нефтепромыслового строительства по окончанию разработки нефтяного месторождения; апробация предложений по развитию информационно-методического обеспечения оценки капиталоемкости освоения нефтяных запасов.

Теоретической и методологической основой исследования послужили фундаментальные работы в области технико-экономического проектирования разработки месторождений углеводородов и оценки экономической эффективности проектов А.Ф. Андреева, В.Д. Дунаева, В.Д. Зубаревой, В.В. Коссова, В.Н. Лившица, М.Х. Газеева, Л.П. Гужновского, В.Г. Карпова, В.В. Пленкиной, П.Л. Виленского, Л.Д. Америки и других ученых, а также труды по оценке капиталоемкости освоения месторождений И.А. Пономаревой, В.А. Ивановой, С.А. Пономарева и др.

Информационной базой работы явились проектные технологические документы на разработку нефтяных месторождений, официальные статистические материалы Госкомстата РФ, отчетные данные нефтедобывающих компаний, отчетность, опубликованная в средствах массовой информации, законодательные и нормативно-правовые документы, регулирующие деятельность предприятий нефтедобывающей промышленности.

Объектом исследования являются проектные документы на разработку нефтяных месторождений. Предмет исследования представляет собой методический аппарат оценки капиталоемкости разработки нефтяных месторождений.

Научная новизна диссертационного исследования заключается в следующем: разработана методика обоснования удельных капитальных вложений в нефтепромысловое обустройство по уточненным направлениям затрат, основанная на корректировке базовых нормативов в зависимости от систем разработки и плотности сеток скважин; обоснованы коэффициенты, корректирующие базовые нормативы капитальных вложений в объекты промыслового строительства в зависимости от технологических особенностей разработки месторождения, позволяющие повысить достоверность оценки и обоснованность выбора варианта разработки; разработана методика расчета проектных капитальных вложений в оборудование, не входящее в сметы строек, предусматривающая выделение двух направлений вложения средств: на вновь вводимую добывающую скважину и на скважину действующего фонда, соответствующих реальной практике осуществления затрат; предложена методика определения затрат, необходимых для ликвидации объектов нефтепромыслового строительства при завершении эксплуатации месторождения, по обоснованным укрупненным нормативам затрат и объемам строительно-монтажных работ (проектным и фактическим в зависимости от стадии проектирования).

Практическая значимость результатов исследований заключается в том, что разработанные автором методические предложения могут быть использованы государственными органами для проведения экспертизы проектных документов, лицензирования; научно-исследовательскими проектными организациями для технико-экономической оценки проектных решений и выбора оптимального варианта разработки нефтяных месторождений, а также нефтяными компаниями при планировании инвестиционной деятельности.

Использование рекомендуемой методики определения размера ликвидационного фонда позволит недропользователю учитывать затраты на ликвидацию выработанных месторождений в соответствии с законом «О недрах» и международными стандартами бухгалтерского учета для технико-экономической оценки разработки месторождений и проведения финансового аудита.

Предложения автора могут быть использованы также при составлении обновленного регламента на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений.

Автором создан официально зарегистрированный программный продукт «Автоматизированная система проектирования экономики» для эффективного использования разработанных алгоритмов и методических предложений при технико-экономическом обосновании разработки месторождений.

Результаты исследований были представлены и одобрены на ряде научно-практических конференций (г. Москва, г. Ханты-Мансийск, г. Тюмень, 1999-2002 гг.), международном технологическом симпозиуме (г. Москва, 2003 г.), а также на ежегодных расширенных корпоративных совещаниях по разработке нефтяных месторождений (г. Сургут, 1997-2004 гг.).

Разработанные в диссертации методические рекомендации используются в практической работе при создании проектных документов на разработку месторождений Западной Сибири проектными организациями «СургутНИПИнефть» и «НИПИНЕФТЕГАЗ».

По теме диссертации опубликовано 7 работ общим объемом 2,5 п.л., в том числе авторских - 2,1 п.л.

Структура работы определяется принятой логикой исследования, подчиненной содержанию решаемых задач. Материалы диссертации представлены введением, тремя главами, заключением, списком использованной литературы, приложением.

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", Исаченко, Вера Михайловна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенные исследования позволили сформулировать следующие основные выводы:

1. Анализ информационно-методической базы оценки капиталоемкости разработки нефтяных месторождений выявил ее несоответствие современным требованиям проектирования, технологическим и экономическим условиям разработки месторождений, а именно:

- применяемые при расчете капитальных вложений в нефтепромысловое обустройство нормативы не учитывают системы разработки и плотность сеток скважин;

- нормативы капитальных вложений в оборудование, не входящее в сметы строек, не соответствуют уровню и структуре фактических затрат;

- отсутствуют необходимые методические разработки по расчету величины затрат на ликвидацию объектов нефтепромыслового обустройства.

Необходима корректировка методических основ оценки капиталоемкости, которая будет способствовать более качественной оценке проектных решений, а также сопоставимости фактических и проектных экономических показателей.

2. Капитальные вложения в нефтепромысловое обустройство предлагается рассчитывать по более укрупненным направлениям, чем принятые действующими регламентирующими документами. При выборе варианта разработки месторождения рекомендуется учитывать затраты на предварительную подготовку нефти в составе установки предварительного сброса воды направления «сбор и транспорт нефти и газа». Капитальные вложения в промводоснабжение предлагается включить в прочие затраты, а затраты на природоохранные мероприятия учитывать в составе базовых нормативов по каждому направлению нефтепромыслового обустройства.

3. При обосновании нормативов удельных капитальных вложений в нефтепромысловое обустройство следует учитывать системы разработки и плотность сеток скважин. Эти факторы были положены в основу предлагаемой автором методики определения УКВ, которая состоит в корректировке базовых нормативов с помощью коэффициентов их изменения в зависимости от названных технологических особенностей разработки месторождения по всем укрупненным направлениям нефтепромыслового обустройства, кроме автоматизации и телемеханизации.

4. В работе предложена система коэффициентов, корректирующих базовые нормативы капитальных вложений в объекты нефтепромыслового строительства, которые позволяют повысить достоверность оценки и обоснованность выбора варианта разработки. Выявленные зависимости изменения удельных капитальных вложений от систем разработки и плотности сеток скважин являются достаточно универсальными и применимы для вновь вводимых месторождений с разными проектными уровнями добычи нефти, что подтверждено проведенными расчетами.

5. Рекомендуемая методика определения капитальных вложений в оборудование, не входящее в сметы строек, учитывает реальную структуру затрат и предполагает расчет по двум направлениям: на вновь вводимую добывающую скважину и на скважину действующего фонда (для замены устаревшего или выбывшего из строя оборудования). Обоснованные нормативы удельных капитальных вложений в эти направления позволяют определить затраты на ОНСС, соответствующие реальным расходам компаний, не ухудшая существенно результаты технико-экономической оценки разработки месторождения.

6. Расчет затрат, необходимых для ликвидации объектов нефтепромыслового обустройства при завершении эксплуатации нефтяного месторождения, предлагается проводить с использованием нормативов, относимых к объемам строительно-монтажных работ. Автором на основе анализа проектно-сметной документации определены нормативы затрат на ликвидацию по укрупненным направлениям нефтепромыслового строительства: сбор, транспорт и подготовка нефти и газа; поддержание пластового давления; электроснабжение; прочие объекты.

7. Проведенная апробация предложенных методических рекомендаций по оценке капиталоемкости разработки нефтяных месторождений показала, что капитальные вложения в нефтепромысловое обустройство и оборудование, не входящее в сметы строек, рассчитанные с учетом методических рекомендаций автора, значительно отличаются от затрат, полученных с использованием существующих подходов. Указанные отличия существенно влияют на показатели экономической эффективности и выбор варианта разработки месторождения. Применение разработанных автором корректирующих коэффициентов по системам разработки и сеткам скважин при обосновании нормативов удельных капитальных вложений приводит к выбору более интенсивных вариантов разработки с большими коэффициентами извлечения нефти, что позволяет получить высокие доходы недропользователю и государству. Использование предлагаемых методических подходов к определению капитальных вложений и затрат на ликвидацию объектов нефтепромыслового обустройства при технико-экономическом обосновании проектных решений способствует более обоснованной оценке и выбору варианта разработки с учетом интересов недропользователя и государства.