Оценка эффективности обустройства восточной части Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М.ГУБКИНА

Кафедра производственного менеджмента

программа 080500.08 «Управление проектами»

Выпускная квалификационная работа на соискание степени

магистра менеджмента на тему:

«Оценка эффективности обустройства восточной части Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения»

Москва, 2013 г.

Содержание

Введение

1. Характеристика района проведения работ и объекта разработки

1.1 Природно-климатические условия реализации проекта

1.2 Геологическое строение объекта разработки

1.3 Характеристика выбранного варианта разработки

2. Методические подходы к оценке эффективности инвестиций проектных решений в нефтегазовой промышленности

2.1 Сущность проектного анализа

2.2 Методы оценки финансовой рентабельности проектных решений

2.3 Методы оценки проектных рисков

3. Оценка финансовой рентабельности обустройства восточной части усть-вахской площади самотлорского месторождения

3.1 Характеристика системы обустройства площади

3.2 Оценка эффективности обустройства площади

3.3 Оценка проектных рисков

4. Оценка воздействия проекта на окружающую среду

4.1 Мероприятия по охране экологии в районе обустройства Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения

4.2 Охрана растительного и животного мира

4.3 Экономическая эффективность природоохранных мероприятий

Выводы

Список используемых источников

Приложения

Введение

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) занимает ведущее место в экономике Российской Федерации. Предприятия ТЭК дают более четверти объема производства промышленной продукции России, более трети всех налоговых платежей и других доходов в бюджетную систему, более половины поступлений страны от экспорта. Капитальные вложения в отрасли ТЭК за счет всех источников финансирования составляют около одной трети от общего объема инвестиций. Крупнейшая составляющая ТЭК - нефтегазовый комплекс. Доля нефтегазового комплекса в налоговых поступлениях в государственный бюджет от ТЭК составляет более 90 %, в инвестициях в основной капитал превышает 70 %. Нефтяная промышленность - наиболее динамично развивающаяся в последние годы отрасль экономики России - играет значительную роль в социально-экономической жизни страны, выступает важным элементом мировой системы нефтеобеспечения. В России сосредоточено около 13 % мировых разведанных запасов нефти и более 36 % мировых разведанных запасов газа. По объему экспорта газа и нефти Россия занимает соответственно первое и второе места в мире.

В последние годы, благодаря высоким мировым ценам на нефть наметилась устойчивая тенденция роста инвестиций в нефтяную отрасль. В 2010 году объем добычи нефти в РФ составил 505,2 млн.т, а в ноябре 2010 года был достигнут абсолютный максимум добычи в постсоветсткое время (с 1991 г.). Это стало возможным благодаря вовлечению в разработку новых сравнительно небольших месторождений, которые требуют значительных инвестиций и новых подходов в решении технологических проблем.

Одним из таких, ранее не разрабатываемых участков, является Усть-Вахская площадь Самотлорского месторождения. Гигантское Самотлорское месторождение было открыто в 60-е годы прошлого века. Первая добывающая скважина была пробурена в 1969 году. 1980 году, одиннадцать лет спустя, Самотлор достиг пика добычи - 158,9 млн. т/год. Миллиардная тонна нефти была извлечена из недр месторождения в 1981 году. Но конец изобилия наступил после распада Советского Союза в начале 90-х. В 1999 году - меньше, чем через двадцать лет после пика добычи, производство нефти на Самотлоре упало в 8 раз - до 19,9 млн. т.

Усть-Вах - одна из наиболее известных страниц в разработке Самотлора в последние годы. Площадь расположена на берегах реки Вах, в восточной части месторождения. Компания использовала серьезные проектные решения ведения работ в пойменной зоне реки Вах, которые раньше не рассматривалось в силу технологических и экологических рисков. В течение 2005-2007 гг.. Компанией ТНК-ВР поэтапно были реализованы 1 и 2 очереди разработки Усть-Вахской площади, было построено 9 кустовых оснований и пробурено 169 скважин.

Целью данного исследования является оценка рентабельности ввода в разработку запасов 3-ей очереди Усть-Вахской площади, полное и рациональное использование природных ресурсов Самотлорского месторождения, выполнение утвержденного плана разработки месторождения, минимизация ущерба причиняемого окружающей природной среде и обеспечение высокой надежности и безаварийности нефтепромыслового оборудования.

Для достижения поставленной цели было необходимо решить ряд взаимосвязанных и взаимообусловленных задач:

· проведение комплексной оценки эффективности разработки месторождения;

· оценка технологических и экономических рисков;

· расчет денежных потоков и основных макроэкономических показателей при различных сценариях мировой цены на нефть;

· экономическое обоснование целесообразности инвестиций.

1. Характеристика района проведения работ и объекта разработки

1.1 Природно-климатические условия реализации проекта

Климат рассматриваемого района континентальный. Зима суровая, холодная, продолжительная, с сильными ветрами и метелями, осенними ранними и поздними весенними заморозками. Лето сравнительно короткое, но довольно теплое.

Абсолютный минимум температуры достигает минус 57⁰ С, абсолютный максимум плюс 34⁰ С. Средняя продолжительность безморозного периода составляет 98 дней.

Климат района относится к типу влажного. За год выпадает 510 мм осадков, основное количество которых - 403 мм приходится на теплое время года: с апреля по октябрь, в холодный период (с ноября по март) - 107 мм. Наибольшее количество осадков наблюдается в августе - 81 мм, наименьшее - в феврале - 28 мм. Продолжительная и холодная зима благоприятствует значительному накоплению снега. Время выпадения нового снега близко к дате перехода средней суточной температуры воздуха через 0⁰ С. Обычно появление снежного покрова наблюдается в начале октября (10.X), а к 23.X образуется снежный покров, который лежит всю зиму. Максимальной высоты снежный покров достигает во второй декаде марта. Средняя (из наибольших) высота снежного покрова за зиму составляет на защищённых участках 76 см, а на открытых - около 50 см.

Среднемесячная относительная влажность воздуха, характеризующая степень насыщения воздуха водяным паром, в течение года меняется от 66 до 82%. Наиболее высокая относительная влажность отмечается в октябре, ноябре наименьшая в июне. Средняя годовая скорость ветра составляет 3,6 м/с. Число дней с сильным ветром (более 15 м/сек) равно 10,6.

Значительное повышение уровня загрязнения воздушного бассейна, как правило, наблюдается при застоях воздуха и штилях (низкие скорости ветра - от 0 до 1 м/с). Положительную роль в очищении атмосферы играют интенсивное перемешивание воздушных масс, которое может складываться на фоне повышенных скоростей ветра и других факторов, а также осадки, обеспечивающие вымывание примесей из атмосферы.

Родовые угодья, памятники культуры коренного населения на территории строительства отсутствуют. Коренное население не использует рассматриваемый район для охоты и сбора съедобных ягод.

Ближайшим к месторождению населенным пунктом является г.Нижневартовск, находящийся на расстоянии 15 км от месторождения.

Географически Усть-Вахская площадь размещена в центральной части Западно-Сибирской низменности, в юго-восточной части Самотлорского месторождения, в левобережной пойме р. Вах (рис.1.1).

инвестиция нефтегазовый рентабельность месторождение



Рис.1.1. Местоположение Усть-Вахской площади

Рассматриваемая территория представляет слабодренированную равнину. Рельеф территории плоско-волнистый и плоский, территория находится в условиях избыточного постоянного увлажнения.

В геологическом строении рассматриваемой территории принимают участие грунты верхнечетвертичного возраста аллювиального и озерно-аллювиального происхождения. Аллювиальные отложения представлены песками и супесями. На заболоченных участках эти грунты перекрыты современными болотными отложениями, представленными торфом. Техногенные отложения переставлены насыпными грунтами (песком). Болотные отложения представлены торфом. Мощность торфа изменяется от 0,5 до 2,0 м.

Гидрографическая сеть осваиваемой площади месторождения представлена рекой Вах с многочисленными протоками и старицами. Проектируемые объекты располагаются в пойменной части р. Вах. Поэтому территория может подвергаться воздействию эрозионных и оползневых процессов, которые приводят к изменениям береговой линии.

Рассматриваемая территория находится в Западно-Сибирской таежно-лесной области. На территории размещения проектируемых объектов выделены следующие типы почв: торфянисто-подзолистые, болотные верховые и низинные торфяные, аллювиальные лугово-болотные, аллювиальные дерновые. Наиболее представлены и занимают большую часть Усть-Вахской площади аллювиальные почвы. Аллювиальные почвы (пойменные) характеризуются регулярным затоплением паводковыми водами и отложением на поверхности почв свежих слоев аллювия.

По лесорастительному районированию рассматриваемая территория относится к подзоне средней тайги таежной зоны Западно-Сибирской равнины. На хорошо дренированных территориях доминируют в основном темнохвойно-кедровые леса, в переувлажненных местах на водоразделах, склонах встречаются леса с участием сосны. В составе недревесных ярусов лесов доминируют кустарнички - багульник, брусника, голубика, черника. Из деревьев преобладает кедр или, реже, другие темнохвойные - ель или пихта. Пойменные леса р. Вах в прирусловых участках образованы древовидными ивами, и, в меньшей степени, осокорем. На высоких гривах и валах центральной поймы можно встретить осиновые и березовые леса. В пойменных лесах р. Вах широко развито пойменное разнотравье, злаки и осоки.

По результатам геоботанических обследований на территории месторождения видов растений, занесенных в Красную Книгу РФ, нет.

Лесной фонд на территории обустраиваемой часть Усть-Вахской площади отнесен к лесам III группы.

Видовой состав и численность населения животных на территории Усть-Вахской площади обуславливается физико-географической характеристикой территории. На территории месторождения обитает три вида земноводных. Фауна пресмыкающихся представлена двумя видами. Птицы представлены до 80 видами. По численности среди млекопитающих абсолютно доминируют насекомоядные и грызуны, на долю которых приходится более 99% суммарного обилия. К настоящему времени не существует достоверных находок редких видов животных на данной территории.

К наиболее продуктивным охотничьим угодьям в районе восточной части Усть-Вахской площади относится долина р. Вах. В весенний и осенний период здесь скапливается большое количество водоплавающей дичи, а зимой в ивняках и лиственных лесах поймы концентрируется лось, заяц, обычен тетерев, белая куропатка. Следующими по значимости охотничьими угодьями в рассматриваемом районе являются коренные кедровые леса, наиболее привлекательные для белки, соболя, рябчика. В лесах вдоль малых рек обычна норка, сосняки - типичные угодья для глухаря.

Ихтиофауна р.Вах представлена следующими видами рыб: молодь нельмы, стерлядь, язь, судак, щука, елец сибирский, плотва, окунь, ерш, карась, налим, лещ.

Восточная часть Усть-Вахской площади находится на начальном этапе освоения, что обуславливает незначительное воздействие производственной деятельности на экосистемы территории. На территории отмечены линейные и локальные нарушения растительного покрова, связанные как со строительством линейных нефтепромысловых сооружений, разработкой гидронамывного карьера, так и с пожарами и вырубками.

Существенного площадного загрязнения почв нефтью и другими, опасными для окружающей среды веществами, на территории площади не отмечено.

1.2 Геологическое строение объекта разработки

У Усть-Вахская площадь является краевой зоной гигантского Самотлорского месторождения, находится в зоне деятельности ОАО «Самотлонефтегаз», расположена в центральной части Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Длительное время объекты Усть-Вахской площади не были введены в промышленную эксплуатацию. Это было связано с тем что, практически вся площадь расположена в природоохранной зоне реки Вах, а большая часть запасов относится к низкопродуктивному пласту АВ₁^1-2 (в обиходе употребляется название «Рябчик»), эффективной технологии разработки которого до недавнего времени не существовало. Также разработка Усть-Вахской площади требовала перенос строительства скважин и объектов обустройства на левый берег реки Вах, что несло определенные технологические и экономические трудности.

На сегодня на Усть-Вахской площади проведен большой объем геологоразведочных работ, в результате которых промышленная нефтеносность была установлена по шести пластам: АВ₁^1-2, АВ₁³, АВ_2-3, БВ₈⁰ , БВ₈^1-3, БВ_10.

Общий объем запасов нефти в пределах участка составляет: геологические - 185,5 млн.т, извлекаемые -- 78,1 млн.т. Распределение запасов по нефтеносным пластам приведено на рис.1.2. и в табл. 1.2 (Категории А, В - доказанные, С1, С2 -вероятные).

Рис.1.2. Распределение запасов по нефтеносным пластам

Как видно из графика, 98,7% запасов сосредоточено в 4-х нефтедобывающих пластах - АВ₁^1-2, АВ₁³, БВ₈⁰ , БВ₈^1-3_.. Из них, основная доля приходится на пласт АВ₁^1-2 («рябчик») -60,6% доказанных и 51,8% извлекаемых запасов. Соотношение запасов по четырем основным пластам представлено на рис.1.3.

Рис.1.3. Соотношение запасов по четырем основным нефтеносным пластам

Краткая геолого-физическая характеристика пластов Усть-Вахской площади приведена в табл.1.1. и табл.1.2.

Таблица 1.1. Основные геолого-физические характеристики пластов Усть-Вахской площади

Параметры	Пласты
	АВ11-2	АВ13	АВ2.3	БВ8°	БВ81-3	БВ10
Общая толщина средняя, м	23,8	16,35	26,1	18,7	26,7	_
Коэф. песчанистости, доли единиц	0,72	0,673	0,356	0,52	0,747	0,29
Пористость, %	24,1	26,2	26,2	22,9	22,8	21,7
Проницаемость, мк2м	33,4	245	282,7	240,3	201,7	62,2
Пластовое давление, МПа	16,1	17,1	_	17,0	20,1	20,2
Пластовая температура, °С	53	57	_	70,3	72	72
Давление насыщения, МПа	8,0	9,4	_	8,2	10,7	10,85
Газовый фактор (при ступен. сепарации), мЗ/т	39,4	54,3	-	56,2	69,1	78,9
Плотность сепариров. нефти
при20°С, тн/мЗ
-после однократ. сепарации	0,856	0,858	_	0,848	0,846	0,841
-после ступенч. сепарации	0,851	0,849	_	0,842	0.833	0,837
Плотность выделив, газа
при20°С, кг/мЗ
при однократ. сепарации	0,92	1,045	_	1,213	1,053	1,129
-при ступенч. сепарации	0,765	0,805	-	1,072	0,851	-

1.3 Характеристика выбранного варианта разработки

Для принятия технических решений при разработке проекта обустройства Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения рассмотрены следующие варианты:

1. Конструктивное исполнение кустового основания.

2. Система прокладки трубопроводов (однотрубная, двухтрубная, комбинированная)

3. Способ прокладки трубопроводов в пойме реки Вах (подземная, в теле автомобильных дорог и надземная - на опорах).

Выбор труб для строительства.

Электроснабжение промысловых объектов (на напряжении НО КВ от системы ОАО «Тюменьэнерго»; на напряжении 35кВ от системы ОАО «Тюменьэнерго» и частично от ГИЭС, работающей на попутном нефтяном газе УПСВГ-41.)

По конструктивному исполнению кустового основания рассмотрены два технических решения:

техническое решение 1 - для кустов с количеством скважин более 24 штук;

техническое решение 2 - для кустов с количеством скважин 24 и менее штук.

Техническое решение 1 рассмотрено на примере куста-представителя №4086 на 36 скважин, техническое решение 2 - на примере куста-представителя №4084 на 16 скважин.

В каждом техническом решении рассмотрены различные варианты компоновки скважин на кусте: однорядное, двухрядное и трехрядное бурение, а также различное количество скважин в группе: 2 скважины и 4 скважины. Проведенный технико-экономический анализ показал, что наиболее экономичным вариантом является одновременное разбуривание куста скважин двумя буровыми станками с двумя скважинами в группе. Такое решение позволит, при несколько больших объемах капитальных вложений в строительство куста, ускорить добычу нефти и, соответственно, возврат вложенных средств. При разбуривании куста с количеством скважин менее 24 одним станком наиболее предпочтительным является бурение однорядного куста с двумя скважинами в группе.

По прокладке трубопроводов рассмотрено три варианта: однотрубная, двухтрубная и комбинированная. Для сравнения вариантов рассматривалась прокладка трубопроводов в присыпной берме к автодороге. Технико-экономический анализ показал, что наиболее предпочтительным оказался вариант однотрубной прокладки нефтесборных сетей. При этом уменьшается протяженность трубопроводов, их металлоемкость, объем отсыпаемого грунта, и соответственно, стоимость строительства. Недостатком данного варианта является большая по сравнению с остальными вариантами недодобыча нефти в случае нештатной ситуации (порыва трубопровода).

Рассмотрены варианты по способу прокладки трубопроводов: подземная, в теле автомобильных дорог и надземная - на опорах. Вариант подземной прокладки трубопроводов предусмотрен с установкой узлов запорной арматуры выше 1% уровня ГВВ для возможности их круглогодичного обслуживания. Вариант надземной прокладки трубопроводов предусмотрен на опорах выше 1% уровня ГВВ с отсыпкой площадок под запорную арматуру для круглогодичного обслуживания. Прокладка трубопроводов в теле автомобильных дорог осуществляется в присыпной берме выше 10% уровня ГВВ, что позволяет обеспечить постоянный доступ как к запорной арматуре, так и к самому трубопроводу. Недостатком первых двух вариантов является невозможность их обслуживания и ремонта в паводковый период, в связи с чем в случае порыва трубопровода возможен больший разлив нефти и, соответственно, затраты на ликвидацию аварий и штрафы. Так же увеличивается недодобыча нефти в следствии более длительно (на период паводка) остановки трубопровода. Кроме того вариант прокладки трубопроводов на эстакаде более капиталоемкий. Варианты подземной прокладки и прокладки в теле дороги по экономическим показателям примерно одинаковы, но учитывая, что вариант прокладки трубопроводов в берме автодороги уменьшит негативные последствия на окружающую природную среду и более удобен при эксплуатации трубопроводов, рекомендуется принять к реализации вариант прокладки трубопроводов в теле автодороги.

В проекте рассмотрены варианты применения различных типов труб в коррозионно-защищенном исполнении: металлические трубы повышенной коррозионной стойкости и трубы с внутренним и наружным антикоррозионным покрытием, стеклопластиковые трубы различного исполнения, гибкие коррозионностойкие трубы. Критериями для выбора труб были определены: расчетный срок службы, стоимость труб и их строительства, эксплуатационные затраты на их обслуживание и ремонт, инженерно-геологические условия и период строительства. Проведенный анализ показал, что наиболее пригодными для строительства трубами, являются металлические трубы повышенной коррозионной стойкости с внутренним и наружным антикоррозионным покрытием. При определенных условиях строительства возможно и применение на отдельных направлениях стеклопластиковых труб.

Рассмотрены варианты электроснабжения объектов левобережной части Усть-Вахской площади как на напряжении 110кВ от системы Тюменьэнерго, так и на напряжении 35кВ от системы Тюменьэнерго с дополнительным строительством на левобережной части газопоршневой электростанции, работающей на попутно добываемом газе. В варианте электроснабжения на напряжении 110кВ предусматривается строительство ПС-110/35 кВ и линии ВЛ-110кВ. Во втором варианте предусмотрено строительство ВЛ-35кВ от той же ПС и строительство 7 модулей газопоршневых мотор-генераторов единичной мощностью 3385 кВт, напряжением 6кВ, для частичного покрытия потребности в электроснабжении объектов обустройства. Технико-экономический расчет показал, что наиболее выгодным является вариант электроснабжения на напряжении 110кВ от системы Тюменьэнерго.

Как результат приняты следующие основные технические решения:

1) По конструктивному исполнению кустового:

- для кустов разбуриваемых одним станком с количеством скважин до 24 - однорядное расположение скважин с двумя скважинами в группе, а при бурении двумя станками - двухрядное;

- для кустов с количеством скважин более 24 - двухрядное бурение двумя станками с двумя скважинами в группе.

2) По системе прокладки трубопроводов решено принять однотрубную прокладку для нефтесборных сетей.

3) По способу прокладки трубопроводов в пойме реки Вах строительство трубопроводов осуществить в присыпной берме к автодороге.

4) Для строительства трубопроводов в пойме р. Вах принять металлические трубы с внутренним и внешним коррозионно-защитным покрытием.

В соответствии с «Технологической схемой опытно-промышленной разработки Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения», на левобережной части р.Вах предполагалось к бурению 250 скважин (160 добывающих, 64 нагнетательных, 26 -водозаборных). Максимальная добыча жидкости при этом должна составить 11,8 млн.т/год (3-ий год с начала разработки), нефти - 3,8 млн.т/год (2-й год), закачка воды 15,4 млн.м³ (3-ий год).

Освоение левобережной части предполагалось проводить поэтапно с выделением первоочередного участка (проект выполнен 1-ым этапом), включающего 138 скважин (89 добывающих и 49 нагнетательных) с максимальными уровнями добычи жидкости 8,1 млн.т/год, нефти 2,4 млн.т/год, максимальной закачкой воды - 9,6 млн.м³/год.

В состав обустройства первоочередных объектов вошли четыре кустовых основания с размещением на них по 2 куста-спутника (кусты 4080, 4081, 4085, 4086), строительство к ним коммуникаций: подъездных дорог (7,7 км), нефтесборных трубопроводов (6,5 км) и высоковольтных линий электропередач (ВЛ-6кВ - 15 км), строительство двух электрических подстанций ПС 35/6 кВ и линий 35 кВ (5,2 км), строительство напорного нефтепровода (4,2 км).

Добыча нефти с первоочередных кустов осуществляется под собственным давлением на комплексный сборный пункт КСП-9.

2-ым этапом проекта предусмотрено:

· строительство подстанции ПС 110/35 кВ в закрытом исполнении. Подстанция 110/35 кВ размещается на территории смежной с площадкой УПСВ-41. Мощность запроектированной подстанции - 2x40 МВт;

· бурение 138 скважин (71 добывающих, 34 нагнетательных, 6 водозаборных);

· инженерную подготовку и обустройство 5-ти кустовых площадок;

· УПСВ-41;

· КНС-41 с комплексом очистных сооружений;

· вертолетную площадку;

· нефтесборные сети, высоконапорные водоводы к кустам скважин;

· подъездные дороги с мостовыми переходами;

· подстанции 35/6 кВ и линии ВЛ-35 и 6 кВ;

· напорный нефтепровод;

· опорные пункты бригад.

Обустройство площадочных объектов.

На кустовых площадках предусматривается сбор промышленно-ливневых стоков. Дренажный сток отводится по трубе в дренажно-канализационную емкость с последующим вывозом для утилизации на очистные сооружения КСП-9. По трассе дренажа устанавливаются смотровые колодцы.

Часть территории комплекса в районе размещения УПСВ по периметру ограждается обваловкой высотой 1,0 м. Поверхность обвалования укрепляется синтетическим нетканым материалом (дарнит, геотекстиль) с последующей плакировкой растительным грунтом и посевом трав. Вдоль обвалования устраивается водоотводная канава для сбора поверхностного стока и отведения его в сборный приямок. Технологические площадки запроектированы с покрытием из бетонных плит и ограждены бордюрами. Сбор загрязненного стока с них осуществляется через дождеприемные колодцы в систему канализации.

В связи с тем, что объекты обустройства размещаются в затапливаемой пойме р.Вах особое внимание было уделено надежности конструкций и безопасной эксплуатации объектов. Инженерная подготовка кустов скважин выполнена возведением насыпи из минерального грунта. Откосы насыпи кустовых оснований выполняются пологими (уклон 1:3) и укрепляются гидроизоляционным материалом «Нетма-Теплонит». Угловые конусы откосов насыпи, попадающие в пойменное течение и подверженные размыву, дополнительно укрепляются бетонными плитами (1,0x1,0x0,16 м).

В соответствии со схемой бурения на кустовом основании размещаются по одному кусту скважин или по два куста-спутника. Кусты-спутники разделены обвалованием высотой 1 м. Расстояние между обвалованиями кустов - 50 м.

На каждом кусте скважин предусмотрен комплекс сооружений для добычи нефти, закачки воды, электрообеспечения объектов, системы контроля и автоматики, природоохранных мероприятий.

Продукция скважин под собственным давлением транспортируется по системе нефтесборных сетей на УПСВ-41 и далее на подготовку на КСП-9.

Коммуникации.

Основными критериями выбора трасс являются минимизация ущерба, причиняемого окружающей природной среде, обеспечение высокой надежности и безаварийности проектируемых трубопроводов в период эксплуатации. Все проектируемые линейные сооружения (автодорога, трубопроводы, ВЛ) размещаются в одном технологическом коридоре с минимальными разрывами между линейными коммуникациями с целью сокращения площади отводимой земли.

Автодороги. Транспортная связь.

Транспортная связь с первоочередными объектами обустройства осуществляется от автодороги куста 1250 через паромную переправу. Автомобильные дороги возводятся методом насыпи из грунта карьера №77. Дороги запроектированы в незатапливаемом варианте, общей протяженностью 20,28 км. (1+2этапы). Покрытие - центральные магистрали с твердым покрытием, остальные участки дорог - шлаковый щебень.

Для обеспечения устойчивости земляного полотна от размыва конструкция дороги принята: с верховой стороны течения - с откосами 1:3 с укреплением нетканым синтетическим материалом, с низовой стороны (затапливаемая часть) - 1:5. Дополнительно предусмотрено укрепления обочин посевом трав.

Для обеспечения свободного пропуска воды проектом предусмотрено строительство 14 мостовых переходов.

Для обеспечения бесперебойной транспортной связи объектов строительства с правым берегом (особенно в период паводка и ледохода) проектом предусмотрено строительство вертолетной площадки в районе УПСВ-41.

Для отсыпки площадочных объектов и подъездных дорог необходимо 8,85 млн. м³ грунта.

Трубопроводы.

Принимая во внимание ответственность трубопроводов, высокую степень экологической уязвимости района строительства, в проекте приняты трубы повышенной коррозионной и эксплуатационной стойкости. Кроме того проектом предусмотрено применение этих труб и деталей трубопроводов с наружной и внутренней антикоррозионной изоляцией, нанесенной в заводских условиях с защитой сварных стыков втулками.

Строительство трубопроводов осуществляется в одну нитку. Строительство напорного нефтепровода УПСВ-41 КСП-9 в пойменной части и на переходе через р.Вах предусмотрено с резервной ниткой под дном русла реки методом наклонно-направленного бурения. Основные нитки нефтесборных сетей и напорный нефтепровод оснащены камерами пуска-приема очистных устройств для возможности очистки внутренней полости трубопроводов от мехпримесей и парафиновых отложений, а также возможности пропуска внутритрубных диагностических интеллектуальных снарядов.

Укладка нефтесборных трубопроводов и высоконапорных водоводов выполняется в присыпной берме к автомобильной дороге, что позволяет производить их обслуживание и ремонт в любое время.

Для реализации проектных решений в целом по обустройству Усть-Вахской площади (I этап, II этап) проектом был предусмотрен объем капитальных вложений в размере 7 970 млн.руб. в ценах 2004г. ( ~280 млн.$).

Работы по бурению и обустройству 1-го и 2-этапа месторождения проводились с привлечением лучших подрядных организаций Западно-Сибирского региона. Подрядчики определялись на тендерной основе из числа заранее отобранных, предложивших наилучшие ценовые и технические условия, имеющих положительный накопленный опыт выполнения аналогичных работ.

В процессе реализации первых дух этапов, по результатам полученных данных бурения проводилось уточнение гидродинамической модели, что привело к существенным изменениям в графике бурения и уменьшению количества пробуренных скважин. Планировалось пробурить 250 скважин, из которых 160 добывающие, фактически пробурено 169 скважин, из которых 90 - добывающие. Данные по планируемым и фактическим объемам бурения 1 и 2 этапов представлены в таблицах 1.3. и 1.4.

Таблица 1.3. Объемы бурения по 1 этапу

Назначение скважин	Куст 4080	Куст 4081	Куст 4085	Куст 4086	Всего по 1 этапу:
	Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт
Добывающие	23	11	27	19	20	14	19	17	89	61
Водозаборные	5	5	5	4	3	4	6	4	19	17
Нагнетательные	8	12	10	9	6	9	6	6	30	36
Итого	36	28	42	32	29	27	31	27	138	114

Таблица 1.4. Объемы бурения по 2 этапу

Назначение скважин	Куст 4082	Куст 4087	Куст 4088	Куст 4090	Куст 4092	Всего по 2 этапу:
	Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт
Добывающие	9	6	14	5	16	7	24	8	8	3	71	29
Водозаборные	0	1	1	1	3	1	3	2	0	1	7	6
Нагнетательные	6	4	7	6	8	4	8	3	5	3	34	20
Итого	15	11	22	12	27	12	35	13	13	7	112	55

В настоящее время 1 и 2 этап разработки Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения завершен. В данной диссертации рассматривается возможность реализации 3-го этапа разработки на месторождения с бурением и вводом 70 скважин (из них 44 добывающих и 25 нагнетательная скважин и 1 водозаборная). Прогнозная добыча за период реализации Проекта составит 6 769,8 тыс.т, прогнозируемые инвестиции за весь период реализации проекта (15 лет) - 147 921 тыс.долл.

3-ий этап включает:

Обустройство третьего этапа развития проекта включает в себя строительство следующих объектов:

· кустовые основания 7 штук;

· бурение скважин - 70 шт. (в том числе 44 добывающих, 25 нагнетательных и 1 водозаборная);

· автомобильные дороги 6,9 км;

· нефтесборные сети 12 км;

· водоводы 27 км;

· линии электропередач 18 км;

· подстанции 35/6 кВ 2 шт.

В связи с тем, что объекты обустройства размещаются в затапливаемой пойме р.Вах особое внимание было уделено надежности конструкций и безопасной эксплуатации объектов. Основные технические решения по обустройству кустовых оснований, строительству автодорог, трубопроводов, ЛЭП, подстанций приняты такие же, как и в первых двух этапах.

Стоимость капитальных вложений и эксплуатационных затрат рассчитывалась на основе удельных фактических затрат по 1 и 2 этапу с введением поправочного инфляционного коэффициента.

2. Методические подходы к оценке эффективности инвестиций проектных решений в нефтегазовой промышленности

2.1 Сущность проектного анализа

Проектный анализ представляет собой особый подход, который позволяет объективно оценить финансовые, экономические и другие достоинства и недостатки инвестиционных проектов. Он является инструментом принятия разумных решений по рациональному распределению ресурсов для развития предприятий и экономики страны.

Проектный анализ основывается на предпосылке, что удачные («хорошие») проекты ведут к улучшению качества жизни и к экономическому росту. Таким образом, цель проектного анализа состоит в решении задачи максимизации общественного или частного благосостояния с учетом ряда специальных целей или ограничений.

Основная идея проектного анализа состоит в установлении «ценности» проекта, для чего надлежит установить, превышают ли выгоды, получаемые от проекта, затраты на его осуществление.

Итак, проектный анализ, как метод всесторонней оценки инвестиционных решений, служит средством организации выбора лучшего среди альтернативных вариантов на основе моделирования ситуации конкурентного рынка.

В практической плоскости проектный анализ представляет собой подход, позволяющий объективно оценить финансовые, экономические и другие достоинства и недостатки инвестиционных проектов.

Следует отметить, что методика проектного анализа постоянно совершенствуется, открывая новые сферы его применения. Уточняются теоретические основы оптимизации проектных решений, методы учета риска реализации проектов, другие элементы этой научной дисциплины.

Инвестиционные проекты в НГК имеют значительную протяженность во времени. Любой из них проходит в своем развитии путь от состояния, когда «проекта еще нет», до состояния, когда «проекта уже нет». Моменты «начала» и «окончания» проекта субъективны и зависят от участников.

Для описания удобно разбить все время жизни инвестиционного проекта на этапы. Так возникает еще одно важное понятие - «жизненный цикл проекта» (проектный цикл).

Состояния, через которые проходит проект, согласно сложившейся практике называют фазами, этапами, стадиями. Ввиду многообразия самих проектов, сложности процесса их реализации, дать универсальный подход к разделению этого процесса на фазы практически невозможно. Решая такую задачу, участники проекта могут руководствоваться своей ролью в проекте, своим опытом и конкретными условиями его выполнения. Поэтому на практике деление проекта в НГК на фазы может быть самым разнообразным.

Важно одно: такое деление должно фиксировать моменты, в которых принципиально изменяются состояния проекта и принимаются решения о возможном направлении его развития.

Для потенциального инвестора важно иметь возможность сопоставления различных проектов. Поэтому, несмотря на разнородность и разнообразность инвестиционных проектов, их представление, в том числе и во времени, приходится унифицировать. Здесь возникает проблема разумного компромисса между необходимостью учета уникальности каждого проекта, в т.ч. отраслевых особенностей, и обеспечения сопоставимости полученных описаний многих проектов, которые могут стать объектом практической реализации.

Проектный цикл для нефтегазовой промышленности соединяет в себе проектный цикл Всемирного банка, цикл жизни месторождения и особенности его разработки и эксплуатации. Ниже рассмотрено содержание всех 11 основных его этапов, отражающих специфику отрасли и инвестиций в ее развитие.

1. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ИЛИ ФОРМУЛИРОВАНИЕ ПРОЕКТА разработки месторождения включает:

определение целей и задач проекта;

отбор идей проекта;

предварительный анализ технической осуществимости проекта;

формирование вариантов разработки и отсев худших;

проверку достижимости целей проекта;

формирование предварительной документации по выбранному варианту проекта.

Для выбора проектов, обеспечивающих получение требуемых результатов следует:

проанализировать интересы всех, кто может выиграть или проиграть при осуществлении проекта;

выбрать такой вариант проекта, который обеспечивал бы эффективное использование ресурсов при его реализации.

Рис. 2.1. Проектный цикл для инвестиций освоения месторождений нефти и газа

Обычно рекомендуют включить в первоначальный перечень обсуждаемых идей все возможные варианты. Затем после логического отбора и обсуждения отбрасываются те альтернативные варианты, которые явно хуже остальных.

По мере сокращения множества неперспективных вариантов детальность рассмотрения растет. Тем самым можно избежать подробной подготовительной работы над вариантами, которые в конечном итоге отбрасываются. Важно иметь ввиду, однако, что при формировании исходных вариантов нельзя до обсуждения и предварительных оценок отбрасывать ни один из возникающих вариантов разработки месторождения, особенно нетрадиционных. Отбрасывание на любой стадии анализа какого-либо варианта очень ответственный шаг. Консерватизм или авантюризм на этой стадии приводит аналитиков и организаторов либо к традиционным решениям, уже не способным дать необходимую отдачу, либо к отбору амбициозных, внешне привлекательных, но экономически неэффективных решений.

Для вариантов проекта, которые по результатам предварительного анализа достойны дальнейшего рассмотрения, следует определить сведения, необходимые на стадии его подробной разработки. К ним может относиться,

например, детальный анализ рынка, дополнительная геологическая разведка или оценка окружающей среды, подробные данные о политике правительства и местных властей, предлагаемой технологии, а также экономические, социальные и культурные характеристики района осуществления проекта.

Результатом первого этапа является формирование предварительной документации по выбранному варианту проекта разработки. Эта документация должна излагать его суть и сведения об эффективности. Она должна убедить заказчика работ и потенциального инвестора в целесообразности дальнейших затрат на разработку подробного проекта. Важно указать, какие дополнительные исследования должны быть проведены, и оценить, во что обойдется следующий этап работ.

Такой подход характерен для чисто коммерческих проектов. Если же проект имеет большой масштаб, инициируется какой-либо организацией экономического развития, национальной или международной, то дополнительно должно рассматриваться его влияние на хозяйство страны по следующим аспектам:

цели развития экономики, заложенные в проекте;

главные особенности проекта и альтернативы, подлежащие дальнейшему рассмотрению;

организационные, политические и иные проблемы, которые следует учитывать на стадиях разработки, экспертизы и реализации проекта.

В нефтегазовом комплексе, как показывает российский опыт, приходится чаще иметь дело с коммерческими проектами, но есть и проекты развития. Так было, в середине 90-х годов, например, в рамках российских нефтяных займов Всемирного банка.

2. РАЗРАБОТКА ПРОЕКТА. Главным в процессе разработки проекта является анализ его осуществимости и эффективности. Следует окончательно обосновать, следует ли осваивать (доразрабатывать) месторождение и какой вариант является лучшим для достижения целей проекта. Обоснование проводится для проекта в целом и по основным его аспектам: техническим, влиянию на окружающую среду, социальным, культурным, финансовым и экономическим.

При проведении анализа осуществимости проекта нет и не может быть какого-либо стандартного образца. Тем не менее он должен содержать ответы на следующие вопросы:

Соответствует ли проект задачам и приоритетам развития национальной экономики, экономики региона, где он реализуется?

Является ли проект технически исполнимым. Представляет ли он собой воплощение лучшей из имеющихся технических и технологических альтернатив?

Допустима ли предлагаемая организационная, правовая и административная структура осуществления проекта?

Имеется ли достаточный спрос на добываемое сырье внутри страны и за рубежом?

Является ли проект экономически оправданным и реализуемым с финансовой точки зрения?

Совместим ли проект с обычаями и традициями заинтересованных групп населения в зоне месторождения?

Удовлетворяет ли проект национальным и международным экологическим требованиям?

В российской практике такой документ принято называть технико-экономическим обоснованием проекта. Термин этот не вполне удачен для обозначения документа или работы, охватывающей не только традиционные технические и экономические аспекты, но и социальные, институциональные, экологические, причем последние три - во все возрастающем объеме. Мы все же будем здесь использовать этот термин, вкладывая в него именно такое расширенное толкование.

3. ЭКСПЕРТИЗА. Инвестиционные проекты в нефтегазовом комплексе, предполагают очень большие затраты. Естественно, что инициатор проекта старается максимально застраховать себя от ошибок, ведь цена их, например, в нефтегазовом комплексе, может достигать миллионов и даже многих миллиардов долларов США.

Экспертиза обеспечивает детальный анализ всех аспектов и последствий проекта. На этом этапе закладывается уверенность участников в реализуемости проекта. Задачей экспертизы является проверка обоснованности утверждений о ценности проекта с учетом всех положительных и отрицательных последствий его реализации.

Экспертиза предполагает детальный анализ выгод и затрат по проекту, учитывая:

4. техническую реализуемость и прогрессивность предлагаемых технологий;

5. воздействие на окружающую среду;

6. коммерческие перспективы, включая спрос на добываемое сырье;

7. экономический анализ общих последствий проекта для национального экономического развития;

8. финансовый анализ самого проекта, а также оценку его влияния на финансовое состояние предприятия, осуществляющего проект;

9. социальное воздействие, включая учет местных условий, обычаев, а также справедливость распределения благ от проекта;

10. институциональный (правовой и административно-управленческий) анализ.

Результаты экспертизы служат основанием для корректировки и доработки проекта и представления его к коммерческо-правовому утверждению. Это, фактически, и является актом принятия решения о начале реализации проекта.

4. ПЕРЕГОВОРЫ ПО ПРОЕКТУ. На стадии переговоров осуществляется подготовка и подписание соглашений по реализации проекта. Для проекта, финансируемого международной финансовой организацией или крупным банком, речь идет прежде всего о выработке и подписании кредитного соглашения. На этой стадии заключаются также генеральные соглашения по участию в проекте различных инвесторов, а также долгосрочные соглашения о поставках ресурсов или сбыте продукции. В итоге на этой стадии все взаимоотношения между участниками проекта должны обрести договорно-правовую форму с конкретными обязательствами по реализации проекта. В заключение участниками проекта принимается официальное решение о начале финансирования и работ по реализации проекта.

СТАДИЯ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА длится в течение всего периода подготовки месторождения к последующей эксплуатации. Она - этап полной ответственности проектоустроителя и его кредиторов. Реализация начинается с планирования работ по проекту с использованием методов теории расписаний и сетевого планирования. Одновременно решаются вопросы организации управления работами проекта. Организуется техническое проектирование создаваемого производства. Размещаются заказы на поставку оборудования, желательно на конкурсной (тендерной) основе. Осуществляются строительно-монтажные и пуско-наладочные работы. Наконец, проводится подготовка производственного персонала, испытания и пробная эксплуатация технических систем обустройства месторождения. Стадия реализации завершается сдачей технологических комплексов и систем в постоянную эксплуатацию. Эта стадия включает два самостоятельных этапа.

5. ПОДГОТОВКА РАБОЧЕЙ ПРОЕКТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ по освоению месторождения включает разработку рабочих проектов строительства скважин и объектов промыслового обустройства, включая необходимую инфраструктуру. На этом этапе по результатам проектирования уточняется смета затрат и финансовый план реализации проекта. Принимается решение о производстве работ на месторождении.

6. СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН И ОБЪЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА МЕСТОРОЖДЕНИЯ включает производство закупок и формирование пускового комплекса промысловых объектов и систем

7. ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ СТАДИЯ ПРОЕКТА осуществляется практически до конца его срока жизни. На этой стадии наиболее важно правильное управление нефтедобывающим предприятием, призванное обеспечить достижение целей проекта.

На начальном этапе осуществляется наращивание объемов добычи до проектного уровня и его поддержание.

Проводится мониторинг процесса эксплуатации месторождения и хода реализации проекта. До начала этапа падающей добычи проводится оценка результатов проекта.

Готовится очередной переход к этапу, аналогичному этапу 1 проектного цикла, в связи с необходимостью доразработки месторождения. Именно на этой стадии осуществления проектов НГК проявляются коренные отличия от других промышленных проектов.

Часто кредиторы и инвесторы проекта в соглашениях оговаривают за собой право наблюдения своими представителями за ходом реализации проекта (Project Monitoring). Такое наблюдение призвано обеспечить уверенность, что предоставленные ими ресурсы используются в проекте рационально и именно на его осуществление. Последнее особенно актуально для российских условий. Это наименее интересная часть работы по проекту, но одна из важнейших. Планируемые выгоды будут достигнуты только в том случае, если проект будет организован правильно.

Все проекты НГК на стадии эксплуатации сталкиваются с трудностями, многие из которых нельзя было предвидеть на стадии разработки. В результате, хотя цели проекта остаются неизменными, путь его реализации часто меняется. Имеется и другая задача: сбор накопленного опыта, необходимого для подготовки проектов в будущем и улучшения самого проекта.

Контроль и оценка деятельности по осуществлению проекта требует создания управленческой информационной системы, для этого используются различные методы, среди которых наибольшее распространение получили методы сетевого планирования и управления. Для выполнения этой работы широко используются компьютерные средства типа MS Project и его аналоги.

8. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ИДЕЙ ПРОЕКТА ДОРАЗРАБОТКИ осуществляется после достижения примерно 60% уровня отбора извлекаемых запасов углеводородов. Ведется формирование предложений по технологии доразработки на этапе падающей добычи и подготовка предварительного варианта проекта доразработки.

9. РАЗРАБОТКА ПРОЕКТА ДОРАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ осуществляется в том же объеме, что и для проекта, включая технико-экономическое обоснование

Затем необходимо повторение этапов 3-7 цикла для проекта доразработки. Количество проектов доразработки определяется циклом жизни месторождения, длительность которого достигает 50 и более лет. Поэтому обычна практика нескольких проектов доразработки, связанных с переходом от эксплуатации скважин в режиме самоистечения к режиму механизированной добычи (насосная, газлифт и т.д.) и использования различных технологий повышения нефтегазоотдачи пластов.

10. ЛИКВИДАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ включает подготовку проектной документации и проведение ликвидационных работ, включая консервацию скважин, утилизацию промыслового оборудования, коммуникаций и рекультивацию земель.

11. ЗАВЕРШАЮЩАЯ ОЦЕНКА РЕЗУЛЬТАТОВ. Успешные проекты освоения месторождений продолжают давать отдачу в течение длительного срока. Неудачные завершаются достаточно быстро или имеют в процессе реализации проблемы, которые могут быть преодолены только в случае благоприятного изменения ситуации (рост спроса и повышение цен на нефть и газ, налоговые льготы или субсидии государства и т.п.). Однако после осуществления любого проекта полезно оценить его уроки и пересмотреть вклад проекта в изменение деятельности предприятия и жизни людей. Эта оценка дает полезный урок для тех, кто будет планировать и организовывать новые проекты. Нельзя не сказать о дисциплинирующем влиянии такой оценки в отношении тех, кто разрабатывал завершенный проект и управлял им.

При завершающей оценке следует проводить ретроспективное перепланирование проекта, где устанавливают, насколько план проекта соответствовал условиям, в которых проект осуществлялся и эксплуатировался. Оценивается каким оказался вклад проекта в развитие предприятия, а для крупных проектов - в экономику страны.

Важной задачей проведения завершающей оценки является установление причин успеха или неудач проекта. Это позволяет выявить такие особенности, которые могут успешно использоваться в других проектах, а также внести коррективы, помогающие избежать дальнейшие ошибки и исправить недостатки. Завершающая оценка также представляет менеджерам и заинтересованным пользователям информацию относительно того, насколько эффективно и как полно проекты достигли обещанных результатов. Таким образом, завершающая оценка выполняет функции и учебного материала и отчетного документа.

Как правило, завершающая оценка должна дать ответы на следующие вопросы:

Были ли исходные цели освоения месторождения четко определены и осуществлены?

Оказался ли правильным выбор технических и технологических решений?

Правильно ли были оценены местные социально-экономические и экологические условия разработки месторождения?

Имели ли место значительные перерасходы по смете реализации проекта? Если были, то по каким причинам?

Была ли достигнута запланированная рентабельности? Если нет, то по какой причине?

Оказал ли проект ожидаемое влияние на развитие национальной экономики? Если нет, то по какой причине?

Чтобы использование опыта принесло максимальную пользу, все проекты освоения месторождений следовало бы подвергать завершающей оценке. Поскольку это вряд ли осуществимо, процесс проверки должен охватить, по нашему мнению, все крупные и особо важные проекты, а также некоторую случайную выборку из прочих проектов.

Завершающая оценка для проектов нефтяной и газовой промышленности начинает проводиться тогда, когда проект после реализации находился в эксплуатации не менее пяти-семи лет. Это обусловлено длительным сроком эксплуатации месторождений - до 50 и более лет. Ясно, что такая оценка должна проводиться регулярно.

Применение в проектной практике предложенного проектного цикла для нефтегазовой промышленности принесет большую четкость и упорядоченность всего процесса подготовки, принятия и реализации инвестиционных решений.

2.2 Методы оценки финансовой рентабельности проектных решений

Управленческие решения об инвестировании средств в объекты предпринимательской деятельности разрабатываются и обосновываются в соответствии со специально подготовленными методическими рекомендациями, в которых определяющее место отводится методике оценки экономической эффективности. Чтобы объективно отразить эффективность инвестиций и предотвратить тем самым принятие неверного решения, такие методики должны соответствовать определенным принципам. Они являются концептуальным выражением требований экономической теории к построению методики определения эффективности инвестиционных проектов. Изложенные далее принципы сформулированы на основе обобщения результатов исследования проблемы эффективности применительно к условиям переходной экономики:

1. Соответствие заложенных в проекте решений (технических, организационных, финансовых и др.) целям и экономическим интересам инвесторов. К выяснению такого соответствия (или несоответствия) сводится определение экономической эффективности инвестиций. Реализация данной концепции предполагает решение следующих вопросов:

а) обоснование нормы дохода, приемлемой для инвестора;

...