Северо-Каменское нефтяное месторождение

Причинами искривления скважин являются геологические, технические и технологические факторы. К геологическим - относятся наличие в разрезе скважин крутопадающих пластов; частая смена пород различной твердости; наличие в породах, через которые проходит скважина, трещин и каверн. Техническими факторами, способствующими искривлению скважин, являются несовпадение оси буровой вышки с центром ротора и осью скважины; наклонное положение стола ротора; применение искривленных бурильных труб и т.д. К технологическим факторам, обуславливающим искривление скважин, относятся создание чрезмерно высоких осевых нагрузок на долото; несоответствие типа долота, количества и качества промывочной жидкости характеру проходимых пород.

В соответствии с перечисленными факторами принимаются меры по предотвращению искривления скважин. В сложных геологических условиях применяется особая компоновка низа бурильной колонны, включающая калибраторы и центраторы. Кроме того, необходимо:

- монтаж оборудования проводить в соответствии с техническими условиями;

- тип долота выбирать соответственно типу пород;

- снижать нагрузку на долото и т.д.

5.3 Мероприятия по предупреждению нефтегазоводопроявлений

Для предупреждения газо-, нефте- и водопроявлений в процессе бурения, кроме утяжеления бурового раствора и герметизации устья скважины, необходимо выполнять следующие основные мероприятия.

1) Не вскрывать пласты, которые могут вызвать проявления, без предварительного спуска колонны обсадных труб, предусмотренных ГТН.

2) Долив скважины при подъеме бурильной колонны должен носить не периодический, а непрерывный характер, для чего на нагнетательной линии следует иметь отвод для присоединения гибкого шланга или специальную емкость для произвольного стока промывочной жидкости или использовать дозаторы.

3) Цемент за кондуктором поднимать до устья скважины, что обеспечивает надежную герметизацию устья при борьбе с газо-, нефте- и водопроявлениями.

4) При снижении плотности бурового раствора более чем на 20 кг/м3(0,02 г/см3) необходимо принимать немедленные меры по ее восстановлению.

5) Необходимо иметь 1,5-кратный запас раствора на скважинах, в которых предполагается вскрытие зон с возможными газонефтепроявлениями.

5.4 Поглощение промывочной жидкости. Методы предотвращения и ликвидации

Поглощение представляет собой движение бурового раствора в пласт, при этом объем циркулирующего раствора в процессе промывки уменьшается, что становится заметным по снижению уровня в приемных емкостях циркуляционной системы. Поглощение происходит, когда гидростатическое давление столба бурового раствора больше пластового.

Поглощения являются серьезным осложнением при бурении скважин, так как нарушается циркуляция бурового раствора, ухудшается промывка скважины, увеличивается расход времени, материалов и реагентов на приготовление новых объемов раствора. Поглощения часто усугубляются проявлениями вплоть до образования выбросов и фонтанов.

1) Установка цементных мостов

Цементный мост - газонефтеводонепроницаемая перемычка определенной прочности, устанавливаемая в скважине с целью перехода на вышележащий объект, забуривания нового ствола, ликвидации проявлений и поглощений, укрепления неустойчивой кавернозной части ствола, консервации или ликвидации скважины.

2) Кольматация

Кольматация - процесс естественного проникновения или искусственного внесения мелких (главным образом коллоидных, глинистых и пылеватых) частиц и микроорганизмов в поры и трещины горных пород

3) Намыв наполнителей

Одним из самых эффективных методов борьбы с поглощениями является введение в буровой раствор разного вода наполнителей, их цель создания тампонов в каналах поглощения, закупоривающим элементом может быть практически любой материал, который состоит из частиц достаточно малого размера, при вводе которого в раствор можно прокачать насосами. Но нужно знать размер пор и подобрать подходящий размер частиц для их закупорки.

4) Использование изоляционных пакеров

5) Использование перекрывающих устройств

Перекрывающее устройство - представляет собой эластичную сетчатую оболочку (капроновая, нейлоновая, капроновый эластик, металлическая специального плетения и др.). Установленная в интервале поглощения сетчатая оболочка под действием закачиваемой тампонажной смеси с наполнителем расширяется и заполняет трещины и каверны. Сетчатая оболочка расширяется вследствие закупорки ее ячеек наполнителем, находящимся в тампонажной смеси. При твердении тампонажная смесь связывает оболочку с породой. 4.



6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Технико-экономический анализ проектных решений

Общие положения

В разделе представлено технико-экономическое обоснование выбора наиболее эффективного варианта разработки Северо-Каменского нефтяного месторождения для достижения максимального коэффициента нефтеотдачи. По продуктивному пласту Б2 трех куполов Северо-Каменского нефтяного месторождения выполнена экономическая оценка семи технологических вариантов разработки.

По запасам категории ВС1:

- Центрального, Восточного и Южного куполов по пласту Б2 выполнена экономическая оценка от пяти до семи вариантов разработки.

По запасам категории С2:

- Южного купола по пласту Б2 выполнена экономическая оценка одного варианта разработки.

По месторождению в целом (запасы категории ВС1) выполнена экономическая оценка семи технологических вариантов разработки.

Первые варианты предусматривают дальнейшую реализацию сложившейся системы.

Во вторых вариантах планируются технологические и технические мероприятия, направленные на повышение эффективности разработки. Это интенсификация тридцати шести скважин с заменой насосов; проведение РИР пяти скважин и ОПЗ одной скважины нефтяным растворителем; перевод семи скважин под нагнетание.

В третьих вариантах разработки предусматривается: бурение трех добывающих и одной оценочной скважины, а также зарезка боковых стволов в одиннадцати скважинах.

В четвертых вариантах разработки предусматривается бурение 5 добывающих, двух оценочных и 14 зависимых скважин, а также зарезка боковых стволов в одиннадцати скважинах.

В пятых вариантах разработки предусматривается бурение четырех оценочных и одной зависимой скважин, а также зарезка боковых горизонтальных стволов в девяти скважинах.

В шестых вариантах разработки предусматривается бурение четырех оценочных скважин, из которых две - горизонтальные; трех зависимых скважин, из них одна - горизонтальная; трех резервных скважин, из которых две - горизонтальные; а также зарезка боковых горизонтальных стволов в десяти скважинах.

В седьмых вариантах разработки предусматривается бурение одной горизонтальной скважины, семи зависимых добывающих скважин, из них пять - горизонтальные; трех оценочных скважин, из которых две - горизонтальные; одной резервной скважины; а также зарезка боковых горизонтальных стволов в десяти скважинах.

По неразрабатываемой части залежи Южного купола пласта Б2 с запасами категории С2 рассмотрен один вариант разработки, предусматривающий бурение одной оценочной скважины.

Оценка эффективности разработки продуктивных пластов Северо-Каменского месторождения выполнена при условии реализации нефти на внутреннем рынке и экспорта 30% добываемого объема нефти. Прогнозная цена реализации нефти на внутреннем рынке принята в размере 15 000 рублей за тонну.

При реализации 70% нефти на внутреннем рынке по цене 15 000 рублей за тонну цена реализации 30% нефти на внешнем рынке принята в размере 655,9 долларов за тонну (89,85 долл. США за баррель).

Норма транспортных расходов (транспортные расходы, фрахт, страховка, прочие расходы на сбыт продукции) при реализации 30 % нефти на внешнем рынке приняты в размере 32,3 долларов США на тонну нефти. Курс доллара при реализации нефти на внешнем рынке принят 24,53 рублей за 1 доллар (среднее значение курса доллара США в рублях за декабрь 2007 года - февраль 2008 года). Уровень цен нефти сорта «Юралс», курс доллара США за декабрь 2007 года - февраль 2008 года приведён в таблице.

В работе принят коэффициент дисконтирования в размере 10% и 15%.

Таблица 1. Анализ технико-экономических показателей проведен для расчетов с нормой дисконта 10%.

Период	Уровень цен нефти сорта "Юралс", долл. США/ баррель	Значение курса доллара США	Цена нефти на внешнем рынке	Основание (источник информации) Письмо ФСН РФ
			в $ США за тонну	в рублях за тонну
За 3 месяца	89,85	24,5343	655,93	16092,62
Февраль 2008	92,01	24,5352	671,67	16 479,63	От 18.03.2008г.
					№ ШС-6-3/192@
Январь 2008	89,61	24,5014	654,15	16 027,66	От 20.02.2008г.
					№ ШС-6-3/115@
Декабрь 2007	87,94	25.5662	641,96	15 770,57	От 17.01.2008г.
					№ СК-6-11/25@

6.2 Показатели экономической оценки вариантов разработки

При проведении расчетов по оценке экономической эффективности разработки Северо-Каменского месторождения использованы показатели, вошедшие в перечень показателей «Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных месторождений» (РД 153-39-007-96) и «Методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов», утвержденных Госстроем, Министерством экономики и Министерством финансов РФ. Система оценочных показателей отражает деятельность предприятия в условиях рыночной экономики и включает следующие основные показатели:

- капитальные вложения на освоение месторождения;

- эксплуатационные затраты на добычу нефти и газа;

- поток наличности (PV);

- дисконтированный поток наличности (NPV);

- прибыль от реализации;

- чистая дисконтированная прибыль;

- внутренняя норма рентабельности (IRR);

- индекс доходности затрат;

- индекс доходности инвестиций(PI);

- период окупаемости капитальных вложений (PB);

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

- прочие показатели, предусмотренные Регламентом составления проектных технологических документов и методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов.

В соответствии с этими документами принимается:

- Дисконтированныйпоток денежнойналичности (NPV) - сумма текущих годовых потоков, приведенных к начальному году, и выражается следующей формулой:

(1)

где Дt-величина текущего денежного потока t-го года;

Величина потока денежной наличности (Дt) представляет собой сумму прибыли от реализации в t -м году (Пt) и амортизационных отчислений (Аt), уменьшенная на величину капитальных вложений направляемых на освоение нефтяного месторождения (Кt).

Ен - норматив дисконтирования, доли ед.;

В работе делалось различие между денежным потоком, связанным с инвестиционным проектом, и денежным потоком, связанным с проектом разработки месторождения. Для оценки инвестиционной эффективности вариантов разработки месторождения был рассчитан дисконтированный поток денежной наличности от инвестиционной деятельности;

-Рентабельный срок разработки- период получения положительных значений текущей (годовой) дисконтированной наличности, в сумме, достаточной для окупаемости вложенных средств. Об отсутствии рентабельного срока свидетельствует отрицательная величина накопленного дисконтированного денежного потока;

-Внутренняянормавозврата капитальныхвложений (IRR)представляет собой то значение нормы дисконта, при котором сумма чистого дохода от инвестиций равна сумме инвестиций, т.е. капиталовложения окупаются. Или другими словами, это то значение норматива дисконтирования, при котором величина суммарного потока наличности за расчетный срок равна нулю:

(2)

Определяемая таким образом внутренняя норма возврата капитальных вложений сравнивается затем с требуемой инвестором нормой доходности на вкладываемый капитал. Если IRR проекта выше нормы дисконтирования (Ен), то проект считается эффективным. Чем выше внутренняя норма рентабельности, тем выше эффективность вложения капитала. Показатель IRR в расчетах определялся только для вариантов с дополнительными денежными потоками от инвестиционной деятельности. IRR не может быть вычислена в следующих ситуациях: все значения годового потока наличности отрицательны, все значения годового потока наличности положительны;

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

(3)

- Индекс доходности (PI) дисконтированных инвестиций - отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммы денежного потока от инвестиционной деятельности. PI равен увеличенному на единицу отношению NPV к накопленному дисконтированному объему инвестиций;

-Период окупаемости вложенных средств. Сроком окупаемости с учетом дисконта называется продолжительность наименьшего периода, по истечении которого накопленный дисконтированный поток денежной наличности становится положительным и в дальнейшем остается положительным;

-Чистая дисконтированная прибыль исчисляется как выручка от реализации, уменьшенная на величину эксплуатационных затрат с амортизационными отчислениями и общей суммы налогов, направленных в бюджетные и внебюджетные фонды, приведенная с помощью коэффициента дисконтирования к первому расчетному году.

(4)

где Пt - дисконтированная прибыль от реализации;

Вt- выручка от реализации продукции в t-м году;

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

Нt - сумма налогов.

Расчет прибыли от реализации продукции представлен в таблице П.3.45.

Расчет всех показателей проведен в соответствии с методикой, изложенной в Регламенте РД 153-39-007-96 и «Методических рекомендаций по оценке инвестиционных проектов», М. Экономика, 2000г. При выполнении работы учтены «Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» (Приложение к приказу МПР России № 61 от 21.03.2007г.).

В соответствии с «Методическими рекомендациями по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» при выборе рекомендуемого варианта из всех рассмотренных использовались также такие показатели, как добыча находящихся на государственном балансе извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата и достижение максимально возможного извлечения сырьевых ресурсов.

Решение о рекомендации варианта к реализации принимается с учётом значений технологических и экономических показателей эффективности.

Расчет интегральных показателей эффективности проведен на базе расчетных цен.

Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат

Капитальные вложения и эксплуатационные затраты на добычу нефти по объектам разработки определены на основе объемных технологических показателей и принятых нормативов капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

Капитальные вложения на разработку Северо-Каменского месторождения определены по следующим основным направлениям:

- эксплуатационное бурение (бурение добывающих, оценочных и зависимых скважин);

- затраты на обустройство скважин, в т.ч. оборудование, не входящее в сметы строек (в капитальных затратах учтены затраты на стандартное обустройство);

- затраты на новое строительство;

- затраты на реконструкцию объектов промыслового обустройства, замену изношенного нефтепромыслового оборудования, в т.ч. оборудования, не входящего в сметы строек;

- затраты на интенсификацию нефтедобычи (замена ЭЦН на более производительные);

- затраты на природоохранные мероприятия;

- затраты на организацию системы поддержания пластового давления;

- прочие капитальные затраты рассчитываются в размере 12% от суммы затрат на нефтепромысловое строительство.

Объемы и структура запланированных в проектно-техническом документе капитальных вложений за проектный срок разработки (запасы категории ВС1) по вариантам Северо-Каменского месторождения приведены в таблице 4.1и рис.4.1.

По запасам категории С2 капитальные вложения рассчитаны в сумме 63,0 млн. рублей (бурение и обустройство одной оценочной скважины) и приведены в таблице 4.5.

Таблица 4.1 Объёмы капитальных вложений по Северо-Каменскому месторождению (запасы категории ВС1) Планируемые капитальные вложения по ПТД с учетом строительства системы поглощения, млн. руб.

№№	Направление капитальных вложений	Варианты
п/п		1	2	3	4	5	6	7
1.	Бурение для увеличения добычи нефти	-	-	171,8	965,4	221,4	503,0	593,3
2.	Обустройство объектов нефтедобычи (строительство для ввода новых скважин)	-	-	66,2	364,1	82,8	165,5	198,6
3.	Организация системы ППД	-	20,0	28,0	28,0	28,0	28,0	28,0
4.	Природоохранные мероприятия	-	1,1	13,7	69,7	17,1	35,7	42,0
5.	Новое строительство	-	662,6	766,0	799,8	805,5	805,5	805,5
6.	Реконструкция объектов промыслового обустройства, замена изношенного оборудования, в т.ч. оборудования, не входящего в сметы строек	1495,4 1066,4	988,3 706,3	914,9 653,9	1359,5 930,5	809,0 575,0	723,3 516,3	723,3 516,3
7.	Интенсификация нефтедобычи (замена ЭЦН)	-	31,0	31,0	31,0	31,0	31,0	31,0
8.	Прочие	-	2,4	9,1	35,1	10,6	17,8	20,7
	И Т О Г О	1495,4	1705,4	2000,7	3652,6	2005,4	2309,8	2442,4

Рис. 4.1

Капитальные вложения на бурение проектных скважин рассчитаны на основании метража бурения и фактической сметной стоимости 1 метра проходки по ОАО «Самаранефтегаз» по состоянию на 01.01.2016 г.

Капитальные вложения в нефтепромысловое обустройство месторождения и оборудование, не входящее в сметы строек, определены исходя из физических объемов строительства объектов обустройства: сбора и транспорта нефти и газа, объектов электроснабжения, связи, автоматизации производства, природоохранных объектов, объектов ППД.

При определении стоимости объектов использовались:

- технико-экономические показатели объектов-аналогов;

- справочник типовых схем и укрупненных показателей стоимости строительства объектов обустройства нефтяных месторождений (Самарский регион).

В расчетах капитальные вложения в ценах 2012 года (на 01.01.2013 г.) корректировались в расчетные цены на 2008 год. Поправочные коэффициентыудорожания стоимости строительства на 2008г. относительно УПСС (Самара) по ОАО «Самаранефтегаз».

Объёмы капитальных вложений в новое строительство и реконструкцию объектов промыслового обустройства, замену изношенного оборудования, не входящего в сметы строек по вариантам разработки приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 Объёмы капитальных вложений в новое строительство и реконструкцию объектов промыслового обустройства, замену изношенного оборудования

Показатели	Нат. единицы	Стоимость в ценах 2008г., млн. руб.	Планируемый срок выполнения
1 вариант 1.Замена изношенного оборудования, реконструкция	-	1495,4	2015-2103г.г.
Всего:	-	1495,4	2015-2103г.г.
2 вариант 1.Расширение УПСВ	-	184,2	2008г.
2.Расширение нефтенасосной	-	12,0	2008г.
3. Дополнительный насос в КНС	-	1,8	2008г.
4. Высоконапорные водоводы	-	31,8	2008-2015г.
5.Строительство ВРП	-	6,0	2009г.
6.Путевой подогреватель	-	9,3	2009г.
7.Строительство системы поглощения	-	417,5	2008-2015гг.
8.Замена изношенного оборудования, реконструкция	-	988,3	2015-2103гг.
Всего:	-	1650,9	2008-2103г.г.
3 вариант 1.Расширение УПСВ	-	241,8	2008г.
2.Расширение нефтенасосной	-	12,0	2008г.
3. Дополнительный насос в КНС	-	1,8	2008г.
4. Высоконапорные водоводы	-	65,6	2008-2015г.
5.Строительство ВРП	-	12,0	2009г.
6.Путевой подогреватель	-	9,3	2009г.
7.Выкидные линии	-	6,0	2012-2013гг.
8.Строительство системы поглощения	-	417,5	2008-2015гг.
9.Замена изношенного оборудования, реконструкция	-	914,9	2015-2063гг.
Всего:	-	1680,9	2008-2063г.г.
4 вариант 1.Расширение УПСВ	-	241,8	2008г.
2.Расширение нефтенасосной	-	12,0	2008г.
3. Дополнительный насос в КНС	-	1,8	2008г.
4. Высоконапорные водоводы	-	77,7	2008-2015г.
5.Строительство ВРП	-	12,0	2009г.
6.Путевой подогреватель	-	9,3	2009г.
7.Выкидные линии	-	27,7	2013-2016гг.
8.Строительство системы поглощения	-	417,5	2008-2015гг.
9.Замена изношенного оборудования, реконструкция	-	1359,5	2015-2077гг.
Всего:	-	2159,3	2008-2077г.г.
5 вариант 1.Расширение УПСВ	-	230,2	2008г.
2.Расширение нефтенасосной	-	12,0	2008г.
3. Дополнительный насос в КНС	-	1,8	2008г.
4. Высоконапорные водоводы	-	97,8	2008-2015г.
5.Строительство ВРП	-	12,0	2009г.
6.Путевой подогреватель	-	9,3	2009г.
7.Выкидные линии	-	24,9	2012-2016гг.
8.Строительство системы поглощения	-	417,5	2008-2015гг.
9.Замена изношенного оборудования, реконструкция	-	809,0	2015-2039гг.
Всего:	-	1614,5	2008-2039г.г.
6,7 вариант 1.Расширение УПСВ	-	230,2	2008г.
2.Расширение нефтенасосной	-	12,0	2008г.
3. Дополнительный насос в КНС	-	1,8	2008г.
4. Высоконапорные водоводы	-	97,8	2008-2015г.
5.Строительство ВРП	-	12,0	2009г.
6.Путевой подогреватель	-	9,3	2009г.
7.Выкидные линии	-	24,9	2012-2016гг.
8.Строительство системы поглощения	-	417,5	2008-2015гг.
9.Замена изношенного оборудования, реконструкция	-	723,3	2015-2031гг.
Всего:	-	1528,8	2008-2031г.г.

В таблице 4.3. представлен расчет капитальных вложений на замену изношенного оборудования и реконструкцию по рекомендуемому 7 варианту в зависимости от количества скважин действующего фонда.

В состав затрат на реконструкцию входят капитальные вложения на восстановление изношенной инфраструктуры месторождения (системы сбора нефти и газа, ППД, электроснабжения, автоматизации и телемеханики и др.).

Таблица 4.3 Расчёт капитальных вложений на замену оборудования и реконструкцию

Показатели	Планируемый год замены	Количество скважин (действ. фонд)	Капитальные вложения, млн. руб.
1	2	3	4
1.Замена оборудования. Категория запасов ВС1.
7 вариант	2015г.	43 скв.*4,1млн. руб.	176,3
	2017г.	42 скв.*5,0млн. руб. 13 скв.*1,9 млн. руб.	234,7
	2023г.	31 скв.*4,1 млн. руб.	127,1
	2027г.	27 скв.*5,0млн. руб. 7 скв.*1,9млн. руб.	148,3
	2031г.	9 скв.*4,1млн. руб.	36,9
Итого:			723,3

Затраты на оборудование, не входящее в сметы строек, рассчитаны исходя из необходимости замены быстроизнашивающегося оборудования каждые 8-10 лет на добывающем фонде скважин и объектах обустройства.

Средняя стоимость замены оборудования, приходящегося на одну нагнетательную скважину, принята в размере 1,9 млн. руб., добывающую скважину - 4,1 млн. руб.

Стоимость ЭЦН -2000,0 тыс. руб.

СУ - 50,0 тыс. руб.

АФК -300,0 тыс. руб.

Кабель - 510,0 тыс. руб.

НКТ - 840,0 тыс. руб.

Услуги-400 тыс. руб.

Всего:4100 тыс. руб.

По рекомендации ОАО «Смаранефтегаз» замена трубопроводов в расчетах принята в размере 3,0 млн. рублей на 1 скважину, Вл (замена изношенного оборудования) - 2,0 млн. рублей.

Нормативы эксплуатационных затрат на добычу нефти определены на основе отчетных данных статей калькуляции по ОАО «Самаранефтегаз» за 2007 год.

Эксплуатационные затраты в части амортизационных отчислений определены по нормам амортизации на полное восстановление основных фондов. Затраты на капитальный ремонт скважин учтены как среднегодовые затраты на 1 скважину по месторождению (т.е. затраты на капитальный ремонт, деленные на фонд действующих скважин).

Целевые средства для финансирования работ по завершению эксплуатации месторождения (ликвидационный фонд) были оценены, исходя из сложившихся по каждому варианту объема капитальных затрат и существующего фонда скважин.

Для Северо-Каменского месторождения затраты на ликвидацию месторождения учтены по всем рассмотренным вариантам разработки (1, 2, 3, 4, 5, 6, 7) по запасам категории ВС1 и составили по 7 варианту - 230,9 млн. руб., по 6 варианту - 224,1 млн. руб., 5 варианту - 210,5 млн. руб., по 4 варианту - 227,5 млн. руб.; по 3 варианту - 217,3 млн. руб.; по 2 и 1 вариантам - 207,0 млн. рублей. Расходы на ликвидацию скважины (добывающей и нагнетательной) рассчитаны в размере 2425,0 тыс. рублей, на ликвидацию прочих объектов промыслового обустройства в размере 970,0 тыс. руб. в расчете на 1 скважину.

Отчисление ликвидационных затрат в расчете осуществлено в последний год разработки месторождения за счет уменьшения величины финансовых поступлений предприятия (прибыли предприятия).

Дополнительно в составе эксплуатационных затрат были учтены затраты на РИР стоимостью 1961,74 тыс. рублей, ОПЗ скважин нефтяным растворителем -143,0 тыс. рублей, зарезку бокового ствола - от 10088 до 26230 тыс. рублей.

В структуре эксплуатационных затрат учтены также налоги и платежи: налог на добычу полезных ископаемых (нефть), отчисления в фонд социального страхования, в фонд обязательного медицинского страхования, в пенсионный фонд, прочие налоги и платежи.

Источники финансирования

При оценке вариантов разработки Северо-Каменского месторождения в расчетах принято финансирование за счет собственных средств предприятия: прибыли, амортизационных отчислений.

Налоговая система

Оценка эффективности вариантов разработки проведена в соответствии с налоговой системой, установленной в законодательном порядке.

Отчисления в бюджет (доход государства) складываются из:

НДС - 18,0% от цены на нефть.

Налога на имущество - 2,2% от среднегодовой стоимости основных фондов.

Экспортной пошлины на нефть, рассчитанной в соответствии с Законом РФ «О таможенных тарифах» и дополнением к нему (шкала предельных уровней ставки экспортной пошлины на нефть).

Налога на прибыль - 24,0% от налогооблагаемой прибыли.

Налоги и платежи, учитываемые в составе эксплуатационных затрат:

Отчисления в фонд обязательного медицинского страхования - 2,8%.

Отчисления в фонд социального страхования - 3,2%.

Тариф на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профзаболеваний - 0,5%.

Отчисления в Пенсионный фонд - 20,0%.

- Среднегодовая плата за землю - 36,6 тыс. рублей.

Налог на добычу полезных ископаемых (нефти).

Налог на добычу полезных ископаемых (нефти) рассчитан с учетом базовой ставки 419 рублей за тонну нефти, среднемесячной цены нефти 89,85 долл. США за баррель, курсе доллара 24,53 рублей в размере 3184,4 рублей за тонну нефти. Ставка НДПИ рассчитана в соответствии с ФЗ № 151-ФЗ от 27.07.2006 г. в зависимости от степени выработанности запасов.Результаты расчета налогов и платежей, отчисляемых в бюджет (доход государства

6.3 Технико-экономический анализ вариантов разработки, обоснование выбора варианта, рекомендуемого к утверждению

Целью экономической оценки вариантов разработки является выбор наилучшего варианта, обеспечивающего наибольшую экономическую эффективность разработки месторождения и достижения максимального коэффициента извлечения нефти.

Экономическое обоснование выполнено на основе анализа технологических вариантов разработки, отличающихся между собой проектным сроком, уровнями добываемой нефти, темпами отбора, динамикой добычи нефти, жидкости, вводом скважин из бурения и другими технологическими показателями.

Сопоставление основных технико-экономических показателей вариантов разработки месторождения с нормой дисконта 10% по запасам категории ВС1 приведены в таблицах 8.1-8.4 за проектный (технологический) срок.

Сопоставление основных технико-экономических показателей вариантов разработки месторождения с нормой дисконта 15% по запасам категории ВС1 приведены в таблицах 8.6-8.9.

По запасам категории С2 основные технико-экономические показатели варианта разработки пласта Б2 Южного купола с нормой дисконта 10 и 15 процентов за проектный (технологический) срок.

Экономические показатели рекомендуемого варианта разработки Северо-Каменского месторождения и рисунками 4.3.-4.4.

Расчеты технико-экономических показателей по рекомендуемому варианту 7 разработки по продуктивному пласту Б2 трех куполов Северо-Каменского месторождения и семи вариантам разработки (1, 2, 3, 4, 5, 6, 7) по месторождению в целом за проектный (технологический) срок разработки представлены в Приложении.

По вариантам разработки расчет технико-экономических показателей выполнен при условии реализация 70% нефти на внутреннем рынке и 30% нефти на внешнем рынке.

Выбор варианта, рекомендуемого к практической реализации, проведён с использованием показателей эффективности инвестиционных проектов. В качестве основного критерия принят дисконтированный поток денежной наличности (NPV), для оценки эффективности инвестиций использовались такие показатели, как срок окупаемости капитальных вложений, индекс доходности (прибыльности) и внутренняя норма доходности (IRR).

В соответствии с «Методическими рекомендациями по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» (Приложение к приказу МПР России № 61 от 21.03.2007г.) использовались также такие показатели, как объём добычи нефти и достижение максимально возможного КИН.

По расчетным данным разработка Северо-Каменского месторождения (запасы категории ВС1) эффективна по всем вариантам при вышеуказанных условиях реализации нефти. Технико-экономический анализ показателей разработки проведён за проектный (технологический) срок по вариантам (1, 2, 3, 4, 5, 6, 7).

Запасы категории ВС1

Пласт Б2

Центральный купол

По пласту Б2 выполнена экономическая оценка пяти технологических вариантов разработки (варианты 1, 2, 3, 4, 5).

Вариант 1 разработки предусматривает продолжение разработки залежи при сложившейся системе существующим фондом скважин.

Вариант 2 разработки дополнительно к первому варианту предусматривает интенсификацию тридцати четырех скважин в 2008-2010 годах путем замены ЭЦН на более производительные, перевод под нагнетание двух скважин в 2008 году и двух скважин в 2009 году, одной скважины в 2015 году. Также планируется РИР одной скважины в 2008 году и трех скважин в 2010 году.

Вариант 3 разработки рассчитан на основе второго варианта разработки, в дополнение к которому планируется зарезка боковых стволов в пяти скважинах в 2011, 2012 и 2013 годах.

Вариант 4 разработки рассчитан на основе третьего варианта, в котором дополнительно предусматривается бурение трех зависимых в 2014,2015 г.г. и двух оценочных скважин в 2016 году.

Вариант 5 разработки рассчитан на основе второго варианта разработки, в дополнение к которому рекомендуется зарезка боковых горизонтальных стволов в трех скважинах в 2008, 2010 и 2011 годах, а также одной оценочной скважины в 2016 году.

Разработка пласта Б2 экономически эффективна по всем (1, 2, 3, 4, 5) рассмотренным вариантам разработки при указанных условиях реализации нефти.

Величина дисконтированного потока денежной наличности рекомендуемого варианта 5 составит 5498,3 млн. руб., что превышает величину дисконтированного потока денежной наличности варианта 1 на 928,7 млн. руб., варианта 2 на 651,6 млн. руб., варианта 3 на 102,2 млн. руб., варианта 4 на 255,6 млн. рублей. Чистая дисконтированная прибыль предприятия 5 варианта рассчитана в сумме 6125,6 млн. руб., доход государства -19883,2 млн. руб. Проектный срок разработки пласта Б2 составит 17 лет, КИН за этот срок достигнет 0,566, добыча нефти - 2165,1 тыс. тонн.

Восточный купол

По пласту Б2 выполнена экономическая оценка шести технологических вариантов разработки (варианты 1, 3, 4, 5, 6, 7).

Вариант 1 разработки предусматривает продолжение разработки залежи при сложившейся системе существующим фондом скважин.

Вариант 3 разработки рассчитан на основе первого варианта разработки, в дополнение к которому предусматривается перевод под нагнетание двух скважин в 2008 и 2009 годах, РИР и ОПЗ нефтяным растворителем одной скважины в 2010 году. Кроме данных мероприятий планируется зарезка боковых стволов в 4 скважинах в 2010 -2011 годах и бурение оценочной скважины в 2013 году.

Вариант 4 разработки рассчитан на основе третьего варианта разработки, в котором дополнительно планируется бурение двух добывающих скважин в 2014 году и шести зависимых скважин в 2015 и 2016 годах.

Вариант 5 разработки рассчитан на основе первого варианта разработки, в дополнение к которому рекомендуется перевод под нагнетание двух скважин в 2009 и 2010 годах, РИР и ОПЗ нефтяным растворителем одной скважины в 2010 году. Кроме перечисленных мероприятий предусмотрена зарезка боковых горизонтальных стволов в трех скважинах в 2010-2012 годах и бурение по одной оценочной скважине в 2013 и 2015 годах.

Вариант 6 разработки рассчитан на основе первого варианта разработки, в дополнение к которому рекомендуется перевод под нагнетание двух скважин в 2009 и 2010 годах, РИР и ОПЗ нефтяным растворителем одной скважины в 2010 году. Кроме перечисленных мероприятий предусмотрена зарезка боковых горизонтальных стволов в четырех скважинах в 2010-2012 и 2016 годах и бурение по одной оценочной горизонтальной скважине в 2013 и 2015 годах, зависимой скважины в 2017 году, резервной скважины в 2018 году.

Вариант 7 разработки рассчитан на основе первого варианта разработки, в дополнение к которому рекомендуется перевод под нагнетание двух скважин в 2009 и 2010 годах, РИР и ОПЗ нефтяным растворителем одной скважины в 2010 году. Кроме перечисленных мероприятий предусмотрена зарезка боковых горизонтальных стволов в четырех скважинах в 2010-2012 и 2016 годах и бурение по одной оценочной скважине в 2013 и 2015 годах, трех зависимых скважин в 2017, 2018 и 2019 годах, резервной скважины в 2020 году.

Разработка пласта Б2 экономически эффективна по пяти (3, 4, 5, 6, 7) рассмотренным вариантам разработки при указанных условиях реализации нефти.

Величина дисконтированного потока денежной наличности варианта 7 составит 1658,9 млн. руб., что превышает величину дисконтированного потока денежной наличности варианта 1 на 1703,1 млн. руб., варианта 3 на 543,4 млн. руб., варианта 4 на 337,0 млн. руб., но меньше варианта 5 на 9,7 млн. руб., варианта 6 на 29,8 млн. рублей. Чистая дисконтированная прибыль предприятия рассчитана в сумме 1729,1 млн. руб., доход государства - 6063,9 млн. рублей. Проектный срок разработки пласта Б2 составит 40 лет, КИН за этот срок достигнет 0,496, добыча нефти - 761,7 тыс. тонн.

Южный купол

По пласту Б2выполнена экономическая оценка семи технологических вариантов разработки (варианты 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7) .

Вариант 1 разработки предусматривает продолжение разработки залежи при сложившейся системе существующим фондом скважин.

Вариант 2 разработки дополнительно к первому варианту предусматривает интенсификацию одной скважины в 2009 году путем замены ЭЦН на более производительные.

Вариант 3 разработки рассчитан на основе второго варианта разработки, в дополнение к которому предусматривается зарезка боковых стволов в 2 скважинах в 2010 - 2011 годах, бурение трех добывающих скважин в 2012-2013 годах.

Вариант 4 разработки рассчитан на основе третьего варианта разработки, в котором дополнительно рекомендуется бурение пяти зависимых скважин в 2014-2016 годах.

Вариант 5 разработки рассчитан на основе второго варианта, в дополнение к которому планируется зарезка боковых горизонтальных стволов в 3 скважинах в 2010 - 2012 годах, бурение одной зависимой скважины в 2013 году и одной оценочной скважины в 2013 году.

Вариант 6 разработки рассчитан на основе второго варианта, в дополнение к которому планируется зарезка боковых горизонтальных стволов в 3 скважинах в 2010 - 2012 годах, бурение двух зависимых горизонтальных скважин в 2013 и 2014 годах, одной оценочной скважины в 2013 и двух резервных горизонтальных скважин в 2015 и 2016 годах.

Вариант 7 разработки рассчитан на основе второго варианта, в дополнение к которому планируется зарезка боковых горизонтальных стволов в 3 скважинах в 2010 - 2012 годах, бурение четырех зависимых горизонтальных скважин по одной в 2013- 2016 годах, одной оценочной скважины в 2013.

Разработка пласта Б2 экономически эффективна по всем (1, 2, 3, 4, 5, 6, 7) рассмотренным вариантам разработки при указанных условиях реализации нефти.

Величина дисконтированного потока денежной наличности варианта 7 составит 1907,6 млн. руб., что превышает величину дисконтированного потока денежной наличности варианта 1 на 1313,4 млн. руб., варианта 2 на 1054,1 млн. руб., варианта 3 на 951,9 млн. руб., варианта 4 на 1033,0 млн. руб., варианта 5 на 44,9 млн. руб., варианта 6 на 59,3 млн. рублей. Чистая дисконтированная прибыль предприятия рассчитана в сумме 1978,9 млн. руб., доход государства - 6000,1 млн. рублей. Проектный срок разработки пласта Б2 составит 26 лет, КИН за этот срок достигнет 0,395, добыча нефти - 734,4 тыс. тонн

Запасы категории С2

По запасам категории С2 выполнена экономическая оценка одного технологического варианта разработки.

Пласт Б2

Южный купол

По пласту Б2 предусматривается бурение одной оценочной скважины в 2015 году. Как показывают расчеты, величина дисконтированного потока денежной наличности отрицательна и составит -26,3 млн. рублей. Проектный срок разработки составит 53 года, КИН достигнет 0,359, добыча нефти - 59,2 тыс. тонн.

Северо-Каменское месторождение (запасы категории ВС1) в целом

В целом по Северо-Каменскому месторождению (запасы категории С1) выполнена экономическая оценка семи технологических вариантов разработки (варианты 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7).

Варианты разработки Северо-Каменского месторождения (запасы категории ВС1) представляют сумму вариантов разработки отдельных объектов месторождения (таблица 4.4).

Таблица 4.4 Суммирование технико-экономических показателей объектов по вариантам разработки Северо-Каменского нефтяного месторождения (запасы категории ВС1)

Наименование	I	II	III	IV	V	V I	V II
Центральный купол	1	2	3	4	5	5	5
Восточный купол	1	1	3	4	5	6	7
Южный купол	1	2	3	4	5	6	7



Рис 4.3

Величина дисконтированного потока денежной наличности рекомендуемого варианта 7 составит 9064,8 млн. рублей. Этот показатель превышает величину дисконтированного потока денежной наличности варианта 1 на 3945,1 млн. руб., варианта 2 на 3408,8 млн. руб., варианта 3 на 1597,6 млн. руб., варианта 4 на 1625,5 млн. руб., варианта 5 на 35,1 млн. руб., варианта 6 на 29,4 млн. рублей. Чистая дисконтированная прибыль варианта 7 рассчитана в сумме 9833,5 млн. руб., доход государства - 31947,1 млн. рублей. За проектный срок разработки 40 лет КИН достигнет 0,534, добыча нефти составит 3661,1 тыс. тонн.

Авторами рекомендуется продолжить разработку месторождения по 7 варианту, учитывая максимальные показатели как экономические (дисконтированного потока денежной наличности, чистой дисконтированной прибыли, дохода государства), так и технологические (накопленной добычи нефти, КИН).



6.4 Анализ «чувствительности» рекомендуемого варианта разработки

Экономический риск определяется как «опасность, возможность убытка или ущерба», т.е. потери предприятием части своих ресурсов, недополучение доходов или появление дополнительных расходов в результате осуществления производственной или финансовой деятельности. Экономический риск оценивается анализом чувствительности основных показателей эффективности к изменению различных факторов.

Авторами в качестве факторов, влияющих на уровень основных экономических показателей разработки (дисконтированного потока денежной наличности, чистой дисконтированной прибыли предприятия, срока окупаемости капитальных вложений, дохода государства), выбраны: изменение цены реализации нефти, изменение (увеличение) текущих затрат, увеличение капитальных вложений, снижение уровня добычи нефти.

Снижение цены предусмотрено в диапазоне от 20% до 40%. Увеличение текущих затрат предусмотрено в диапазоне 20-40%, увеличение капитальных вложений в диапазоне 20-40%, увеличение нормы дисконта до 15%, снижение уровня добычи нефти на 20%.

Снижение цены реализации на 20% предполагает следующие условия реализации нефти: 70% нефти на внутреннем рыке по цене 12000 руб./т., 30% на внешнем рынке по цене 71,9 $/баррель (524,9$/т). Снижение цены реализации нефти на 40% предусматривает следующие условия реализации нефти: 70% нефти на внутреннем рыке по цене 9000 руб./т. и 30% на внешнем рынке по цене 53,9 $/ баррель (393,5$/т).

Результаты расчетов представлены в таблице 8.12 и на рисунке 8.5 за проектный срок разработки при ставке дисконтирования 10% по рекомендуемому варианту 7 в целом по Северо-Каменскому месторождению по запасам категории ВС1.

Увеличение текущих затрат и капитальных вложений снижает экономический эффект от предлагаемых мероприятий и соответственно уменьшает дисконтированный поток денежной наличности.

В целом по Северо-Каменскому месторождению по запасам категории ВС1вариант 7 разработки устойчив к рассмотренным колебаниям капитальных вложений на 20%-40%, эксплуатационных затрат в диапазоне 20%-40%, снижению цены реализации нефти в диапазоне от 20% до 40%, снижению уровня добычи нефти на 20% .

Расчеты показали, что при увеличении капитальных вложений на 20% дисконтированный поток денежной наличности уменьшится на 3,6%, а при увеличении капитальных вложений на 40% соответственно на 7,3%. Увеличение текущих затрат на 20% уменьшит дисконтированный поток денежной наличности на 1597,6 млн. рублей, а увеличение текущих затрат на 40% уменьшит дисконтируемый поток денежной наличности на 3208,2 млн. рублей.

При снижении цены реализации нефти на 20% (на внутреннем рынке по цене 12000 руб./т., на внешнем рынке -71,9 $ США за баррель) дисконтированный поток денежной наличности уменьшится на 27,5%, а при снижении цены реализации нефти на 40% (на внутреннем рынке по цене 9000 руб./т., на внешнем рынке -53,9 $ США за баррель)- на 54,8%.

При снижении уровня добычи нефти на 20% дисконтированный поток денежной наличности уменьшится на 2425,3 млн. рублей или на 26,8%.

При коэффициенте дисконтирования 15% изменение (уменьшение) основного показателя - «дисконтированного потока денежной наличности» составило 16,9% или на 1535,3 млн. рублей.

6.5 Технико-экономическая эффективность технологических и технических решений

Технико-экономическая оценка эффективности применения новых технологий осуществляется путем сравнения технико-экономических показателей вариантов разработки, имеющих капитальные вложения с вариантом, характеризующим показатели разработки без применения новых технологий (инвестиций).

При экономической оценке вариантов разработки нефтяных и газонефтяных месторождений авторы руководствовались «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов. М., Экономика, 2000 г.»

Основными положениями этих рекомендаций, которые определяют методы расчета эффективности инвестиций в случае дальнейшей разработки месторождения, являются следующие:

Денежный поток инвестиционного проекта (ИП) - это зависимость от времени денежных поступлений и платежей при реализации порождающего его проекта, определяемая для всего расчетного периода.

В основу оценки эффективности ИПподложены следующие основныепринципы, применяемые к любым типам проектов независимо от их технических, технологических, финансовых, отраслевых или региональных особенностей. К ним относятся:

учет только предстоящих затрат и поступлений. При расчетах показателей эффективности должны учитываться только предстоящие в ходе осуществления проекта затраты и поступления, включая затраты, связанные с привлечением ранее созданных производственных фондов, а также предстоящие потери, непосредственно вызванные осуществлением проекта (например, от прекращения действующего производства в связи с организацией на его месте нового). Ранее созданные ресурсы, используемые в проекте, оцениваются не затратами на их создание, а альтернативной стоимостью (opportunitycost) , отражающей максимальное значение упущенной выгоды, связанном с их альтернативным использованием. Прошлые, уже осуществленные затраты, не обеспечивающие возможности получения альтернативных (т.е. получаемых вне данного проекта) доходов в перспективе (невозвратные затраты, sankcost), в денежных потоках не учитываются и на значение показателей эффективности не влияют.

сравнение «с проектом» и «без проекта». Оценка эффективности ИП должна производиться сопоставлением ситуаций не «до проекта» и «после проекта», а «без проекта» и «с проектом».

Применительно к проектам дальнейшей разработки нефтяных и газонефтяных месторождений из приведенных определения денежного потока и этих принципов вытекают несколько положений, которые учитывались в расчетах эффективности инвестиций. Проект дальнейшей разработки включает инвестиционную составляющую, т.е. ИП.

В денежный поток ИП, должны включаться только те платежи и поступления, которые порождаются инвестициями.

Включение в денежный поток ИП текущих затрат на добычу УВ из уже существующих скважин и поступлений, связанных с реализацией УВ, противоречит приведенному определению ИП, искажает оцениваемую таким образом эффективность инвестиций и может приводить к ошибочным инвестиционным решениям.

Выделение из проекта дальнейшей разработки месторождения инвестиционного проекта (ИП) осуществляется сопоставлением ситуаций «без проекта» и «с проектом».

Для этого моделируется денежный поток, сопутствующий варианту дальнейшей разработки без инвестиций, т.е. ситуации «без проекта». Соответствующий денежный поток, связанный с добычей и реализацией этих углеводородов, состоит из положительных годовых значений: в оттоках денежных средств отсутствуют капитальные вложения, а эксплуатационные расходы и налоговые отчисления покрываются выручкой от реализации продукции. Условность этого варианта (базового) состоит в том, что он рассматривается лишь для оценки эффективности инвестиций, а не для возможной реализации.

В случае наличия отрицательной части полученного таким образом денежного потока он является базой для расчета эффективности инвестиций.

Отсутствие отрицательных годовых значений свидетельствует о высокой эффективности инвестиций (окупаемость менее одного года).

В соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов» сопоставлена ситуация «без проекта» и «с проектом».

Сопутствующий денежный поток, связанный с добычей нефти и реализацией, состоит из положительных годовых значений, так как в оттоках денежных средств нет капитальных вложений.

Для оценки эффективности инвестиций рассчитывается денежный поток, представляющий собой разность годовых значений денежного потока по каждому технологическому варианту (с проектом) и базовому (без проекта), из годовых сальдо первого вычитаются годовые сальдо второго.

Индекс доходности инвестиций (ИД) определен, как отношение ЧД к накопленному объему инвестиций, увеличенному на единицу (ИД=1+ЧД/К).

Внутренняя норма доходности (IRR) седьмого варианта составит больше 100%, индекс доходности инвестиций (PI) - 2,6 единицы.

Вывод:

Показатели, характеризующие эффективность разработки Северо-Каменского месторождения определены при условии сбыта 70 % добываемой продукции на внутреннем рынке по цене 15000 руб./т. и 30 % на внешнем рынке по цене 89,85 долл./барр. (655,9 долл./т) в условиях действующей налоговой системы.

В целом по Северо-Каменскому месторождению (запасы категории С1) выполнена экономическая оценка семи технологических вариантов разработки (варианты 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7).

Выбор варианта, рекомендуемого к практической реализации, проведен с использованием показателей эффективности инвестиционных проектов. В качестве критериев приняты дисконтированный поток денежной наличности (NPV), срок окупаемости, индекс доходности (прибыльности).

Разработка месторождения эффективна по всем рассмотренным вариантам.

Учитывая максимальные экономические (дисконтированный поток денежной наличности, доход государства, прибыль предприятия) и технологические (объем добычи нефти, КИН) показатели разработки к реализации рекомендуется 7 вариант, который включает в себя бурение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов и строительство полигона поглощения на месторождении.

Рекомендуемый вариант в целом по месторождению представляет собой пятого варианта по Центральному куполу и седьмых расчетных вариантов по Восточному и Южному куполам.

Величина дисконтированного потока денежной наличности рекомендуемого варианта 7 составит 9064,8 млн. рублей, что превышает величину дисконтированного потока денежной наличности варианта 1 на 3945,1 млн. руб., варианта 2 на 3408,8 млн. руб., варианта 3 на 1597,6 млн. руб., варианта 4 на 1625,5 млн. руб., варианта 5 на 35,1 млн. руб., варианта 6 на 29,4 млн. рублей. Чистая диско...