ЛЕКЦИЯ 14. РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ

Под регулированием процесса разработки нефтяных залежей понимают целенаправленное поддержание и изменение её условий в рамках принимаемых технологических решений для достижения возможно высоких технологических и экономических показателей.

Методы регулирования − это виды технологического воздействия на место­рождение и его объекты, не связанные с изменением системы разработки и направленные на улучшение процесса разработки месторождения и его технико-экономических показателей. Воздействие на залежь выражается в усилении или ослаблении фильтрационных потоков, изменении их направления, вследствие чего и происходит увеличение добычи нефти, уменьшение отборов попутной воды и увеличение коэффициента нефтеотдачи.

К основным методам и мероприятиям по регулированию разработки относятся:

- изменение режимов работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, а также скважин с аварийными прорывами свободного газа, форсированный отбор жидкости, периодическое изменение отборов и т. д.);

- изменение режимов работы нагнетательных скважин (увеличение или ограничение закачки агента, перераспределение закачки по скважинам, циклическая закачка, применение повышенного давления нагнетания и т. д.);

- увеличение гидродинамического совершенства скважин (дополнительная перфорация или перенос её интервалов, различные методы воздействия на призабойную зону скважин, гидроразрыв пласта и др.);

- изоляция или ограничение притока попутной воды и прорвавшегося газа в скважинах (различные способы цементных заливок, создание различных экранов, применение химреагентов и т. д.);

- выравнивание профиля притока жидкости или расхода воды (селективная закупорка с помощью химреагентов и механических добавок, закачка инертных газов, загущенной воды и др.);

- одновременно-раздельная эксплуатация скважин и одновременно-раздельная закачка воды на многопластовых месторождениях;

- совершенствование применяемой системы заводнения (преобразование одной системы заводнения в другую, очаговое заводнение, перенос фронта нагнетания и др.);

- бурение резервных добывающих и нагнетательных скважин, возврат скважин с других горизонтов;

- увеличение производительности скважин за счет снижения забойного давления (перевод на механизированный способ эксплуатации, установление форсированного или оптимального режима работы скважин);

- воздействие на призабойную зону скважин с целью интенсификации притока ( гидропескоструйная перфорация, кислотные обработки и т. д.);

- применение новых методов увеличения нефтеотдачи пластов (закачка серной кислоты, ПАВ и др.).

Основные цели регулирования:

обеспечение, возможно более высокой, в пределах экономической целесообразности, нефтеотдачи;

получение наиболее высоких темпов выработки запасов нефти;

наиболее экономичное осуществление процесса.

Практически регулирование начинают после разбуривания залежей или их участков (площадей) добывающими или нагнетательными скважинами, обустройства промысла оборудованием для сбора нефти и закачки воды и начала добычи нефти в соответствии с проектом (схемой) разработки залежи и продолжают в течение всего периода эксплуатации. Мероприятия по регулированию обосновываются при анализе разработки месторождения в зависимости от конкретных его условий, системы разработки, характера-процесса эксплуатации и технических средств, с помощью которых они осуществ­ляются. При выборе методов регулирования необходимо учитывать технологические, технические и технико-экономические факторы, ограничивающие процесс разработки залежи.

К технологическим относятся:

1) сетка скважин;

2) система заводнения;

3) предельные давление и дебит скважин.

К техническим относятся:

1) максимальные объемы закачиваемого агента и давления;

2) максимальная производительность лифта и подача насосов;

3) максимальная производительность системы сбора и транспорта

нефти и газа, подготовки нефти, очистки, утилизации и стока попутных вод.

К технико-экономическим относятся:

1) годовой (месячный) план добычи нефти;

2) себестоимость добычи 1 т нефти и капитальные вложения.

Увеличение производительности скважин за счет снижения забойного давления возможно как в фонтанных, так и в механизированных скважинах, при переводе скважин с фонтанного на механизированный способ эксплуатации и при снижении забойного давления ниже давления насыщения. Метод наиболее эффективен на начальных стадиях разработки. В этом случае основное внимание следует обращать на суммарную добычу по участку, на котором возможна интерференция скважин.

Под форсированным отбором понимают интенсивный отбор жидкости на стадии значительного обводнения продукции.

Форсирование позволяет увеличить или стабилизировать текущую добычу нефти и, возможно, увеличить коэффициент нефтеотдачи в неоднородном пласте при создании депрессии между участками пласта с различной проницаемостью. Форсированный отбор может производиться не только на отдельных скважинах, но и на всей залежи с охватом почти всех обводненных скважин. Исследованиями В. Н. Щелкачева и других авторов определены основные условия, при которых форсирование целесообразно и эффективно: залежи с активными водонапорными системами; скважины с хорошей продуктивностью и высо­кими забойными давлениями, расположенные не на периферии; поздняя стадия эксплуатации с обводнением продуктивного пласта практически по всему простиранию и по большей части толщины; скважины без нарушения колонны и цементного кольца и не склонные к пробкообразованию.

Отключение высокообводненных скважин − прекращение отбора скважинами в связи с предельной обводненностью продукции, когда дальнейшая эксплуатация их технологически и технико-экономически нерентабельна.

Рациональная степень обводнения скважин и время их отключения должны быть предусмотрены в проектных документах. В зависимости от текущих задач, стоящих перед разработкой каждой залежи, отключение обводненных скважин определяется исходя из различных критериев оптимальности. Многочисленными исследованиями установлено, что рациональная (оптимальная) обводненность продукции при отключении скважин находится в пределах 80 − 95 % и тем выше, чем больше соотношение вязкостей нефти иводы.

Применение повышенных давлений нагнетания увеличивает охват заводнением по толщине продуктивного пласта за счет подклю­чения к активной разработке прослоев, не принимавших воды при обычных давлениях нагнетания. Обобщение результатов промысловых исследований и опыта разработки отечественных и зарубежных месторождений позволило сделать выводы о том, что регулировать процесс заводнения при повышенных давлениях нагнетания эффективно при условиях:

- вода нагнетается в пласт под оптимальным давлением, при котором достигается максимальный его охват вытеснением;

- в зоне отбора поддерживается пластовое давление ниже минимального давления раскрытия трещин.

Ограничение количества закачиваемого агента проводится в случаях значительного превышения его накопленного объема над отбираемым, нерационально высокого пластового давления; необходимости снижения количества отбираемой воды.

Систематическое перераспределение закачиваемого объема воды оказывает такое же действие на залежь, как и циклическая закачка, сопровождается переменой направления фильтрационных потоков. Метод эффективен на завершающей стадии разработки, когда он увеличивает нефтеотдачу.

Бурение дополнительных скважин. При регулировании процесса разработки дополнительные скважины обычно бурят с целью увеличения нефтеотдачи или поддержания текущего уровня добычи нефти путем вовлечения в разработку линз, полулинз, тупиковых зон пре­рывистого пласта, застойных зон и на стягивающих линиях в непрерывных монолитных пластах. Важна экономическая сторона вопроса. Эффективность их бурения выражается вдополнительной добыче нефти, а целесообразность бурения определяется запасами нефти, содержащимися в линзах, полу линзах, тупиковых и застойных зонах.

Возврат скважин с других продуктивных горизонтов рекомендуется как метод регулирования на многопластовых месторождениях, что позволяет подключить к эксплуатации ранее не вырабатываемые пласты без бурения на них самостоятельных скважин. Возврат скважин на верхние объекты используют как при их совме­стной эксплуатации, так и при наличии на каждый объект самостоятельной сетки скважин. Скважины, возвращенные на верхний объект, выполняют функции дополнительных.

Перенос фронта нагнетания − метод регулирования, позво­ляющий приблизить объекты системы воздействия к зоне отбора. Этот метод используется главным образом в прерывистых пластах с высокой изменчивостью проницаемости на участках, где отсутствует активное дренирование при условии обводнения всех пластов в разрезе скважины до 90 − 99% .

В зонально-неоднородных пластах перенос фронта нагнетания нецелесообразен в связи с неравномерностью заводнения различных участков залежи и возможностью потерь нефти за фронтом закачки.

Очаговое заводнение применяется на слабо выработанных участках залежи, когда обнаруживается, что реализованная запроектированная система воздействия не обеспечивает на них высоких темпов отбора нефти, то есть с целью повышения темпов разработки и для повышения нефтеотдачи. Это заводнение связано с определенным изменением существующей системы воздействия и может рассматриваться как промежуточный этап при переходе к более интенсивным системам нагнетания. Внедрение очагового заводнения требует капитальных затрат на бурение и обустройство скважин, на прокладку водоводов, расширение насосных станций и поэтому необходи­мость его организации должна обосновываться в проектных документов или при анализе разработки.

Эффективность очагового заводнения может выражаться как в дополнитель­ной добыче нефти и повышении технико-экономических показателей, так и в улучшении условий эксплуатации добывающих скважин − увеличении текущего пластового давления, в результате чего улучшаются условия фонтанирования скважин; возможности эксплуатации механизированных скважин при более высоких забойных давлениях и меньших газовых факторах; повышении статических уровней в добывающих скважинах и т. д. Общая эффективность от применения очагового заводнения становится заметной, когда количество нагнетаемой воды превышает 10 − 20 % и более от общего закачиваемого объема.

Ограничение притока попутной воды − один из широко применяемых методов регулирования. В добывающих скважинах наиболее распространены различные методы изоляции обводненных частей пласта, в нагнетательных − метод выравнивания профилей приемистости. В обоих случаях основная цель регулирования заключается в уменьшении или поддержании добычи водына уровне, предусмотренном проектом, или наиболее полном использовании воды как агента,вытесняющего нефть.

Ремонтные работы по изоляции вод подразделяются на технические и технологические. К последним относят изоляцию подошвенных и закачиваемых вод. Эти виды работ регулируют. Поскольку регулирование посредством изоляционных работ есть воздействие на процесс разработки путем отключения в скважине вскрытой толщи пласта, возможности этого метода ограничены в однородных изотропных пластах или в пластах со слабовыраженной анизотропией и несколько возрастают в пластах слоисто-неоднородных, резко анизотропных.

Проведение изоляционных работ для отключения обводненного пласта (пропластка) − мероприятие, которое может быть приравнено к регулированию с отключением пласта в многопластовом объекте. Это мероприятие, проведенное на поздней стадии разработки на залежах с пластами, резко различающимися по проницаемости и запасам нефти, ведет к повышению текущей добычи нефти, текущей нефтеотдачи, сокращению срока разработки при сокращении объемов отбираемой воды. Об этом свидетельствует опыт применения метода на Ромашкинском, Туймазинском, Мухановском и других месторождениях.

Регулирование с помощью выравнивания профилей приеми­стости в нагнетательных скважинах преследует цель − перераспределение объемов закачки воды по интервалам толщины пласта и направлено на увеличение приемистости низкопроницаемых пропластков за счет сокращения ее по высокопроницаемым, что позволяет существенно повысить безводную нефтеотдачу, улучшить технико-экономическую эффективность процесса извлечения нефти из объектов с проницаемостной неоднородностью.

Для выравнивания профиля приемистости используют добавки к нагнетаемой воде различных агентов, изменяющих ее качества и вытесняющие свойства. Это могут быть добавки различных полимерных соединений, закачка суспензий (например, с гашеной известью) на нефтяной или водяной основе, различных поверхностно-активных веществ (ПАВ). Добавка полиакриламида (0,01 − 0,1 %) приводит к повышению вязкости закачиваемой воды в 1,5 − 10 раз, закачка суспензий гашеной извести дает эффект в повышении коэффициента охвата и снижении обводненности ближайших добывающих скважин продолжительностью 3 − 5 мес, использование пен и ПАВ в опытно-промышленных работах также подтверждает их эффективность.

Оценка технологической и экономической эффек­тивности методов регулирования процесса разработки − обязательное условие их применения. Она проводится спустя некоторое время после внедрения метода регулирования по результатам анализа фактических данных о ходе разработки залежи и сопоставлении технико-экономических показателей с показателями и данными исследова­ний до внедрения метода. Во многих случаях эффективность мероприятий по ре­гулированию процесса выражается в дополнительной добыче нефти по отдельным скважинам, которая подсчитывается как разница в добыче нефти за определенные промежутки времени после проведения мероприятий по регулированию и до их проведения

В чистом виде количественное выражение технико-экономической эффективности можно получить, как правило, при теоретических исследова­ниях. Затруднения в решении этого вопроса вызваны тем, что нет фактических данных о том, как проходил бы процесс разработки без применения метода, и тем, что чаще всего получаемый эффект является результатом одновременного осуществления многих методов регулирования и организационно-технических мероприятий.

Так как применение на залежи метода регулирования проектируется, то в гидродинамических расчетах, проводимых при анализе разработки, или в спе­циальном обосновании применения метода регулирования предусматривается вариант разработки без использования регулирования, который необходим для сопоставления с расчетным вариантом при регулировании процесса, а затем с фактическими данными по залежи.

Экономическое обоснование методов регулирования − неотъемлемая часть работ по установлению необходимости регулирования и выбору её методов. Оно заключается в определении материальных и трудовых затрат для проведения регулирования с целью сопоставления их с показателями затрат на разработку без регулирования и определения экономической эффективности метода, а также для выбора наиболее экономичного метода. Особенно внимательно следует оценивать методы, требующие значи­тельных материальных затрат и связанные с дополнительным бурением, проведением работ по восстановлению или увеличению производительности скважин.

С изменением планового задания ( требованием увеличением добычи нефти), данных о строении эксплуатационного объекта и запасах нефти, при несовершенстве проектных решений осуществляемая система разработки не сможет удовлетворять новым требованиям и применение методов регулирования не даст должного эффекта. В этом случае создают новую систему разработки (сетки скважин и системы воздействия).

ЛЕКЦИЯ 15. МЕТОДИКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Методика разработана в соответствии с Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования и Методическими рекомендациями по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности. В ней изложены экономические обоснования вариантов разработки нефтяного (газонефтяного) месторождения и выбора из них наиболее рентабельного.

Методические рекомендации предполагают единый подход к оценке вариантов разработки нефтяных и газонефтяных месторождений и предназначены для всех организаций, осуществляющих проектирование разработки нефтяных месторождений, а также для лиц и организаций, проводящих экспертизу таких проектов. Они содержат общие положения, основные понятия, показатели экономической оценки, выбор варианта, алгоритм расчета экономических показателей.

15.1. Общие положения

15.1.1. В методических рекомендациях предлагается экономическую оценку вариантов разработки проводить с использованием системы показателей (см. 15.2.1), характерных для рыночной экономики, широко используемых в зарубежной, а сейчас и в отечественной практике.

15.1.2. В процессе экономической оценки будут отражены геолого-физические, технологические, технические и экологические особенности, связанные с разработкой нефтяного (нефтегазового) месторождения.

15.1.3. В экономическую оценку включаются технологические варианты разработки, отличающиеся плотностью сетки скважин, порядком и темпами разбуривания, методами воздействия на залежь, уровнями добываемой нефти, жидкости, вводом из бурения добывающих и нагнетательных скважин, объемом закачиваемой воды, реагентов, способами эксплуатации и др.

15.1.4. Все варианты систем разработки подвергаются экономической оценке по годам, этапам разработки (5, 10, 15, 20 лет), а также в целом за проектный срок.

15.1.5. Экономические показатели разработки нефтяного месторождения определяются в строгом соответствии с проектируемыми по вариантам уровнями технологических показателей.

15.1.6. Экономическая эффективность отражает соотношение затрат и результатов применительно к рассматриваемым технологическим вариантам.

15.1.7. Результатом экономической оценки является выявление наиболее рационального варианта разработки месторождения, отвечающего критерию достижения максимального экономического эффекта от возможно полного извлечения из пластов запасов нефти при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды.

15.1.8. Для стоимостной оценки результатов и затрат могут использоваться базисные, мировые, прогнозные и расчетные цены (смотри 11.2.6).

15.1.9. Система показателей, используемая для определения эффективности проекта разработки, учитывает интересы непосредственных участников реализации проекта, а также интересы федерального и местного бюджетов.

15.1.10. В методических рекомендациях предусматривается:

- приведение предстоящих разновременных расходов и доходов к условиям их соразмерности по экономической ценности в. начальном периоде;

- учет инфляции, влияющей на ценность используемых денежных средств;

- учет рисков, связанных с осуществлением проекта;

- обоснование целесообразности участия в реализации проектов заинтересованных предприятий, банков, российских и иностранных инвесторов, федеральных и региональных органов государственного управления.

15.1.11 Для установления влияния экономических факторов на показатели эффективности разработки рекомендуется оценку технологических вариантов осуществлять в нескольких экономических вариантах, отражающих, например, различные условия сбыта добываемой продукции (внутренний, внешний рынки), изменения действующей налоговой системы (наличие льготного налогообложения или уменьшение налоговых ставок), условия начисления амортизации (традиционная система или ускоренная), различные коэффициенты дисконтирования и др.

15.1.12. Экономическую оценку вариантов разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами следует проводить с учетом Закона О недрах, в котором в целях стимулирования их освоения предусматривается освобождение от выплаты трех налогов: акциза, платы за недра, отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы.

15.1.13. Нефтедобывающее предприятие, имеющее на момент оценки проектного документа налоговые льготы, должно учитывать их в расчетах эффективности технологических вариантов разработки.

15.1.14. Методические рекомендации по экономическому обоснованию систем разработки могут быть использованы в различных проектных документах:

- проект пробной эксплуатации;

- технологическая схема (проект) опытно-промышленной разработки;

- технологическая схема разработки;

- проект разработки;

- уточненный проект разработки (доразработки);

- ТЭО (добывных возможностей, коэффициента нефтеизвлечения, целесообразности ввода месторождения в разработку).

15.1.15. Экономически обоснованная величина коэффициента нефтеизвлечения определяется за период рентабельной эксплуатации объекта. За рентабельный срок принимается период получения положительных значений текущего (годового) дисконтированного потока наличности.

15.1.16. Методические рекомендации предусматривают использование программных средств для решения задач, поставленных в проектных документах.

15.2. Основные понятия

15.2.1. Экономические критерии

Эффективность проекта оценивается системой рассчитываемых показателей, выступающих в качестве экономических критериев.

Для оценки проекта предлагается использовать следующие основные показатели эффективности:

- дисконтированный поток денежной наличности (NPV);

- индекс доходности (PI);

- период окупаемости капитальных вложений;

- внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR).

В систему оценочных показателей включаются также:

- капитальные вложения на освоение месторождения;

- эксплуатационные затраты на добычу нефти,

- доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды РФ).

В разделе 15.3 отражено экономическое содержание упомянутых выше показателей и дается метод их расчета.

15.2.2. Инфляция

Инфляция--это рост общего уровня цен и издержек, сопровождающийся потерей покупательной способности денежной единицы государства. Расчет показателей эффективности проектного документа рекомендуется производить в текущих ценах, т. е. с инфляционной индексацией.

15.2.3. Дисконтирование

Дисконтирование--метод приведения разновременных затрат и результатов к единому моменту времени, отражающий ценность будущих поступлении (доходов) с современных позиций. При установлении значения коэффициента дисконтирования обычно ориентируются на средний уровень ссудного процента (процентной ставки). Уровень коэффициента дисконтирования может также учитывать и риск осуществляемых инвестиций.

15.2.4. Риск

Экономический риск определяется как «опасность, возможность убытка или ущерба», то есть потеря предприятием части своих ресурсов, недополучение доходов или появление дополнительных расходов в результате осуществления определенной производственной или финансовой деятельности.

Экономический риск в проектных документах оценивается анализом чувствительности основных показателей эффективности к изменению различных факторов (цена нефти, налоговые ставки, цены на оборудование, материалы, сырье, электроэнергию и другие элементы, затрат).

15.2.5. Кредит

Кредит--денежная ссуда, покрывающая дефицит финансовых средств предприятия, возникающий при осуществлении деятельности по производству той или иной продукции. Кредит предоставляется на условиях платности за него (процента), срочности, возвратности и других условий, на основе которых складываются отношения кредитора (как правило, банка) и должника (заемщика).

15.2.6. Цены

Для экономической оценки вариантов разработки могут использоваться базисные, текущие (прогнозные), расчетные и мировые цены.

Под базисными понимаются цены, сложившиеся в народном хозяйстве на определенный момент времени. Базисная цена на добываемую продукцию считается неизменной в течение всего расчетного периода и может быть использована, как правило, на стадии оценки проектов пробной эксплуатации, опытно-промышленных работ, в которых расчетный период изменяется от 3 до 7 лет.

При экономической оценке технологической схемы разработки, проекта разработки обязательным является расчет экономической эффективности в текущих (прогнозных) и расчетных ценах.

Текущие (прогнозные) цены отражают изменение цены во времени и определяются с помощью годового (текущего) коэффициента инфляции (см. раздел 15.5).

Для того чтобы правильно оценивать результаты проекта, а также обеспечить сравнимость показателей проектов в различных условиях, необходимо учесть влияние инфляции на расчетные значения результатов и затрат. Для этого следует потоки затрат и результаты приводить в прогнозных (текущих) ценах, а при вычислении интегральных показателей (NPV, IRR, PI) переходить к расчетным ценам, т. е. ценам, очищенным от общей инфляции.

Расчетные цены с помощью коэффициента дисконтирования приводятся к некоторому моменту времени, т. е. соответствуют ценам в этот момент (см. 15.3). Приведение делается для того, чтобы при вычислении значений интегральных показателей исключить из расчета общее изменение масштаба цен, но сохранить (происходящее из-за инфляции) изменение в структуре цен.

15.3. Показатели экономической оценки

15.3.1. Поток наличности (NPV)

Дисконтированный поток денежной наличности--сумма прибыли от реализации и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину инвестиций, направляемых на освоение нефтяного месторождения определяется как сумма текущих годовых потоков, приведенных к начальному году:

,

где, NPV − дисконтированный поток денежной наличности;

Пt − прибыль от реализации в t-м году,

At − амортизационные отчисления в t-м году;

Kt − капитальные вложения в разработку месторождения в t-м году.

Прибыль от реализации

Прибыль от реализации-- совокупный доход предприятия, уменьшенный на величину эксплуатационных затрат с включением в ниx амортизационных отчислений и обшей суммы налогов, направляемых в бюджетные и внебюджетные фонды. Расчет прибыли производится с обязательным приведением разновременных доходов и затрат к первому расчетному году. Дисконтирование осуществляется путем деления величины прибыли за каждый год на соответствующий коэффициент приведения:

,

где, Пt − прибыль от реализации продукции;

Т − расчетный период оценки деятельности предприятия;

Bt − выручка от реализации продукции в t-м году;

Эt − эксплуатационные затраты с амортизацией в t-м году;

Ht − сумма налогов;

Ен − норматив дисконтирования, доли ед.;

t, tp − соответственно текущий и расчетный год.

Выручка от реализации продукции (Bt) рассчитывается как произведение цены реализации нефти и нефтяного газа на их объемы добычи:

Bt = (Цн * Qн + Цг * Qг)_t ,

где, Цн, Цг − соответственно цена реализации нефти и газа в t-м году;

Qн, Qг − соответственно добыча нефти к газа в t-м году.

15.3.2. Внутренняя норма возврата капитальных вложений (IRR).

Внутренняя норма возврата капитальных вложении (IRR) представляет собой то значение нормы дисконта, при котором сумма чистого дохода от инвестиций равна сумме инвестиций, то есть капиталовложения окупаются. Или, другими словами, это то значение норматива дисконтирования, при котором величина суммарного потока наличности за расчетный срок равна нулю:

.

Определяемая таким образом внутренняя норма возврата капитальных вложений сравнивается затем с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. Если расчетное значение IRR равно или больше требуемой инвестором нормы дохода, инвестиции в данный проект оправданы.

15.3.3. Индекс доходности

Индекс доходности (PI) характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарных приведенных чистых поступлений (прибыли от реализации нефти и амортизационных отчислений) к суммарному дисконтированному объему капитальных вложений:

.

15.3.4. Период окупаемости вложенных средств.

Период окупаемости (Пок) − это продолжительность периода, в течение которого начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются ее положительными значениями. Период окупаемости может быть определен из следующего равенства:

,

где, Пок − период возврата вложенных средств, годы.

Иными словами, это тот период, за пределами которого NPV становится и в дальнейшем остается неотрицательным.

15.3.5. Капитальные вложения

Капитальные вложения рассчитываются по годам ввода месторождения в разработку до конца разбуривания и обустройства и далее за пределами этого срока, если имеется необходимость.

Для нефтяных месторождений, обустроенных и уже введенных в разработку, определяется цель капитальных вложений в соответствии с их воспроизводственной структурой: новое строительство, расширение, реконструкция или техническое перевооружение.

Расчет капитальных вложений при составлении проектной документации для разрабатываемых месторождений, особенно если они территориально примыкают к другим месторождениям, должен осуществляться с учетом возможности использования имеющихся мощностей объектов промыслового обустройства для нужд проектируемого объекта.

Расчет капитальных вложений проводится по отдельным направлениям, включающим в себя затраты на бурение скважин и промобустройство (см. 15.5.1).

Капитальные вложения в бурение скважин определяются на основе сметной стоимости 1 м проходки, установленной в зависимости от глубины скважины, количества добывающих, нагнетательных и других скважин, вводимых из бурения.

Расчет капитальных вложений в объекты нефтепромыслового обустройства производится в соответствии с объемными технологическими показателями по каждому варианту разработки и удельными затратами в разрезе отдельных направлений:

- оборудование для нефтедобычи;

- оборудование прочих организаций;

- сбор и транспорт нефти и газа;

- комплексная автоматизация;

- электроснабжение и связь;

- промводоснабжение;

- базы производственного обслуживания;

- автодорожное строительство;

- заводнение нефтяных пластов;

- технологическая подготовка нефти;

- методы увеличения нефтеотдачи пластов;

- очистные сооружения;

- природоохранные мероприятия;

- прочие объекты и затраты.

Капитальные вложения в строительство объектов по сбору и транспорту нефти, комплексной автоматизации технологических процессов, водоснабжению промышленных объектов, электроснабжению, связи и в базы производственного обслуживания определяются умножением удельных капитальных затрат по соответствующему направлению на количество нефтяных скважин, вводимых из бурения, а в заводнение нефтяных пластов--на количество нагнетательных скважин.

Капитальные вложения на подготовку нефти, очистные сооружения рассчитываются умножением удельных капитальных затрат по соответствующему направлению на вводимую в данном году мощность по добыче нефти и очистке.

Капитальные вложения на инфраструктуру рассчитываются в процентном отношении к сумме затрат на нефтепромысловое строительство. Затраты на природоохранные мероприятия исчисляются в процентах от общей суммы капитальных затрат, включая стоимость буровых работ.

15.3.6. Эксплуатационные затраты

При оценке вариантов разработки эксплуатационные затраты могут быть определены по видам расходов--статьям калькуляции или элементам затрат. В настоящих методических рекомендациях изложен способ расчета этих затрат, базирующийся на статьях калькуляции.

Эксплуатационные затраты рассчитываются (см. 15.5.2) в соответствии с удельными текущими затратами и объемными технологическими показателями в разрезе следующих статей:

- обслуживание добывающих и нагнетательных скважин;

- энергетические затраты для механизированной добычи жидкости;

- поддержание пластового давления;

- сбор и транспорт нефти и газа;

- технологическая подготовка нефти;

- капитальный ремонт скважин;

- амортизация скважин.

Затраты на обслуживание добывающих скважин определяются в зависимо от количества действующих скважин и включают в себя заработную плату (основную и дополнительную) производственных рабочих, цеховые расходы, общепроизводственные расходы, а также затраты на содержание и эксплуатацию оборудования.

Энергетические затраты рассчитываются в зависимости от объема механизированной добычи жидкости. При расчете этих затрат исходят из средней стоимости электроэнергии и ее удельного расхода.

Расходы на сбор, транспорт нефти и газа, технологическую подготовку нефти рассчитываются в зависимости от объема добываемой жидкости без учета амортизационных отчислений.

Расходы по поддержанию пластового давления складываются из затрат на обслуживание нагнетательных скважин, затрат на закачку воды. При определении затрат на закачку воды исходят из объема закачиваемой в пласт воды, ее стоимости и энергетических затрат. Норматив для определения энергетических затрат при закачке воды в пласт устанавливается исходя из удельного расхода электроэнергии и стоимости 1 кВт-ч электроэнергии.

Амортизация основных фондов рассчитывается исходя из их балансовой стоимости и действующих норм на их полное восстановление.

Кроме традиционных статей калькуляции в составе эксплуатационных затрат на добычу нефти и газа учтены расходы на экологию, платежи за кредит, а также налоги, относимые на себестоимость добываемой продукции.

15.3.7. Методы начисления амортизации

Амортизационные отчисления являются одним из источников воспроизводства основных фондов. При их оценке могут быть использованы различные способы начисления амортизации: линейный (пропорциональный) и ускоренный.

Наиболее широкое применение в настоящее время имеет линейный или пропорциональный метод начисления амортизации. Этот метод предусматривает расчет амортизационных отчислений на реновацию, исходя из среднего срока службы основных фондов. За этот срок балансовая стоимость этих фондов полностью переносится на издержки производства. Как правило, этот норматив в нефтяной отрасли принимается на уровне 10 − 20 %. Если месторождение уже разрабатывается и существуют ранее созданные фонды, то при расчете амортизационных отчислений должны быть учтены не только вновь, но и ранее созданные фонды.

Ускоренная амортизация предусматривает полное перенесение балансовой стоимости основных фондов на издержки производства в более короткие сроки, чем это предусмотрено по действующим нормам амортизационных отчислений. Тем самым появляется возможность создания резервного фонда, используемого для новых капитальных вложений и расширения производственных мощностей.

15.3.8. Налоговая система

Оценка вариантов разработки должна проводиться в соответствии с налоговой системой, установленной в законодательном порядке.

Ниже следует перечень налогов, отчисляемых в бюджетные и внебюджетные фонды РФ, и показан порядок их расчета:

- налог на добавленную стоимость исчисляется в размере 20 % от цены нефти, включая акцизный сбор;

- акцизный сбор рассчитывается по ставкам, дифференцированным по нефтедобывающим предприятиям в руб./т;

- налог на имущество учитывается в расчетах в размере 2 % от среднегодовой стоимости основных фондов;

- налог на прибыль исчисляется в размере 35 % от балансовой прибыли, остающейся от выручки после компенсации эксплуатационных затрат и выплаты всех налогов.

При расчете налогооблагаемой прибыли должна учитываться предоставляемая предприятиям по закону льгота в части освобождения от налога затрат на развитие производства в сумме, снижающей налогооблагаемую прибыль на 50 %.

Налога и платежи, учитываемые в составе эксплуатационных затрат:

от цены нефти за вычетом налога на добавленную стоимость и акцизного сбора рассчитываются:

- плата за недра – 6 % − 16 %;

- отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы – 10 %;

- отчисления в дорожный фонд – 1 %;

- отчисления в страховой фонд – 1 %;

от фонда оплаты труда исчисляются следующие платежи:

- государственный фонд занятости – 2 %;

- фонд социального страхования – 5,4 %;

- фонд медицинского страхования – 3,6 %;

- пенсионный фонд – 28 %;

- от эксплуатационных затрат на добычу нефти определяется фонд НИОКР – 1,5 %;

- плата за землю рассчитывается в зависимости от размера площади месторождения в руб./га.

15.3.9. Источники финансирования

При оценке вариантов разработки необходимо определять источники финансирования капитальных вложений. К их числу могут быть отнесены собственные средства предприятия (прибыль предприятия реинвестированная в производство, амортизационные отчисления), а также заемные. Кроме того, на инвестирование могут быть направлены акции предприятия.