Экономика и организация проектирования нефтегазовых объектов

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М. ГУБКИНА Кафедра производственного менеджмента

Крайнова Э.А., Лоповок Г.Б., Хвастунова А.М.

Экономика и организация проектирования нефтегазовых объектов

МОСКВА 2009

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА имени И.М.ГУБКИНА Кафедра производственного менеджмента

Крайнова Э.А., Лоповок Г.Б., Хвастунова А.М.

Экономика и организация проектирования нефтегазовых объектов

МОСКВА 2009 1

ББК Рецензент: доктор экономических наук, профессор Миловидов К.Н., заведующий кафедрой международного нефтегазового бизнеса РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина Крайнова Э.А., Лоповок Г.Б., Хвастунова А.М. Экономика и организация нефтепромысловых объектов. Учебное пособие. М.: Изд-во «Нефть и газ», РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, 2009. – 97 с. В учебном пособии изложены принципы и общие положения экономики и организации технико-экономического проектирования производственных объектов нефтегазового комплекса, методы анализа и оценка проектных решений с целью выборы оптимальных вариантов. Показаны пути рациональной организации работ по проектированию, резервы повышения его эффективности в рыночных условиях. Все эти вопросы рассмотрены применительно к производствам, участвующим в формировании общего цикла освоения нефтегазовых ресурсов. Особое внимание проектированию буровых работ – основе воспроизводства нефтегазовых запасов добывающих мощностей. Учебное пособие предназначено для слушателей экономических и технических специальностей, а также может представлять интерес для работников экономических и технических служб предприятий нефтегазовой промышленности.

© Крайнова Э.А., Лоповок Г.Б., Хвастунова А.М., 2009 © Государственное унитарное предприятие Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2009

2

СОДЕРЖАНИЕ Введение 1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ПРОЕКТА И ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ 1.1. Значение и роль технико-экономического проектирования в обеспечении эффективности нефтегазового производства 1.2. Понятие проекта, его характеристики 1.3. Нормативно-методические отраслевые требования к проекту 1.4. Риски нефтегазовых проектов 2. ПРОЕКТНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ 2.1. Роль, значение и виды проектной документации и техникоэкономических расчетов 2.2. Основные требования к содержанию проектных документов 2.3. Технико-экономическое обоснование нефтегазового проекта 2.4. Виды оценки нефтегазовых проектов и критерии их эффективности 3. ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТА ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ 3.1. Нормативно-методическая база проектирования ГРР 3.2. Формирование затрат на проведении ГРР и учет их в проекте 3.3. Первоначальная оценка геологоразведочных активов в проекте проведения ГРР и порядок учета 3.4. Особенности расчета инвестиционных и эксплуатационных расходов в проектах проведения геологоразведочных работ и освоения перспективных структур, в проектах освоения новых месторождений углеводородов 3.5. Расчет чистой прибыли в проектах геологоразведочных работ 4. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН 4.1. Особенности проекта строительства скважин 4.2. Разработка типовых, индивидуальных проектов и смет на строительство скважин 4.3. Методы определения сметной стоимости строительства скважин 4.4. Порядок разработки проекта на строительство нефтяных и газовых скважин 5. ОЦЕНКИ ПРОЕКТА РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 5.1. Особенности проектных документов на разработку нефтяных и газовых месторождений 5.2. Особенности программ доразведки и исследовательских работ и их отражение в проекте разработки нефтегазовых месторождений

5 6 6 7 9 15 19 19 21 25 27 30 30 31 33 35

37 39 39 40 47 55 56 56 59

3

5.3. Исходная информация для оценки эффективности нефтегазовых проектов 5.4. Денежный поток наличности и критерии эффективности проекта 5.5. Расчет инвестиционных расходов в проектах разработки месторождения 5.6. Расчет эксплуатационных расходов на добычу углеводородов 5.7. Оценка эффективности проекта 6. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ 6.1 Особенности проектирования МТП 6.2. Технико-экономическое обоснование проекта 6.3. Экономическое обоснование трассы и схемы транспортировки газа, нефти по трубопроводам Литература Приложения

60 61 64 70 72 76 76 76 77 87 88

4

ВВЕДЕНИЕ Технико-экономическое проектирование является основой осуществления капитального строительства, создания новых видов продукции, разработки прогрессивных технологий, форм организации производства и его управления. От успешности разработки проектов выбора оптимальных вариантов проектных решений зависит эффективность капитального строительства, воспроизводство производственных фондов нефтегазовых отраслей, совершенства техники и т.д. От качества проектирования каждого звена системы зависит конечный результат производственно-хозяйственной деятельности предприятия. Высококачественное технико-экономическое проектирование позволяет обеспечить экономию капитальных вложений, в конечном счете, повысить качество выпускаемой продукции для народного хозяйства. Важнейшей задачей проектирования является рациональное районирование производственных сил, которое базируется на ряде принципов: − приближение строящихся объектов к источникам сырья, энергии, районам потребления выпускаемой продукции, создание новых энергетических баз вблизи крупных промышленных центров для обеспечения гибких транспортных связей, устранение чрезмерно дальних и нерациональных перевозок сырья, топлива и промышленной продукции; − равномерное размещение промышленности по районам страны; − повышение темпов развития промышленности в национальных и окраинных районах страны, подъем их экономического уровня; − рациональное разделение труда между экономическими районами при комплексном развитии хозяйства каждого из них, обеспечивающее целесообразное и эффективное использование природных ресурсов с выделением ведущих отраслей, определяющих экономический профиль каждого района, продвижение промышленности в мало освоенные районы, располагающие соответствующими природными ресурсами. Целью изучения курса является: − рассмотрение состава назначения и порядка разработки проектно-сметной документации в различных производствах нефтегазового комплекса; − изучение методов (направлений) анализа и оценки эффективности разрабатываемой проектной документации; − рассмотрение путей совершенствования процесса проектирования и повышения качества проектно-сметной документации с учетом особенностей нефтегазовой промышленности.

5

1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ПРОЕКТА И ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ 1.1. Значение и роль технико-экономического проектирования в обеспечении эффективности нефтегазового производства Нефтегазодобыча характеризуется рядом специфических особенностей, отличающих ее от других областей производства. Учет этих особенностей при оценке эффективности проектных решений на корпоративном уровне является необходимым условием повышения уровня их надежности и обоснованности. Особую актуальность приобретают исследования, направленные на совершенствование нормативно-правовых механизмов в области регулирования методологической основы оценки эффективности проектных решений на различных уровнях корпоративного управления портфелем нефтегазовых проектов. К настоящему времени уже сформировалась общая теоретическая, нормативно-правовая и методологическая база подготовки принятия и реализации инвестиционных решений в рамках концепции международного проектного анализа, адаптированного к условиям современной российской экономики. Наработан определенный инструментарий технико-экономического обоснования выбора приоритетных направлений инвестирования, направленных на оптимизацию принимаемых управленческих решений. Нефтегазодобыча в этих вопросах занимает ведущее место. Международная практика недропользования стала широко использоваться при решении вопросов оценки эффективности разработки новых нефтегазовых месторождений, доразработки эксплуатируемых месторождений, реконструкции нефтепромыслового хозяйства и газопереработки. Технико-экономическое проектирование (ТЭП) является неотъемлемой частью инвестиционного процесса и осуществления капитального строительства. В общем объёме инвестиций затраты на создание проекта составляют от 1,5 до 3 %. В стоимости строительно-монтажных работ доля составляет до 5 - 7 %. При этом недостаточно проработанный проект может привести к повышению этих затрат. В дальнейшем отклонение фактических затрат от проектных приводит к снижению экономической эффективности проекта. Технико-экономическое проектирование – создание новых видов продукции, разработки прогрессивных технологий, передовых форм организации и управления производством, которые направлены на расширение капитального строительства. А нефтегазовая отрасль связана непосредственно с расширением капитального строительства. Суть ТЭП состоит в сочетании технических возможностей предполагаемых вариантов проекта и их экономической целесообразности. 6

Такой подход позволяет реалистически оценить отдачу от инвестирования денежных средств в проект и оценить выгодность, необходимость принятия инвестиционных решений. При этом одно из обязательных условий при формировании проекта – это учёт особенностей нефтегазового производства. Особенности: • Территориальное размещение, т.е. проектирование всегда связано с конкретным объектам. • Специфика направленности объекта проектирования – удалённость промышленных центров, рассредоточенность и многочисленность этих объектов по месторождениям. • Непрерывность капитальных вложений на протяжении всего времени эксплуатации месторождения. • Большой объём строительства линий электропередач, автодорог, трубопровода (порядка 75% от общего объёма обустройства месторождений приходится на обустройство инфраструктуры). • Связь с другими отраслями. • Социально-экономические факторы. • Геологический фактор. 1.2. Понятие проекта, его характеристики Существует несколько определений понятия «проект»: • замысел или план; • комплект документов по созданию какого-либо объекта, продукта, услуги; • предварительный вариант документа. Под проектом понимается система, сформулированных в его рамках целей, создаваемых или модернизируемых физических объектов и технологических процессов, технической и организационной документации, материального труда и финансовых ресурсов, а также управленческих решений и мероприятий по их выполнению. Основные элементы, создаваемые в процессе реализации проекта: • проектная документация; • производственные объекты и помещения; • технологическое оборудование; • производимый продукт и т.д. Элементы, обеспечивающие выполнение работ по реализации проекта: • финансы; • кадры; • сырьевые ресурсы; • земельный участок; • контракты и т.д. 7

Процессы, связанные с проектированием • маркетинг; • элементы закупки и поставки оборудования и технологии; • строительно-монтажные работы; • эксплуатация и производство продукции. Факторы, определяющие проект Масштабы проекта: − малые проекты; − мегапроекты (обустройство месторождений). Сроки реализации проекта: - краткосрочные; - долгосрочные (нефтегазовые проекты). Качество: проекты должны быть бездефектными Факторы ограниченности ресурса: − мультипроекты; − проекты модульного строительства (типично для нефтегазовой промышленности). Социально–экономический: − с социальным уклоном; − с экологическим уклоном. Жизненный цикл проекта – промежуток времени между появлением проекта и его завершением. Началом проекта может быть: • зарождение идеи; • открытие финансирования; • начало строительства. Окончанием проекта может быть: • ввод объекта в эксплуатацию; • прекращение финансирования работ; • Перевод персонала на другие работы; • вывод объекта из эксплуатации. Состояния, через которые проходит проект, называют «фазами» (этапами, стадиями). Их можно выделять по различным признакам: 1) прединвестиционная фаза (оценка инвестиционных возможностей, прединвестиционное ТЭО); 2) инвестиционная фаза (переговоры о заключении контрактов с подрядчиками, проектирование, маркетинг, строительство объектов, обучение персонала будущего предприятия); 3) эксплуатационная фаза (выпуск целевой продукции, сдача-приемка объектов, их ввод в эксплуатацию, замена оборудования, расширение производства, инновационная деятельность, ликвидация объекта). 8

1.3. Нормативно-методические отраслевые требования к проекту Курс технико-экономического проектирования отражает систематизацию имеющейся нормативно-правововй информации в области экономики нефтяной и газовой промышленности и методологии управления инвестициями при оценке нефтегазовых проектов. Учитывая большой объем информации в области оценки эффективности нефтегазовых проектов, проводимый аналитический обзор отечественных нормативных документов и методических материалов по экономике недропользования сгруппирован по трем позициям: − нормативно-правовое законодательство в области недропользования; − общие методические материалы по оценке эффективности нефтегазовых проектов; − методические материалы по оценке эффективности нефтегазовых проектов на условиях СРП. Проектно-сметной документацией (ПСД) детализируются принятые в обоснованиях инвестиций решения и уточняются основные техникоэкономические показатели инвестиционных проектов. ПСД на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений включает в себя проектно-технические документы на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений и ТЭО проекта строительства скважин, обустройства месторождений. Основными нормативными документами и используемыми при составлении ПСД являются: − Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составления проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений СН и П 11-01-95. — М.: 1995; − Методические рекомендации по разработке технической части тендерной документации и оферт претендентов. — М.: ЭКЦ при Минстрое России, 1995; − Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений СП 11101-95, М.: 1995; − Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96); − Дополнение к Регламенту РД 153-39-007-95 от 6.08.1999 № 265, введенного приказом Минтопэнерго РФ от 6.08.99. Особенности и порядок экспертизы нефтегазовых – проектов определяется комплексом законодательных документов: 1. Инструкция о порядке проведения государственной экспертизы проектов строительства РДС 11-201-95 в действующей редакции. 9

2. Об инвестиционной деятельности в РСФСР. Закон РСФСР от 26.06.91 в действующей редакции. 3. Об инвестиционной деятельности в РФ, осуществляемой в форме капитальных вложений. Федеральный закон № 39-ФЗ от 25.02.99 в действующей редакции. 4. Об иностранных инвестициях в РФ. Федеральный закон РФ от 02.07.99. 5. Об утверждении Положения о порядке определения стоимости проведения государственной экологической экспертизы документации Минюст № 1533 01.06.98. Приказ Госкомэкологии России № 238 от 22.04.98. 6. Об утверждении Порядка проведения государственной экспертизы проектов строительства объектов с привлечением иностранного капитала в РФ. Постановление Минстроя РФ № 18-18 от 26.02.95. 7. Об утверждении Правил проведения экспертизы промышленной безопасности Минюст № 1656 08.12.98. Постановление Госгортехнадзора России № 64 от 6.11.98. 8. Об утверждении Правил экспертизы декларации промышленной безопасности Минюст № 1920 01.10.99. Постановление Госгортехнадзора России № 65 от 07.09.99. 9. Об экологической экспертизе. Закон Российской Федерации № 174-ФЗ от 23.11.95. В действующей редакции. 10. Требования по составу и содержанию экспертного заключения по ТЭО (проекту) на строительство объектов производственного назначения. — М.: Госстрой России, 1993. Законодательно установлено, что экспертиза является неотъемлемым и необходимым этапом проектного цикла. Основной проектной стадией, подлежащей государственной экспертизе, является технико-экономическое обоснование строительства. В настоящее время основными методическими документами, регламентирующие оценку эффективности осуществления инвестиций в объекты недропользования, являются: Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (Официальное издание) 2000 г. Технико-экономическое обоснование поисков, разведки, разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на условиях соглашения о разделе продукции (ТЭО СРП) — М.: 1998 г. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. В «Методических рекомендациях» раскрыты основные принципы и методы оценки эффективности и финансовой реализуемости инвестиционных проектов для типичных практических ситуаций. Порядок оценки эффективности инвестиционного проекта на условиях СРП, основанный на 10

Положении ФЗ о «Соглашениях о разделе продукции» изложен в приложении «Особенности оценки эффективности некоторых типовых проектов». «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» содержит методические рекомендации предполагающие единый подход к оценке вариантов разработки месторождений на условиях лицензионного соглашения. Методика служит инструментом для оценки эффективности разработки объекта недропользования при сопоставительном анализе и обосновании целесообразности перевода объекта на условия соглашения о разделе продукции на стадии подготовки ТЭО СРП. «ТЭО СРП» — дополнение к «Регламенту составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» включает регламентацию содержания технико-экономических обоснований, устанавливает единообразный метод расчета экономических показателей разработки месторождений, представляемых компаниями на конкурсы и аукционы. На стадии подготовки проектов на условиях соглашения о разделе продукции, оценивается будущий проект и дается оценка экономической целесообразности осуществления инвестиций в разработку, при этом при оценке оперируют будущими, ожидаемыми показателями деятельности предприятия. В соответствии с разделом 1 «Назначение рекомендаций методические рекомендации содержат методы расчета эффективности инвестиционных проектов (ИП). В этих целях они предусматривают: − унификацию терминологии и перечня показателей эффективности ИП, разрабатываемых различными проектными организациями, а также подходов к их определению; − систематизацию и унификацию требования, предъявляемых к предпроектным и проектным материалам при рассмотрении расчетов эффективности ИП, а также к составу, содержанию и полноте исходных данных для проведения этих расчетов; − рационализацию расчетного механизма, используемого для определения показателей эффективности, и приведение его в соответствие с нормативными требованиями и расчетными формами, принятыми в международной практике; − установление требований к экономическому сопоставлению вариантов технических, организационных и финансовых решений, разрабатываемых в составе отдельного ИП; − учет особенностей реализации отдельных видов ИП, обусловливающих использование нестандартных методов оценки эффективности. 11

Рекомендации предназначены для организаций всех форм собственности, участвующих в разработке, экспертизе и реализации ИП. Рекомендации могут быть приняты в качестве основы для создания нормативно-методических документов по разработке и оценке эффективности отдельных видов ИП, учитывающих их специфику. Рекомендации используются: − для оценки эффективности и финансовой реализуемости ИП; − для оценки эффективности участия в ИП хозяйствующих субъектов; − для принятия решений о государственной поддержке ИП; − для сравнения альтернативных (взаимоисключающих) ИП, вариантов ИП и оценки экономических последствий выбора одного из них; − для оценки экономических последствий отбора для реализации группы ИП из некоторой их совокупности при наличии фиксированных финансовых и других ограничений; − для подготовки заключений по экономическим разделам при проведении государственной, отраслевой и других видов экспертиз обоснований инвестиций, ТЭО, проектов и безнес-планов; − для принятия экономически обоснованных решений об изменениях в ходе реализации ИП в зависимости от вновь выявляющихся обстоятельств (экономический мониторинг). В методических рекомендациях Регламента предлагается экономическую оценку вариантов разработки проводить с использованием системы показателей, характерных для рыночной экономики, широко используемых в зарубежной, а сейчас и в отечественной практике. В процессе экономической оценки необходимо отражать геолого-физические, технологические, технические и экологические особенности, связанные с разработкой нефтяного (нефтегазового) месторождения. В экономическую оценку включаются технологические варианты разработки, отличающиеся плотностью сетки скважин, порядком и темпами разбуривания, методами воздействия на залежь, уровнями добываемой нефти, жидкости, вводом из бурения добывающих и нагнетательных скважин, объемом закачиваемой воды, реагентов, способами эксплуатации и др. Все варианты систем разработки подвергаются экономической оценке по годам, этапам разработки (5, 10, 15, 20 лет), а также в целом за проектный срок. Экономическая эффективность отражает соотношение затрат и результатов применительно к рассматриваемым технологическим вариантам. Результатом экономической оценки является выявление наиболее рационального варианта разработки месторождения, отвечающего критерию достижения максимального экономического эффекта от возможно полного извлечения из пластов запасов нефти при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды. 12

Для стоимостной оценки результатов и затрат могут использоваться базисные, мировые, прогнозные и расчетные цены. Система показателей, используемая для определения эффективности проекта разработки, учитывает интересы непосредственных участников реализации проекта, а также интересы федерального и местного бюджетов. В методических рекомендациях предусматривается: − приведение предстоящих разновременных расходов и доходов к условиям их соразмерности по экономической ценности в начальном периоде; − учет инфляции, влияющей на ценность используемых денежных средств; − учет рисков, связанных с осуществлением проекта; − обоснование целесообразности участия в реализации проектов заинтересованных предприятий, банков, российских и иностранных инвесторов, федеральных и региональных органов государственного управления. Для установления влияния экономических факторов на показатели рекомендуется осуществлять оценку эффективности разработки, технологических вариантов в нескольких экономических вариантах, отражающих, например, различные условия сбыта добываемой продукции (внутренний, внешний рынки), изменения действующей налоговой системы (наличие льготного налогообложения или уменьшение налоговых ставок), условия начисления амортизации (традиционная система или ускоренная), различные коэффициенты дисконтирования и др. Методические рекомендации по экономическому обоснованию систем разработки могут быть использованы в различных проектных документах: − проект пробной эксплуатации; − технологическая схема (проект) опытно-промышленной разработки; − технологическая схема разработки; − проект разработки; − уточненный проект разработки (доразработки); − технико-экономическое обоснование (производственных мощностей, коэффициента нефтеизвлечения, целесообразности ввода месторождения в разработку). Экономически обоснованная величина коэффициента нефтеизвлечения определяется за период рентабельной эксплуатации объекта. За рентабельный срок принимается период получения положительных значений текущего (годового) дисконтированного потока наличности. Недостатком регламента является то, что он содержит устаревшие положения (например, льготы по отмененным налогам). Технико-экономическое обоснование поисков, разведки и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на условиях соглашения о разделе продукции (ТЭО СРП) 6 августа 1999 г. № 265 основывается на двух основных 13

нормативных документах: ФЗ «О СРП», и в соответствии с «Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» (РД 153-39-007-96). Регламентация содержания технико-экономических обоснований (ТЭО) соглашений о разделе продукции (СРП) преследует достижение: − полноты и обоснованности материалов всех частей ТЭО; − единообразия методов расчета экономических показателей, представляемых компаниями на конкурсы и аукционы; − баланса интересов Государства и Инвестора при заключении СРП, выражающегося в справедливом разделе продукции как при разработке новых, так и при дальнейшей эксплуатации старых месторождений УВ. Этот документ может иметь обязательный характер только для «государственной» стороны — министерств и ведомств, а также для органов государственной власти субъектов РФ. В этом случае он будет представлять собой Документ, являющийся основой для ведения переговоров между Государством и Инвестором об условиях раздела продукции. Для инвестора же такой Регламент может иметь лишь рекомендательный характер. При этом не только каждая из сторон, но и все официальные участники подготовки и заключения (утверждения) соглашения должны иметь возможность и право выполнения в случае необходимости собственных ТЭО для формирования и обоснования собственной индивидуальной позиции на переговорах. Применение принципа раздела продукции между Государством и Инвестором, в первую очередь, вносит особенности в определение и формы представления экономических показателей ТЭО. Наиболее ответственной задачей является разработка механизма раздела продукции, который должен удовлетворять владельца недр — Государство и пользователя недр - Инвестора. Методы и схемы построения механизма раздела продукции не регламентируются: они должны предлагаться составителями ТЭО и корректироваться в процессе переговоров по заключению конкретною СРП. При составлении ТЭО СРП основными геолого-технологическими данными являются результаты расчетов технологических показателей разработки по годам эксплуатации объекта». Обоснование схем обустройства месторождений, вариантов внешнего транспорта добываемой продукции, а также обоснование применения необходимого технологического оборудования в ТЭО СРП производится для оценки эффективности предлагаемых вариантов освоения месторождений УВ с технической, технологической, экологической и экономической точек зрения. Основные методические принципы формирования информационной базы оценки инвестиционной деятельности, в том числе в геологоразведке и нефтегазодобыче нашли отражение в следующих методических документах:

14

− Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (Министерство экономики РФ от 21 июня 1999 г. № ВК 477; − Регламент составления проектных технологических документов по разработке нефтяных и газовых месторождений; − ТЭО поисков, разведки и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на условиях СРП. Данный документ отражает общую структуру сбора исходной информации для оценки эффективности инвестиционных проектов. Для оценки нефтегазовых проектов необходимо учитывать отраслевую специфику, что дополняется Регламентом (РД 153-39-007-96). 1.4. Риски нефтегазовых проектов Учитывать риск инвестиционных проектов в зависимости от их типа рекомендуется следующими методами: − методом изменения ставки дисконтирования в зависимости от категории интегрального риска инвестиционного проекта (для всех типов инвестиционных проектов); − методом оценки ожидаемой стоимости проекта (для проектов проведения геологоразведочных работ и освоения перспективных структур). I. Метод учета влияния рисков на эффективность реализации инвестиционных проектов с помощью ставки дисконтирования заключается в варьировании ставки дисконтирования в зависимости от категории риска инвестиционного проекта. Расчет ставки дисконтирования производится по формуле, которая включает поправку на риск (премию за риск): Е Н = Ебр + ΔЕ р ,

(1.1)

где Ебр - безрисковая ставка дисконтирования, %; ΔЕ р - поправка ставки дисконтирования на риск, %.

Для оценки интегрального риска инвестиционных проектов используются следующие типы рисков в зависимости от источников их возникновения: − макроэкономический; − страновой; − отраслевой; − проектный. Макроэкономический риск. К этому типу риска относятся риски неблагоприятных изменений обменного курса валют, цен на углеводороды, отраслевых индексов инфляции, налоговой среды. Страновой риск. К страновому риску относятся политические и законодательные риски. 15

Отраслевой риск. К отраслевому риску инвестиционных проектов в бизнес – сегменте "Геологоразведка и добыча" относятся геологические, технологические, производственные и прочие риски. Проектный риск. К проектному риску относятся управленческие, строительные, экологические риски, лицензионный риск и др. По результатам экспертной оценки каждому типу риска инвестиционных проектов присваивается соответствующая категория по шкале: − высокий; − средний: − низкий. Определение категорий риска для каждого типа рисков инвестиционных проектов является основанием для определения интегрального (суммарного) риска инвестиционного проекта. Интегральный риск. Оценка интегрального риска инвестиционного проекта - это оценка уровня риска инвестиционного проекта в целом по следующей шкале: − очень высокий; − высокий; − средний: − низкий. Интегральный риск инвестиционных проектов оценивается по следующим правилам: • если три или четыре типа риска имеют категорию "высокий риск", то интегральный риск проекта получает категорию "очень высокий"; • если два типа риска имеют категорию "высокий риск", то интегральный риск проекта получает категорию "высокий"; • если только один тип риска имеет категорию "высокий риск", то, вне зависимости от того, какие категории имеют три других типа риска, интегральный риск проекта получает категорию "средний"; • если два и более типа рисков проекта имеют категорию "средний", а остальные - категорию "низкий", то интегральный риск проекта оценивается как "средний"; • если только один тип риска проекта оценивается как "средний", а вес остальные имеют категорию "низкий", то инвестиционному проекту в целом присваивается "низкий" уровень риска; • проектам, для которых характерен "низкий" уровень всех присущих им типов риска, присваивается "низкая" категория интегрального риска. Например, интегральный риск инвестиционных проектов разработки месторождений, находящихся в промышленной эксплуатации, оценивается как "низкий": 16

Макроэкономический тип Средний

Страновой тип Низкий

Отраслевой тип Низкий

Проектный тип Низкий

Таблица 1.1 Интегральный тип Низкий

Поправка на риск для инвестиционных проектов проведения геологоразведочных работ и освоения перспективных структур, проектов разработки новых месторождений, как правило, выше, чем по проектам разработки месторождений, находящихся в промышленной эксплуатации. Величина поправки па риск (премии за риск) определяется исходя из уровня интегрального риска проекта: Таблица 1.2 Поправка ставки дисконтирования Интегральный риск проекта на риск проекта, % Очень высокий 18 Высокий 12 Средний 8 Низкий 3 Метод оценки ожидаемой стоимости применяется для инвестиционных проектов проведения геологоразведочных работ и освоения перспективных структур. Он позволяет анализировать эффективность инвестиционного проекта с учетом вероятности открытия месторождения. Ожидаемая стоимость проекта (Sпр) определяется как сумма чистых приведенных стоимостей проекта по всем возможным путям дерева решений, взвешенных на соответствующие вероятности. В простейшем случае, когда дерево состоит только из двух ветвей (успех-неуспех) ожидаемая стоимость проекта рассчитывается по формуле: S пр = ρ ∗ ЧДД + (1 − ρ ) ∗ ЧДД грр

(1.2)

где Sпр

- ожидаемая стоимость проекта, млн.руб.; вероятность экономического успеха при проведении геологоразведочных работ и освоении перспективных структур, % или долях ед.; ЧДД - ожидаемый чистый дисконтированный доход в случае успеха геологоразведочных работ, млн. руб.; чистый дисконтированный доход от проведения ЧДДгрр геологоразведочных работ, млн. руб. Чистый дисконтированный доход от проведения геологоразведочных работ является отрицательной величиной и равен дисконтированным расходам ρ

17

на проведение геологоразведочных работ, включая поисково-разведочное бурение. Вероятность экономического успеха при проведении геологоразведочных работ и освоении перспективных структур должна устанавливаться специалистами Компании индивидуально по каждому проекту экспертным путем и согласовываться со всеми подразделениями бизнес-сегмента "Геологоразведка и добыча". При определении чистых дисконтированных доходов по этому виду проектов ставку дисконтирования рекомендуется определять исходя из средневзвешенной стоимости капитала (WACC) Компании. Оценка ожидаемой стоимости характеризует эффективность направления инвестиций в проекты проведения геологоразведочных работ и освоения перспективных структур: если ожидаемая стоимость проекта не отрицательна, то проект эффективен и может быть рекомендован к реализации. 1. 2. 3. 4.

Вопросы для самоконтроля Значение процесса проектирования. Состав и значение предпроектной стадии. Понятие проекта. Этапы его разработки. Понятие рисков и их классификация.

18

2. ПРОЕКТНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ 2.1. Роль, значение и виды проектной документации и техникоэкономических расчетов Проектные документы на разработку месторождений составляются по заданию недропользователей научно-исследовательскими и проектными организациями. Проектные технологические документы на разработку месторождений составляются на основании лицензий на пользование недрами, выданных в порядке, установленном законодательством Российской Федерации о недрах, запасов полезных ископаемых, прошедших на основе данных государственную экспертизу и/или находящихся на государственном балансе на дату составления проектного документа и рассматриваются в установленном порядке Центральной комиссией по разработке Роснедра. В соответствии со статьей 23.2 Закона Российской Федерации «О недрах» разработка месторождений полезных ископаемых осуществляется в соответствии с техническими проектами. Ввод месторождения в промышленную разработку без проектного документа, согласованного в федеральном органе исполнительной власти, запрещается. Предлагаемые в проектном документе решения должны быть направлены на достижение максимально возможного экономически целесообразного извлечения из пластов и использование нефти, попутного газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов, обеспечивать выполнение обязательств недропользователя в соответствии с условиями лицензии на право пользования участком недр при соблюдении требований по геологическому изучению, охране недр и правил ведения горных работ. В качестве проектных технологических документов могут рассматриваться: − проекты пробной эксплуатации, − технологические схемы разработки и дополнения к ним, − проекты разработки и дополнения к ним, − технологические схемы опытно-промышленных работ на отдельных участках и залежах, − авторские надзоры за реализацией проектных технологических документов (далее – авторский надзор). Проект пробной эксплуатации составляется для месторождений при недостаточности объема исходных данных для составления технологической схемы разработки, как правило, сроком до трех лет. 19

Задачей пробной эксплуатации является уточнение запасов углеводородного сырья (УВС), геологической модели месторождения, обоснование режима работы залежей, выделения эксплуатационных объектов и оценка перспектив развития добычи. При наличии информации о геологическом строении залежей нефти и коллекторских свойствах пластов, достаточной для составления технологической схемы или проекта разработки в качестве первого проектного документа, проект пробной эксплуатации не составляется. Проекты пробной эксплуатации и технологические схемы рекомендуется составлять для вводимых в разработку месторождений и для своевременного оформления разрешительных документов на право ведения разработки на участке недр, проектирования и строительства объектов обустройства. Технологическая схема разработки является основным проектным технологическим документом, определяющим систему промышленной разработки месторождения на период его разбуривания основным эксплуатационным фондом скважин. В технологических схемах рекомендуется рассматривать мероприятия по повышению коэффициента извлечения УВС гидродинамическими, физикохимическими, тепловыми и другими методами, мероприятия по использованию попутного нефтяного газа. Проект разработки является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю процесса разработки. Технологические схемы опытно-промышленных работ рекомендуется составлять для залежей или участков месторождений, находящихся в любом периоде их разработки, с целью проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий системы или технологии разработки. Срок действия технологических схем опытно-промышленных работ – до 7 лет. Авторский надзор является инструментом контроля реализации проектных технологических документов и рационального использования запасов УВС. В авторском надзоре основные положения действующего проектного документа не изменяются. Авторский надзор выполняется организацией, подготовившей действующий проектный технологический документ. При авторском надзоре осуществляется контроль реализации проектных технологических документов, сопоставляются фактические техникоэкономические показатели с принятыми в проектных технологических документах, вскрываются причины, обусловившие расхождение. Намечаются мероприятия, направленные на устранения причин расхождения, корректируются технологические показатели разработки. Проектные технологические документы по вводимым в разработку месторождениям проходят согласование до их ввода в разработку. Проекты разработки по разрабатываемым (действующим) месторождениям 20

могут составляться в любом периоде их разработки. Сроки действия проектов разработки определяются при рассмотрении и согласовании. Новые проектные технологические документы, дополнения к технологическим схемам и проектам разработки рекомендуется составлять в следующих случаях: − истечение срока действия предыдущего проектного технологического документа; − существенное изменение представлений о геологическом строении эксплуатационных объектов после их разбуривания и ввода в разработку; − необходимость изменения эксплуатационных объектов; − необходимость совершенствования запроектированной системы размещения и плотности сетки скважин; − необходимость совершенствования реализуемой технологии воздействия на продуктивные пласты; − завершение выработки запасов по проектной технологии и необходимость применения на месторождении новых методов доизвлечения запасов УВС; − отклонение фактического отбора УВС от проектного уровня более допустимого в соответствии с настоящими Рекомендациями; − решения и рекомендации Роснедра, его территориальных органов, подведомственных организаций, а также совещательных органов (комиссий). Для всех видов технологических документов технологические показатели рекомендуется рассчитывать на проектный период, численно равный периоду разбуривания месторождения (из действующего или составляемого проектного документа) плюс 30 лет (среднестатистический срок службы скважин). С даты утверждения нового согласованного проектного технологического документа не применяются показатели разработки из ранее выполненных документов. 2.2. Основные требования к содержанию проектных документов Технологические схемы и проекты разработки являются основными документами, по которым нефтегазодобывающие предприятия и компании осуществляют промышленную разработку нефтяных и газонефтяных месторождений и проводят опытно - промышленные работы по испытанию новых технологий; служат основой для составления проектных документов на разбуривание и обустройство, обоснования проектов прогноза добычи нефти, газа и конденсата, объемов буровых работ и закачки воды в пласт и капиталовложений по месторождениям. При составлении технологических схем и проектов разработки нефтяных и газонефтяных месторождений необходимо руководствоваться следующими общими требованиями и рекомендациями. 21

Проектные решения на разработку месторождения должны обеспечить: максимальное экономически целесообразное извлечение из пластов и использование нефти, газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов, в том числе, при соблюдении требований охраны недр, правил ведения горных работ и выполнении обязательств недропользователей в соответствии с условиями лицензии на право пользование участком недр. технологические документы являются результатом Проектные комплексной научно-исследовательской работы. При их составлении рекомендуется учитывать: передовой отечественный и зарубежный опыт; современные достижения науки и техники в области разработки месторождений, включая технологии эксплуатации скважин, воздействие на продуктивные пласты и исследовательские работы; результаты анализа разработки месторождений; − мероприятия по охране недр. В технологических схемах в обязательном порядке рассматриваются мероприятия по повышению коэффициента извлечения УВС гидродинамическими, физико-химическими, тепловыми и другими методами. В новом проектном документе должно быть проанализировано выполнение решений предыдущего проектного документа и в случае невыполнения отдельных решений приведены подробные объяснения причин. Проектный технологический документ должен содержать несколько расчётных вариантов разработки каждого эксплуатационного объекта. В технологической схеме число расчетных вариантов должно быть не менее трех, в проекте разработки и проекте доразработки – не менее двух, в авторском надзоре – один вариант, корректирующий ранее принятый. Расчётные варианты по эксплуатационным объектам различаются способами и агентами воздействия на пласт, системами размещения и плотностью сеток скважин, порядком разбуривания скважин основного фонда, способами их эксплуатации, набором и объёмами применения методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации дебитов скважин. На газонефтяных и нефтегазовых месторождениях расчетные варианты различаются объемами технологически неизбежного отбора газа шапки совместно с нефтью через добывающие нефтяные скважины. На разрабатываемом месторождении один вариант рассматривается в качестве базового. Им является вариант, утвержденный действующим проектным документом. Технологические показатели по вариантам разработки во всех видах проектных документов рассчитываются с использованием цифровых геологофильтрационных моделей пластов, учитывающих: − основные особенности геологического строения залежей; 22

− типы коллекторов; − неоднородность строения, емкостные и фильтрационные характеристики продуктивных пластов; − физико-химические свойства насыщающих и закачиваемых в пласты флюидов; − механизм проектируемых процессов разработки; − геометрию размещения скважин и возможность изменения их режимов. Прогнозными показателями расчётного варианта считаются технологические показатели разработки зон с запасами категорий А+В+С1. Для всех видов проектных документов они рассчитываются в динамике за проектный период (до предельной весовой обводненности продукции не менее 98-99% или до дебита добывающей скважины по нефти менее 0,1т/сут.). Технологические показатели участков с запасами категорий С2 определяются для проектирования обустройства месторождения, развития инфраструктуры, перспективного планирования добычи нефти и газа, объемов буровых и строительных работ. На недостаточно изученных участках эксплуатационных объектов месторождения размещаемые проектные скважины могут быть отнесены к зависимым. Бурение этих скважин производится после получения дополнительной информации о строении продуктивных отложений в рамках технико-экономических показателей авторского надзора. В расчетах разработки указанные скважины считаются скважинами эксплуатационного фонда. На основе рассчитанных технологических показателей за проектный период с использованием действующих методик определяются следующие экономические показатели вариантов разработки (методика их расчета приведена в гл.5): − капитальные вложения на освоение месторождения; − эксплуатационные затраты на добычу нефти; − чистый доход; − чистый дисконтированный доход (ЧДД); − индекс доходности; − индекс доходности инвестиций; − индекс доходности затрат; − внутренняя норма рентабельности; − срок окупаемости; − доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджеты различных уровней и внебюджетные фонды Российской Федерации). В проектном документе обосновываются и представляются в виде таблиц все исходные данные, необходимые для расчёта. 23

Прогнозирование экономических показателей расчётных вариантов проводится за проектный период разработки с использованием среднеотраслевых показателей: долей нефти, поступающей на внешний и внутренний рынки и цен нефти на внешнем и внутреннем рынках. Прогнозирование экономических показателей расчетных вариантов проводится за проектный период с использованием текущих (рыночных) цен на нефть на внешнем и внутреннем рынках, исходной информации, подготовленной заказчиками работы. Рекомендуемый вариант выбирается на основе сравнения результатов расчетов вариантов разработки за проектный период. Основным критерием, определяющим выбор рекомендуемого варианта из всех расчетных, является чистый дисконтированный доход (ЧДД) государства и недропользователя, а также внутренняя норма доходности (ВНД) и индекс доходности (ИД). Окончательное решение о выборе варианта для практического применения принимается с учетом достижения наибольшей величины коэффициента нефтеизвлечения. Рекомендуемый вариант должен обеспечивать добычу находящихся на государственном балансе извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов. Решение о выборе рекомендуемого к реализации варианта принимается с учетом значений всех показателей эффективности и интересов всех участников проекта. Технологические показатели рекомендуемого варианта разработки по месторождению в целом находятся суммированием оптимальных вариантов разработки эксплуатационных объектов. В случае отрицательного значения ЧДД недропользователя при принятых в расчетах затратах и ценах реализации углеводородного сырья подбираются условия безубыточности разработки: увеличение добычи нефти за счет применения новых технологий, возможное снижение затрат, применение налогового стимулирования. Оценивается влияние следующих факторов риска, изменение которых отражается на эффективности проекта: − объем добычи нефти; − цены реализации нефти на внутреннем и внешнем рынках; − объем капитальных вложений; − объем текущих затрат. Определяются предельные значения факторов риска (отклонения от принятых в расчетах), при которых чистый дисконтированный доход недропользователя остается положительным.

24

2.3. Технико-экономическое обоснование нефтегазового проекта Цель технико-экономического обоснования (ТЭО) проекта разработки нефтегазового месторождения – установление единообразного подхода к анализу экономической эффективности инвестиционных проектов разработки месторождений углеводородов, находящихся в промышленной эксплуатации, проектов разработки новых месторождений углеводородов, а также проектов проведения геологоразведочных работ и освоения перспективных структур. Единообразный подход к оценке проектов реализуется путем использования единого алгоритма и единых источников информации для расчета показателей эффективности инвестиционных проектов. Оценка экономической эффективности проектов в ТЭО производится путем моделирования денежных потоков. Оценка инвестиционных проектов осуществляется путем сопоставления выручки от реализации товарной продукции с расходами, связанными с поиском, разведкой и добычей углеводородов. При моделировании денежных потоков используются рыночные цены на товарную продукцию. Расчет показателей эффективности инвестиционных проектов выполняется в реальных и/или номинальных ценах. Доходы и расходы инвестиционного проекта рассчитываются по утвержденным Единым сценарным условиям Компании в зависимости от целей: • для оценки эффективности технологических вариантов разработки месторождений, применения новых технологических и технических решений на них, актуализации технологических показателей и подтверждения эффективности процесса разработки и т.п. – в реальных ценах; • для включения в инвестиционную программу Компании - в номинальных ценах. Условия реализации товарной продукции на внешнем и внутреннем рынках принимаются едиными для всех инвестиционных проектов - по средней доле реализации продукции на рынках, принятой в Компании. Исключение могут составлять: • проекты, на которые в лицензиях или иных документах установлены другие условия реализации товарной продукции; • проекты, предусматривающие транспортную схему с иными возможностями реализации товарной продукции на внешнем рынке. Оценка эффективности инвестиционных проектов проводится с обязательным приведением (дисконтированием) предстоящих разновременных расходов и доходов к году начала оценки. Ставка дисконтирования принимается равной сумме безрисковой ставки и поправки на риск. Для расчета прогнозных денежных потоков с целью формирования портфеля инвестиционных проектов безрисковая ставка должна 25

включать инфляционную составляющую. Оценка эффективности инвестиционных проектов должна проводиться только на предстоящие затраты и результаты. Расходы, понесенные до момента проведения экономической оценки, в расчеты не включаются. При оценке эффективности инвестиционного проекта учитываются только доходы и расходы, непосредственно связанные с реализацией данного проекта. Оценка эффективности инвестиционных проектов проводится при условии их финансирования за счет собственных средств и без привлечения заемного капитала. Интервал расчета при оценке эффективности инвестиционных проектов равен одному календарному году. Расчетной валютой для оценки эффективности инвестиционных проектов, реализуемых па территории РФ, является российской рубль; для инвестиционных проектов, реализуемых за пределами Российской Федерации доллар США. В расчетах денежных потоков инвестиционные и операционные расходы учитываются без налога на добавленную стоимость. Экономическая оценка инвестиционных проектов должна быть многовариантной, т.е. предусматривать рассмотрение нескольких технологических и экономических вариантов его реализации. При оценке проектов разработки месторождений углеводородов, находящихся в промышленной эксплуатации, необходимо проводить дополнительный расчет эффективности инвестиций на строительство новых скважин с объектами обустройства. В проектах проведения геологоразведочных работ и освоения, перспективных структур инвестиционные расходы на геологоразведочные работы рассматриваются как часть расходов, связанных с освоением месторождений углеводородов. В связи с принятым подходом эффективность данных проектов оценивается путем сопоставления дохода от реализации углеводородов, добытых на месторождении, которое было бы открыто в результате проведения геологоразведочных работ, и суммарных расходов на выполнение геологоразведочных работ и разработку открытого месторождения. При оценке эффективности инвестиционных проектов необходимо учитывать отчисления в ликвидационный фонд. Ликвидационный фонд является источником финансирования работ по ликвидации основных фондов по окончанию эксплуатации месторождения. В случае если строящиеся объекты предполагается совместно использовать на нескольких месторождениях, стоимость следует относить на инвестиционные проекты, различными методами: • через тариф за пользование объектом, включаемый в операционные 26

расходы – для объектов внешней инфраструктуры; • на капитальные затраты пропорционально объемам подготовленной продукции – для объектов обустройства. Стоимость содержания и обслуживания построенных объектов обустройства, совместно используемых для нескольких месторождений, относится на операционные расходы инвестиционных проектов пропорционально стоимости подготавливаемой (транспортируемой и т.п.) единицы продукции. 2.4. Виды оценки нефтегазовых проектов и критерии их эффективности При опенке эффективности нефтегазовых проектов степень детализации экономических расчетов непосредственно связана с геолого-промысловой изученностью месторождений и стадией их освоения: • на этапе проекта ГРР выполняется укрупненная экспресс - оценка эффективности инвестиционного проекта геологоразведочных работ. Геолого-техническая информация по перспективным структурам характеризуется высокой степенью неопределенности. В этой связи экономическая оценка эффективности геологоразведочных работ и освоения перспективных структур выполняется на основе укрупненных удельных показателей капитальных затрат и операционных расходов; • на этапе проекта пробной эксплуатации, технологической схемы опытно-промышленной разработки месторождения и технологической схемы разработки месторождения геолого-техническая информация может быть ограничена. В этой связи, экономическая опенка эффективности проектов выполняется на основе удельных капитальных затрат по направлениям промыслового строительства и удельных операционных расходов; • на этапе проекта разработки месторождения и уточнений (дополнений) к проекту разработки месторождения экономическая оценка эффективности инвестиционного проекта выполняется на основе сметного расчета стоимости строительства объектов обустройства месторождения и фактических удельных показателей операционных расходов, рассчитанных за 12 предыдущих месяцев или полный календарный ГОД, предшествующий расчетам. Проекты проведения геологоразведочных работ и освоения перспективных структур включают следующие этапы: проведение ГРР, бурение скважин, обустройство месторождений и их эксплуатацию. Ожидаемый эффект от реализации проектов ГРР, освоения перспективных структур и ввода в разработку новых месторождений определяется из сопоставления дохода от реализации углеводородов, добытых из месторождений, открытых в результате проведения ГРР. и всех расходов на геологоразведочные работы, добычу и реализацию углеводородов. 27

Проекты разработки новых месторождений могут содержать этапы опытно-промышленной эксплуатации, ввода в разработку и доразведки месторождения. К особенностям оценки эффективности проектов освоения новых месторождений углеводородов, а также проектов проведения геологоразведочных работ и освоения перспективных структур относится укрупненный расчет инвестиционных и операционных расходов, специальных платежей, связанных с выполнением ГРР и поиском месторождений. Инвестиционные проекты на месторождениях, находящихся в промышленной эксплуатации, включают в себя комплекс техникотехнологических и геолого-технологических мероприятий, осуществление которых сопряжено с инвестиционными расходами. Инвестиционные расходы направлены на совершенствование систем разработки и повышение их эффективности. Инвестиционные проекты на месторождениях углеводородов, находящихся в промышленной эксплуатации, классифицируются: • по типу проектов: − проекты по вводу новых мощностей; − проекты по поддержанию действующих мощностей; • по цели проектов: − проекты, направленные на увеличение объемов добычи углеводородов; − проекты, направленные на снижение расходов на добычу углеводородов. Отличительными особенностями оценки эффективности проектов разработки месторождений углеводородов, находящихся в промышленной эксплуатации, является пообъектый расчет капитальных затрат и определение операционных расходов на основе фактических данных. Оценка экономической эффективности инвестиционных проектов включает следующие основные этапы: − оценка инвестиционных расходов; − оценка операционных расходов на добычу углеводородов; − расчет амортизационных отчислений; − расчет налогов, относимых на себестоимость добычи углеводородов; − оценка выручки и операционного дохода от реализации товарной продукции; − расчет налогов, относимых на финансовые результаты; − расчет чистой прибыли проекта; − расчет денежного потока проекта; − оценка риска инвестиционного проекта; − расчет интегральных показателей экономической эффективности проекта; − анализ чувствительности. 28

1. 2. 3. 4.

Вопросы для самоконтроля Виды анализа проектов и их содержание. Критерии и показатели оценки проектов. Организация работ по проектированию. Характеристика проектных организаций. Основные направления совершенствования и повышения эффективности проектирования.

29

3. ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТА ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ 3.1. Нормативно-методическая база проектирования ГРР С 1 января 2006 года вступил в силу стандарт МСФО IFRS 6 «Разведка и оценка минеральных ресурсов». Согласно стандарту затраты, связанные с разведкой и оценкой месторождений полезных ископаемых, должны учитываться на балансе как активы. В стоимость таких активов включаются затраты на лицензию или разрешение на разведку и эксплуатацию месторождения, топографические и геологические исследования, бурение разведывательных скважин и т.д. Актив формируется на этапе разведки и оценки месторождения. При получении подтверждения технической осуществимости и рентабельности добычи минеральных полезных ископаемых признанные активы больше не могут классифицироваться в качестве относящихся к разведке и оценке. Стандарт требует, чтобы перед реклассификацией такие активы были пересмотрены на предмет обесценения. Согласно данному стандарту, организация обязана применять настоящий стандарт к затратам, которые она несет в связи с разведкой и оценкой минеральных ресурсов. Организация не вправе применять данный стандарт к затратам, понесенным: ƒ до проведения работ, связанных с разведкой и оценкой минеральных ресурсов, например, затратам, понесенным до получения юридических прав на проведение разведочных работ в конкретном районе. ƒ после обоснованного подтверждения технической осуществимости и коммерческой целесообразности добычи минеральных ресурсов. Активы по разведке и оценке минеральных ресурсов должны оцениваться по себестоимости. (Оценка при признании). Элементы затрат на активы по разведке и оценке минеральных ресурсов, которые могут быть включены в первоначальную оценку активов (не носят исчерпывающего характера): − приобретение прав на проведение разведочных работ; − затраты на проведение топографических, геологических, геохимических и геофизических исследований; − затраты на разведочное бурение; − затраты на прокладку разведочных траншей; − затраты на отбор проб и образцов; − затраты на проведение мероприятий, связанных с оценкой технической осуществимости и коммерческой целесообразности добычи минерального ресурса. После признания активов по разведке и оценке минеральных ресурсов организация обязана применять либо модель учета по себестоимости, либо 30

модель переоценки. (Оценка после признания). Активы, относящиеся к разведке и оценке минеральных ресурсов, должны тестироваться на обесценение, когда имеются факты и обстоятельства, указывающие на то, что балансовая стоимость такого актива может превышать его возмещаемую сумму. Когда факты и обстоятельства указывают на то, что балансовая стоимость такого актива превышает его возмещаемую сумму, организация должна оценить, представить и раскрыть любой убыток. Наличие одного или нескольких следующих фактов и обстоятельств указывает на целесообразность тестирования организацией активов по разведке и оценке минеральных ресурсов на предмет обесценения, (приводимые примеры не носят исчерпывающего характера): − период, в течение которого организация обладала правами разведывательных работ на определенном участке, истек, или же истекает в ближайшем будущем, а продление его не ожидается; − информацию о том, что дальнейшая разработка и оценка минеральных ресурсов на определенном участке не входит в бюджет, или не запланирована в ближайшем будущем; − значительные изменения с неблагоприятным эффектом на основные допущения, включая цены и курсы иностранных валют, лежащие в основе одобренных бюджетов или планов на дальнейшую разработку и оценку минеральных ресурсов на определенном участке; − информация о том, что было принято решение не проводить разработку минеральных ресурсов на определенном участке; − информация о том, что организация предполагает реализовать актив по неблагоприятной цене; − информация о том, что организация не ожидает, что признанные активы, возникающие в связи с разработкой и оценкой минеральных ресурсов, способны быть восстанавливаемыми при успешной разработке определенного участка, или в результате их продажи. 3.2. Формирование затрат на проведении ГРР и учет их в проекте Затраты, понесенные Обществом на предпроизводственных этапах (приобретение прав пользования участком недр, геологоразведочные работы и подготовка проектно-технологической документации) должны быть соотнесены с доходами, которые будут получены Обществом на этапе добычи нефти и газа на данных участках. При соотнесении затрат, понесенных на этапе геологоразведочных работ, с доходами на этапе добычи Общество исходит из принципов учета по методу полных затрат, который предусматривает капитализацию всех затрат, возникающих в ходе разведки нефти и газа. Этот метод исходит из предположения, что затраты на работы по разведке запасов на участках, 31

оказавшихся бесперспективными, также необходимы для открытия запасов, как и затраты на разведку недр, давшие прирост доказанных запасов углеводородов. Капитализированные затраты по разведке определенного участка недр приводят к созданию геологоразведочного актива. Не приводят к созданию геологоразведочного актива: − затраты, связанные с процедурой приобретения лицензий, в случае, если Общество по результатам конкурса не заключает лицензионное соглашение на право пользования участком недр или принято решение об отказе участия в конкурсе. Такие затраты списываются на операционные расходы; − затраты связанные с бурением разведочных/поисковых скважин, в случае если по результатам бурения получен промышленный приток нефти и такие скважины переведены в состав эксплуатационных или будут использоваться в других целях (создание добычного актива). Такие затраты учитываются в порядке установленном для основных средств; − затраты связанные с проведение геологоразведочных работ на эксплуатационной скважине путем выхода на новый горизонт (освоение недр в глубь), в случае если по результатам выхода на новый горизонт получен промышленный приток нефти. Такие затраты увеличивают стоимость эксплуатационной скважины (добычного актива); − затраты по содержанию законсервированных разведочных/поисковых скважин. Такие затраты списываются на внереализационные расходы; − затраты связанные с доразведочными работами, проводимыми на введенных в эксплуатацию и промышленно-освоенных месторождениях (кроме затрат по бурению разведочных/поисковых скважин и затрат по подготовке технологических проектных документов). Такие затраты признаются расходами по обычным видам деятельности и относятся на себестоимость добычи нефти и газа. Затраты по бурению разведочных/поисковых скважин и затраты по подготовке технологических проектных документов на введенных в эксплуатацию и промышленно-освоенных месторождениях учитываются в аналогичном порядке как и по разведке не исследованных участков; − затраты на хранение геологической информации (услуги по хранению керна в специальном учреждении), затраты на оцифровку результатов геологоразведочных работ (ГРА). Такие затраты признаются: • у недропользователя – расходами по обычным видам деятельности и относятся на себестоимость добычи нефти и газа; • у дочерних обществ осуществляющих услуги по добыче нефти и газа – затраты являются возмещаемыми в рамках агентского договора на геолого-разведочные работы; − затраты по подготовке и составлению ежегодной государственной статистической отчетности, составляемой недропользователями в соответствии 32

со ст. 32 Закона РФ «О недрах» для целей ведения государственного баланса запасов полезных ископаемых и государственного кадастра месторождений. Такие затраты принимаются к учету в качестве управленческих (общехозяйственных) расходов; − затраты по проведению аудита запасов для целей составления финансовой отчетности по международным стандартам не признаются в качестве геологоразведочного актива и учитываются в качестве управленческих (общехозяйственных) расходов. 3.3. Первоначальная оценка геологоразведочных активов в проекте проведения ГРР и порядок учета Геологоразведочные активы, возникающие в связи с разведкой и оценкой месторождений нефти и газа и подготовкой проектных технологических документов оцениваются по фактическим затратам. Не включаются в фактические затраты на приобретение, создание геологоразведочных активов общехозяйственные расходы, кроме случаев, когда они непосредственно связаны с приобретением или созданием геологоразведочных активов. Затраты на содержание участка недр, на которых осуществляются геологоразведочные работы производится без привязки к объектам капиталовложений, которыми являются отдельные виды работ, лицензии, отдельные технологические проектные документы или скважины. Учет затрат ведется в разрезе лицензируемых участков недр, на которых ведется геологоразведка, и по видам расходов. К затратам на содержание участков недр, на которых осуществляется геологоразведка относятся: − затраты на компенсации за нарушение условий природопользования родовым общинам и органам местного самоуправления; − расходы на возмещение комплексного ущерба, наносимого природным ресурсам землепользователями; − работы по рекультивации земель, в случае если данные расходы не относятся к конкретному объекту строительства (скважине); − регулярные платежи за пользование недрами, связанные с поиском, оценкой и разведкой месторождений нефти и газа (ст.43 Закона РФ «О недрах»); − прочие расходы, связанные с содержанием участка недр. Затраты, связанные с содержанием участка недр, на которых осуществляются геологоразведочные работы, включаются в стоимость объектов капиталовложений по геологоразведочным работам на соответствующем участке недр, по мере их признания геологоразведочными активами, пропорционально их сметной стоимости (аналогично порядку включения прочих расходов по строительству в инвентарную стоимость объектов). 33

Расходы по рекультивации земель, а также расходы по выплате компенсаций землепользователям, родовым общинам и органам самоуправления, производимые в связи с нарушениями режима землепользования в ходе разведочных буровых работ, которые проводились на месторождениях, введенных в эксплуатацию и промышленно-освоенных, относятся на расходы по обычным видам деятельности и включаются в себестоимость добычи нефти и газа. Затраты, возникающие в связи с разведкой и оценкой месторождений нефти и газа и подготовкой проектных технологических документов учитываются на счете «Капитальные вложения в геологоразведочные активы» по технологической структуре затрат: − приобретение прав пользования недрами; − геологоразведочные работы; − бурение разведочных/поисковых скважин; осуществляются − содержание участков недр, на которых геологоразведочные работы; − подготовка технологических проектных документов. Учет затрат «Капитальные вложения в геологоразведочные активы» ведется также в разрезе лицензионных участков (месторождений) и объектов капиталовложений (лицензий; отдельной, имеющей самостоятельное значение работы по геологическому изучению недр; отдельного технологического проектного документа). Бухгалтерский учет геологоразведочных активов осуществляется на субсчете 06/1 «Геологоразведочные активы». Расходы, связанные с производством и реализацией, в соответствии со ст.253 НК РФ включают в себя расходы на освоение природных ресурсов. Расходы на освоение природных ресурсов принимаются при наличии соответствующей лицензии. Согласно ст. 11 Закона о недрах лицензия удостоверяет право ее владельца на определенный вид пользования природными ресурсами (геологическое изучение недр, разработка месторождений полезных ископаемых, сбор коллекционных материалов и т.д.). В лицензии указываются границы, срок и условия использования природных ресурсов. Согласно п. 2 ст. 261 НК РФ расходы на освоение природных ресурсов подлежат включению в состав прочих расходов, если источником их финансирования не являются средства бюджета и (или) средства государственных внебюджетных фондов. К возникновению расходов, учитываемых в налоговом учете как расходы на освоение природных ресурсов, могут привести следующие виды расходов: − расходы на создание амортизируемого имущества – объекта основного средств; 34

− расходы на создание амортизируемого имущества в случае признания скважины непродуктивной; − расходы на приобретение амортизируемого имущества – нематериального актива; − расходы на приобретение лицензии в случае, если по итогам конкурса не происходит заключения лицензионного соглашения или есть решение руководителя Компании об отказе от участия в аукционе либо о нецелесообразности приобретения лицензии; − расходы на возмещение комплексного ущерба, наносимого природным, ресурсам в ходе их освоения; − расходы на проведение геологоразведочных работ, в т.ч. расходы на подготовку территории к ведению геологоразведочных работ; − расходы на проведение геологоразведочных работ, в т.ч. расходы на подготовку территории к ведению геологоразведочных работ признанные безрезультативными. Расходы, связанные с освоением природных ресурсов, приводят к созданию в налоговом учете геологоразведочных активов следующих видов: − права пользования недрами (лицензии); − расходы па приобретение лицензии, если по результатам конкурса не было заключено лицензионного соглашения; − расходы на приобретение лицензии, если Компания приняла решение об отказе от участия в конкурсе либо о нецелесообразности приобретения лицензии; − расходы на строительство (бурение) разведочной скважины на месторождениях нефти и газа, признанной результативной; − расходы на строительство (бурение) разведочной скважины на месторождениях нефти и газа, которая оказалась непродуктивной; − расходы на возмещение комплексного ущерба, наносимого природным ресурсам в ходе их освоения; − результаты геологоразведочных работ, признанные результативными; − результаты геологоразведочных работ, признанные безрезультативными. 3.4. Особенности расчета инвестиционных и эксплуатационных расходов в проектах проведения геологоразведочных работ и освоения перспективных структур, в проектах освоения новых месторождений углеводородов Расходы на выполнение ГРР по проектам разработки месторождений углеводородов, находящихся в промышленной эксплуатации углеводородов, относятся к расходам на доразведку месторождения в пределах горного или земельного отвода и включаются в состав операционных расходов. Особенностью инвестиционных проектов проведения геологоразведочных работ и освоения перспективных структур является обязательное наличие 35

программы геологоразведочных работ. Программа ГРР включает поисковоразведочное бурение, проведение сейсморазведочных работ, переработку геофизических данных, получение (приобретение) дополнительной геологической информации, прочие геологоразведочные работы. В этой связи, оценка проектов проведения геологоразведочных работ и освоения перспективных структур включает расчет потребности в капитальных вложениях па поисково-разведочное бурение, инвестиционных затрат на геологоразведочные работы (без поисково-разведочного бурения) и прочие инвестиционные расходы. Особенности расчета инвестиционных расходов в проектах проведения геологоразведочных работ и освоения перспективных структур обусловлены степенью их изученности, а также наличием исходной геологической и техникоэкономической информации по объекту исследования. Ограниченность исходной информации определяет необходимость выполнения укрупненных расчетов инвестиционных расходов. Как правило, для их оценки используются укрупненные показатели стоимости строительства нефтегазопромысловых объектов и сооружений. Расчет инвестиционных расходов при реализации проектов вблизи действующих месторождений должен учитывать возможность использования имеющихся свободных мощностей объектов обустройства и внешней инфраструктуры. В инвестиционных проектах проведения геологоразведочных работ и освоения перспективных структур в составе себестоимости на добычу углеводородов в соответствии с НК РФ включаются расходы на геологоразведочные работы в пределах горного или земельного отвода (на доразведку). Специальные выплаты по проектам ГРР включают разовые и регулярные платежи за пользование недрами. Разовые платежи за пользование недрами выплачиваются при наступлении определенных событий, оговоренных в лицензии. Разовые платежи за пользование недрами устанавливаются по результатам конкурса или аукциона и фиксируются в лицензии. Если на момент оценки эффективности проекта лицензия на месторождение отсутствует, то в расчеты рекомендуется включать минимальный размер разовых платежей за пользование недрами, устанавливаемый в соответствии с ФЗ "О недрах". Регулярные платежи за пользование недрами включают платежи за пользование недрами в целях поиска и оценки месторождений и платежи за пользование недрами в целях разведки полезных ископаемых. Регулярные платежи за пользование недрами взимаются за площадь участка по ставкам, устанавливаемым в соответствии с этапами и стадиями геологического процесса. 36

Регулярные платежи за пользование недрами в целях поиска и оценки месторождений выплачиваются по ставкам, устанавливаемым за площадь лицензионного участка, из которой исключаются территории открытых месторождений. Регулярные платежи за пользование недрами в целях разведки полезных ископаемых выплачиваются по ставкам, установленным за площадь участка недр, на которой запасы установлены и учтены Государственным балансом запасов за исключением площади горных отводов. Не взимаются регулярные платежи за пользование недрами в целях разведки полезных ископаемых на месторождениях, введенных в промышленную эксплуатацию, в границах горного отвода, а также в целях разведки полезного ископаемого в границах горного отвода, предоставленного для добычи этого ископаемого. Ставки регулярных платежей за пользование недрами устанавливаются субъектами РФ в зависимости от экономико-географических условий, размера участка недр, степени геологической изученности территории и степени риска. 3.5. Расчет чистой прибыли в проектах геологоразведочных работ Чистая прибыль инвестиционного проекта в бизнес - сегменте "Геологоразведка и добыча" определяется как разница между операционным доходом и эксплуатационными расходами, а также налогами и платежами, относимыми на финансовые результаты: Пчi = Д чi − Эi − Н нфi

(3.1)

где Пчi - чистая прибыль проекта в i-том году, млн. руб.; Дчi - операционный доход в i-том году; Эi – эксплуатационные расходы в i-том году Ннфi - налоги, относимые на финансовые результаты проекта в i-том году. При формировании чистой прибыли в инвестиционных проектах бизнессегмента "Геологоразведка и добыча" учитываются налоги, относимые на финансовые результаты проекта: Н

нфi

= Н имi + Н мi + Н прi

(3.2)

где Нимi - налог на имущество в i-том году; Нмi - местные налоги, относимые на финансовые результаты, в i-том году; Нпрi - налог на прибыль в i-том году. Налог на имущество исчисляется от среднегодовой остаточной стоимости имущества по ставкам, устанавливаемым действующим налоговым законодательством. 37

Местные налоги, учитываемые при расчете чистой прибыли проектов, рассчитываются, в основном, на базе минимальной заработной платы. Налог на прибыль рассчитывается от прибыли, подлежащей налогообложению, по ставке, действующей в соответствии с налоговым законодательством на момент расчета. Налогооблагаемая база налога на прибыль может быть уменьшена на величину "Расходов на освоение природных ресурсов" (статья 261 НК РФ) и "Расходов на научные исследования и (или) опытно-конструкторские разработки" (статья 262 НК РФ). Если в отчетном периоде налогооблагаемая прибыль имеет отрицательное значение, то, в соответствии с действующим законодательством, в данном периоде налоговая база для исчисления налога на прибыль принимается равной нулю. Убыток, полученный в данном периоде, переносится на будущее в течение десяти лет, следующих за периодом, в котором налогооблагаемая прибыль имеет отрицательное значение. Действующим законодательством предусматривается, что налоговая база текущего налогового периода может быть уменьшена на всю сумму полученного убытка или на часть этой суммы (перенос убытка на будущее). 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Вопросы для самоконтроля Понятие запасов и ресурсов. Стоимостная оценка запасов. Признаки классификации месторождений нефти и природного газа. Характеристика месторождений. Категории запасов. Проект на производство геолого-разведочных работ. Порядок проектирования поисковых работ на нефть и газ. Проект разведки месторождения.

38

4. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН 4.1. Особенности проекта строительства скважин При выявлении особенностей строительства скважин анализируются опыт и проблемы строительства скважин, пробуренных на данном и рядом расположенных месторождениях. В разделе проекта Конструкции и крепление скважин приводится обоснование всех типов конструкций скважин. Раздел проекта Пространственное профилирование стволов скважин содержит основные задачи профилирования всех типов скважин и боковых стволов на проектируемом месторождении, даются рекомендации по методам их решения. В разделе проекта Методы вскрытия продуктивных пластов дается характеристика свойств, которые изменяются в процессе первичного и вторичного вскрытия. Устанавливаются явно ухудшающиеся при вскрытии пласта свойства и причины, приводящие к снижению проницаемости призабойной зоны. В разделе Освоение добывающих и нагнетательных скважин, вводимых из бурения приводятся: − методы вызова притока и технико-технологические ограничения их применения; − обоснование необходимости проведения интенсификации; − основные требования к нагнетаемым агентам, критерии и методы их оценки. В разделе проекта Освоение нагнетательных скважин, вводимых под нагнетание из добывающего фонда приводятся: − обоснование комплекса гидродинамических и других исследований, в том числе для определения профиля приемистости и контроля технического состояния скважины; − оценка необходимости проведения ремонтно-изоляционных работ; − оценка необходимости проведения интенсификации; − основные требования к свойствам закачиваемых агентов. Сам процесс проектирования строительства скважин можно представить в виде схем по этапам.

39

4.2. Разработка типовых, индивидуальных проектов и смет на строительство скважин Типы смет на строительство скважин и их содержание Сводные сметный расчёт является основным документом, определяющий стоимость строительства скважин. Составляется он на основе объектных и локальных сметных расчётов. Объектные сметы (объектные сметные расчеты) разрабатываются на строительство каждого отдельного объекта на основе локальных смет на отдельные конструктивные элементы и виды работ. В объектные сметы включаются затраты на производство строительных, санитарно-технических, монтажных и других видов работ. В них отражаются затраты на временные здания и сооружения и часть прочих затрат, относящихся к данному объекту, а также часть резерва средств на непредвиденные работы и затраты. Локальные сметы (локальные сметные расчеты) составляются по рабочим чертежам по каждому виду работ. В них определяется сметная стоимость конструктивных элементов и видов работ. Объемы строительных и монтажных работ берутся из ведомостей объемов работ или определяются по рабочим чертежам. Вычисление объемов работ производится по схемам, позволяющим легко проследить ход расчетов, последовательность их выполнения и формулы подсчетов. В объектных и локальных сметах выделяются нормативная трудоемкость и сметная заработная плата. Нормативная трудоёмкость отражает количество труда рабочих в человеко-часах, которое по сметным нормам должно затрачиваться на выполнение строительных и монтажных работ. Она включает трудоёмкость работ, предусмотренных в прямых затратах, накладных расходах, а также трудоемкость возведения титульных временных зданий и сооружений и выполнения работ в зимнее время. Сметная заработная плата включает: основную заработную плату рабочих, занятых непосредственно на строительных и монтажных работах; заработную плату рабочих, занятых на управление и обслуживании строительных машин; заработную плату рабочих, учтенную в накладных расходах, в стоимости временных зданий и сооружений, в составе зимних удорожаний и других начислениях. При определении сметной стоимости ресурсным методом составляется локальный ресурсный сметный расчет (локальная смета). В нём выделяют следующие ресурсные показатели: • трудоёмкость работ (в человеко-часах) для определения основной заработной платы рабочих, выполняющих строительные работы и обслуживающих строительные машины; • время использования строительных машин (в машино-часах); 40

• расход материалов, изделий и конструкций (в принятых физических единицах измерения: куб.м, кв.м, т, п.м и пр.) и расход ресурсов на транспортировку материалов, изделий и конструкций. Стоимость ресурсов при этом определяется по текущим или прогнозируемым ценам. Затем составляется сводный сметный расчет. Сводный сметный расчет содержит одиннадцать глав (разделов), основная часть которых соответствует отдельным последовательным этапам строительства скважин (см. рис. 2.1.): - подготовительные работы к строительству скважины (глава 1); - строительно-монтажные работы (глава 2); - бурение и крепление скважины (глава 3); - испытание скважины на продуктивность (глава 4). Кроме того, в смету включаются затраты на промыслово-геофизические работы, резерв на производство работ в зимний период, накладные расходы, плановые накопления и дополнительные затраты. В результате составления сметы определяют сметную себестоимость и сметную стоимость (цену) скважины. Сметная себестоимость строительства скважины представляет собой сумму затрат, связанных с проведением работ. Сметная стоимость включает, кроме того, плановые накопления, являющиеся прибылью бурового предприятия, которую оно получает в результате сдачи законченной строительством скважины заказчику. Подробно затраты на строительство скважины определяются путем составления сметных расчетов по главам (разделам) сметы. Затраты на подготовительные работы к строительству скважины, отражаемые в первой главе (разделе) сметы, связаны с подготовкой площадки для монтажа буровой установки, разборкой и сборкой трубопроводов и т.д. (сметный расчет № 1.1). Во второй главе (разделе) представлены затраты на строительство и разбор вышки, привышечных сооружений, монтаж – демонтаж оборудования (сметный расчет №2.1. и 2.2). Глава третья определяет расходы на - бурение (сметный расчет № 3.1) и крепление (сметный расчет № 3.2.).

41

Наименование работ (затрат) Затраты прямые Зпр=∑(1÷ 6) Глава 7 Накладные расходы Рн= Z*Зпр Глава 1 Подготовительные

Глава 2 Строительство вышки,

работы к строительству

монтаж, демонтаж

Административно-

(с.р. 1)

оборудования (с.р. 2.1, 2.2)

хозяйственные

Глава 3 Бурение и крепление скважины (с.р. 3.1, 3.2)

Глава 4 Испытание скважины (с.р. 4.1-4.5)

Глава 5 Промысловогеофизические работы

Глава 6 Дополнительные затраты на работы в зимнее время

Глава 8 Плановые накопления Нпл= n*(Зпр + Рн)

Глава 11 Проектные работы, экспертизы, госгортехнадзор, НДС и др.

Прочие

Глава 9 Прочие работы и затраты (премиальные доплаты, социальное страхование и т.д.) Глава 10 Геолого технологический контроль

Рис. 4.1. Сводный сметный расчет стоимости строительства скважины

42

В четвертой главе отражаются затраты на испытание скважины в сметных расчетах № 4.1 - 4.5. Все затраты на бурение, крепление и испытание делятся на две группы: • зависящие от времени; • зависящие от объема работ. Так, в бурении (сметный расчет № 3.1) к затратам, зависящим от времени, относят расходы на содержание и амортизацию бурового оборудования и инструмента; запасные части и материалы, расходуемые в процессе эксплуатации оборудования, содержание комплекта забойных двигателей, бурильных труб, энергию (электрическую двигателей внутреннего сгорания); воду техническую, буровые растворы и химические реагенты; специальный транспорт, а также транспорт, используемый для перевозки материалов, расходуемых в процессе эксплуатации бурового оборудования (глина, топливо, турбобуры, запасные части и т.д.). Общая величина затрат, зависящих от времени (по сметному расчету № 3.1), деленная на плановую продолжительность бурения скважины (без крепления), дает величину, называемую стоимостью суток (часа) бурения. К затратам, зависящим от объема бурения (1м проходки), относится расход долот, износ бурильных труб и др. Их определяют умножением количества расходуемого материала, например, долот на соответствующие расценки (стоимость единицы). При креплении скважины к затратам, зависящим от времени, относятся оплата труда рабочих, содержание оборудования и амортизационные отчисления на него и др. К зависящим от объема бурения относят расходы на обсадные трубы, цемент и т.д. Промыслово-геофизические работы отражаются в пятой главе и определяются в % от 3 и 4 разделов. В главе (разделе) 6 приводятся дополнительные затраты при строительстве скважин в зимнее время (сметный расчет 6.1), определяющиеся в % от затрат по главам 1 и 2. Сумма расходов по шести разделам определяют прямые затраты (Зп). На сумму прямых затрат с учетом районной нормы накладных расходов (Z) в процентах начисляются накладные расходы (3н), отражаемые в главе 7. На сумму прямых и накладных расходов (затрат) начисляются плановые накопления (П), являющиеся прибылью предприятия от реализации скважины (глава 8). Их норма (Н) колеблется от 8 до 30% в зависимости от условий ведения работ. Прочие работы и затраты учитываются в главе 9, а в главе 10 и 11 отражаются соответственно расходы на геолого-технический контроль и проектные работы (Зпр).

43

Данные о физических объемах отдельных видов работ для всех сметных расчетов принимают по техническому проекту. Для определения стоимости единицы работ или материалов используют СНиП, ЕРЕР. Умножением объема работ на соответствующую расценку с добавлением затрат на транспортные услуги по каждой статье расходов, определяют сумму прямых затрат. Общая сметная стоимость скважины составляет: SСМ = С + П = (ЗП + ЗН + ЗПР) + П,

(4.1)

где, в руб.: С – сметная стоимость строительства скважины ЗН = ЗП*Z/100, (4.2) П = Н*(ЗП + ЗН), (4.3) Базисная сметная стоимость (базисная цена) скважины определенная сметой, является основой установления договорной цены между заказчиком (нефтегазодобывающим предприятием) и подрядчиком (буровой организацией). Договорные цены устанавливаются с учетом дополнительных затрат, связанных с конъюнктурой цен на рынке труда, материалов, машин и оборудования с использованием индексации. Применяется система надбавок и скидок, позволяющих учитывать качество строительства скважин, степень выполнения дополнительных требований заказчика. Система надбавок и скидок к договорной цене выполненного объема работ по законченным строительством скважинам позволяет создать эффективные стимулы к повышению качества строительства разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ. По такому же принципу формируется механизм ценообразования для субподрядных организаций, участвующих в строительстве скважин тампонажных контор, промыслово-геофизических организаций, специализированных организаций по испытанию (освоению) скважин, так как каждая из этих организаций непосредственно участвует в обеспечении некоторых их нормативных требований к качеству строительства скважин. Сметная стоимость строительства представляет собой общую сумму капитальных вложений, поэтому все затраты в ней группируются в соответствии с технологической структурой капитальных вложений: С = С СТР + С МОНТ + С ОБ + С ПРОЧ + С НЕПР, (4.4) где С – сметная стоимость строительства; С СТР – затраты на строительные работы; С МОНТ – затраты по монтажу оборудования; 44

С ОБ – затраты на приобретение оборудования, инструмента и инвентаря; С ПРОЧ – прочие капитальные затраты; С НЕПР – резерв на непредвиденные работы и затраты. Сметная стоимость строительных и монтажных работ представляет собой сумму прямых затрат, накладных расходов и сметной прибыли. Прямые затраты непосредственно связаны с производством строительно-монтажных работ и включают: основную заработную плату рабочих; стоимость материалов, конструкций, деталей и полуфабрикатов; расходы по эксплуатации машин и механизмов. К основной заработной плате рабочих относятся сдельная и повременная оплата труда рабочих, занятых на строительных и монтажных работах, а также на доставке материалов от приобъектного склада до места укладки. Часть заработной платы рабочих входит в другие статьи сметной стоимости строительно-монтажных работ: заработная плата рабочих, занятых на погрузке, транспортировке и выгрузке строительных материалов, включена в стоимость материалов; заработная плата работающих на машинах отнесена к расходам по эксплуатации машин; заработная плата инженерно-технических работников и служащих включена в накладные расходы. Сметная стоимость материалов и конструкций, деталей и полуфабрикатов включает расходы на приобретение материалов по отпускным ценам промышленности, расходы по упаковке, реквизиту, доставке до приобъектного склада стройки, а также заготовительноскладские расходы. Расходы по эксплуатации машин и механизмов включают: затраты на доставку машин на строительную площадку, перемещение с объекта на объект, монтаж и демонтаж; амортизационные отчисления; расходы, необходимые для капитальных и текущих ремонтов и технического обслуживания машин; заработную плату машинистов, мотористов и др. обслуживающего персонала; стоимость горюче-смазочных и обтирочных материалов, сменных приспособлений и деталей. Накладные расходы, предназначенные для организации, управления и обслуживания строительного производства, в отличии от прямых затрат не связаны непосредственно с выполнением строительно-монтажных работ и отражают затраты на создание необходимых условий для нормального функционирования процесса строительного производства. Накладные расходы делятся на административно-хозяйственные и прочие. К административно-хозяйственным расходам относятся: основная и дополнительная заработная плата руководящих работников, младшего обслуживающего персонала; отчисления на социальное страхование, командировочные расходы; подъемные и другие расходы, связанные с перемещением работников в другие районы; почтово-телеграфные, 45

канцелярские расходы; затраты на содержание легкового транспорта, зданий и т.д. К прочим накладным расходам относятся: дополнительная заработная плата и отчисления по социальному страхованию (оплата отпусков, времени выполнения государственных и общественных обязанностей, вознаграждение за выслугу лет); коммунальные расходы (содержание жилищно-коммунального хозяйства); содержание пожарной, военизированной и сторожевой охраны; затраты по охране труда и технике безопасности; расходы по подвозке рабочих к месту работы и обратно и т.д. Сметная прибыль – это сумма средств, необходимых для покрытия отдельных (общих) расходов строительной организации, не относимых на себестоимость работ. Сметная прибыль включает: расходы на уплату налога на прибыль, затраты на развитие производства, на материальное стимулирование работников и на развитие социальной сферы. В состав затрат на приобретение оборудования, приспособлений, инструмента и производственного инвентаря входят: расходы на оплату, тару, упаковку, доставку на строительную площадку предусмотренного проектом технологического, подъемно-транспортного, энергетического и другого оборудования. Как подлежащего монтажу, так и не монтируемого (включая транспортные средства – автомашины, тракторы, электровозы, вагоны и т.п.); расходы на приобретение или изготовление приспособлений, инструмента и инвентаря, без которых невозможна эксплуатация строящегося объекта. Прочие капитальные затраты, входящие в сметную стоимость строительства, включают: затраты на выполнение проектно-изыскательских работ; расходы по освоению площадки (плата за отвод земельных участков, возмещение стоимости отчуждаемых под строительство земель, переселение в связи со строительством и др.); затраты на подготовку эксплуатационных кадров для строящегося предприятия; различные компенсации и доплаты работникам. Учитываемый в сметной стоимости резерв на непредвиденные работы и затраты предназначенный для компенсации стоимости тех работ и затрат, которые не всегда можно предусмотреть в процессе проектирования, но которые могут возникнуть при детальной проработке проектных решений, а также в ходе выполнения строительно-монтажных работ. Величина средств на непредвиденные работы и затраты исчисляется в процентах от общей сметной стоимости и зависит от объекта и отрасли. Резерв на непредвиденные затраты должен быть таким, чтобы обеспечить выполнение проекта без дополнительной денежной помощи. На основе сметной стоимости определяется договорная цена, являющаяся основой для подрядных торгов и при окончательном её согласовании – основой для заключения контракта. Если заказчик принимает на себя выполнение отдельных работ или поручает их выполнение другой организацией, то в договорную цену подрядчика включается не весь объем строительно-монтажных работ, а 46

только часть его. Но когда все строительно-монтажные работы передаются подрядчику, в договорную цену включается полный объем (сметная стоимость) строительно-монтажных работ. В случаях, когда рабочее проектирование полностью или частично выполняет подрядчик, договорная цена увеличивается на сумму этих работ. При строительстве «объектов под ключ» договорная цена должна превышать сметную стоимость на величину стоимости пусконаладочных работ. В договорной цене также учитывается часть резерва на непредвиденные работы и затраты или полный объем этого резерва. Учет резерва на непредвиденные работы и затраты должен привести к такой договорной цене, которая с высоким уровнем вероятности не будет превышена. 4.3. Методы определения сметной стоимости строительства скважин При составлении смет инвестора и подрядчика на альтернативной основе могут применяться следующие методы определения стоимости: ресурсный, ресурсно-индексный, базисно-индексный, базиснокомпенсационный; на основе банка данных о стоимости ранее построенных или запроектированных объектов-аналогов. Ресурсный метод – это расчет в текущих ценах и тарафах ресурсов (элементов затрат), необходимых для реализации проектного решения. Расчет ведется на основе выраженной в натуральных измерителях потребности в материалах, изделиях, конструкциях (в том числе вспомогательных, применяемых в процессе производства работ), данных о расстояниях и способах доставки на место строительства, расхода энергоносителей на технологические цели, времени эксплуатации машин и их состава, затрат труда рабочих. Для определения потребности в ресурсах используются: • ведомости потребности материалов, составляемые при проектировании объектов; • данные о затратах труда рабочих и времени использования строительных машин, приводимые в проектной документации в разделе «Организация строительства»; • производственные нормы расхода материалов; • сборники ресурсных сметных норм. Ресурсы, на основе которых определяется стоимость соответствующих работ, исчисляются в суммарном виде по зданию (сооружению) в целом или его части. Оценке подлежат итоговые (суммарные) ресурсные показатели. Для расчета итоговых показателей расхода ресурсов рекомендуется предварительно составлять локальную ресурсную ведомость, в которой определяется объем ресурсов по каждому виду работ, выполняемых на объекте.

47

Для инвестора стоимость ресурсов целесообразно определять как в базисном, так и в текущем (прогнозируемом) уровне цен. Оценка итоговых данных по трудовым ресурсам производится: в базисном уровне – на основе средней сметной заработной платы, учтенной в нормативах. Среднемесячная оплата труда одного рабочего-строителя: Змес = З 1мес84* Кр * Кт * Iзп * 0,001, (4.5) где З мес – среднемесячная оплата труда одного рабочего-строителя в текущем уровне стоимости, тыс. руб.; З 1мес84 – оплата труда в 1984 г. одного рабочего-строителя 1-го разряда в базисном районе, руб.; Кр – районный коэффициент к заработной плате; Кт – средний тарифный коэффициент к оплате труда рабочегостроителя 1-го разряда в базисном районе. При строительстве объектов нефтяной и газовой промышленности Кт = 1,7; Iзп – индекс к заработной плате; 0,001 – коэффициент перехода от руб. к тыс. руб.; Затраты на оплату труда рабочих-строителей на весь комплекс работ находится по формуле: Зс = Тс * Змес/ t, (4.6) где Зс – затраты на оплату труда рабочих-строителей, тыс.руб.; Тс – трудоемкость всего комплекса работ (затраты труда рабочихстроителей), чел.-ч.; t– среднемесячное количество рабочих часов. в текущем (прогнозируемом) уровне – на основе фактически сложившейся заработной платы работников, занятых на строительномонтажных работах и в подсобных производствах, но не выше установленной нормируемой величины средств на оплату труда, относимой на себестоимость продукции (работ, услуг). Оценка итоговых данных по строительным машинам осуществляется в базисном уровне – по сметным нормам и расценкам на эксплуатацию строительных машин. Стоимость эксплуатации строительных машин (Сэм) определяется по формуле: Сэм = ∑ Сэмi, тыс. руб. (4.7) где Ссмi - стоимость эксплуатации строительных машин i-го вида, тыс. руб. Величина затрат по эксплуатации строительных машин i-го вида рассчитывается следующим образом: 48

Сэм = Qi *Ci, (4.8) где Qi – количество маш.-ч, отрабатываемых строительными машинами i-го вида; Ci – стоимость 1 маш.-ч эксплуатации строительных машин i-го вида, тыс. руб. Стоимость 1 маш.-ч эксплуатации строительных машин i-го вида в текущем уровне стоимости может определяться по формуле: Сi = Сi84 * Iэм, (4.9) где Сi84 – стоимость 1 маш.-ч эксплуатации строительных машин i-го вида в ценах 1984 г., тыс. руб.; Iэм – индекс стоимости эксплуатации машин. Стоимость 1 маш.-ч эксплуатации строительных машин i-го вида в ценах 1984 г. для различных районов может определяться по формуле: Сi84 = (Сi184 + Зi84 * (Кр - 1) * (1 + Кк)) * 0,001, (4.10) где Сi184 – стоимость эксплуатации 1 маш.-ч строительных машин I-го вида в ценах 1984 г. по СНиП IV-3-82, руб.; Зi84 – заработная плата машинистов, входящая в стоимость 1 маш.-ч эксплуатации i-го вида строительных машин по СНиП-IV-3-82, в ценах 1984 г., руб.; Кр – районный коэффициент к заработной плате; Кк – коэффициент учитывающий накладные расходы в стоимости эксплуатации машин; 0,001 – коэффициент перехода от руб. к тыс. руб. Заработная плата машинистов, входящая в стоимость эксплуатации строительных машин (Зм), определяется по формуле: Зм = ∑ З мi, (4.11) где З мi – заработная плата машинистов, входящая в стоимость эксплуатации строительных машин i-го вида, тыс.руб. Заработная плата машинистов, входящая в величину затрат по эксплуатации строительных машин i-го вида (З мi), рассчитывается по формуле: З мi = Qi * Зi, (4.12) где Qi – количество машино-часов, отрабатываемых строительными машинами i-го вида; Зi – заработная плата машинистов, входящая в стоимость 1 маш.-ч эксплуатации строительных машин i-го вида, тыс. руб. 49

Заработная плата машинистов, входящая в стоимость 1 машино-часа эксплуатации строительных машин i-го вида (Зi) в текущем уровне стоимости, определяется так: Зi = Зi84 * Iзп, (4.13) где Зi84 - заработная плата машинистов, входящая в стоимость 1 машино-часа эксплуатации i-го вида строительных машин в ценах 1984 г., тыс.руб.; Iзп – индекс к заработной плате. Заработную плату машинистов, входящую в стоимость эксплуатации 1 машино-часа строительных машин i-го вида в ценах 1984 г. определяют по формуле: Зi84 = (Зi1 84 + Зi1 84 * (Кр -1) * (1 + Кк) * 0,001,

(4.14)

где Зi184 – заработная плата машинистов, входящая в стоимость эксплуатации 1 маш.-ч строительных машин I-го вида в ценах 1984 г. по СНиП IV-3-82, руб.; Кр – районный коэффициент к заработной плате; Кк – коэффициент учитывающий накладные расходы в стоимости эксплуатации машин; 0,001 – коэффициент перехода от руб. к тыс. руб. в текущем (прогнозируемом) уровне – на основе информации о текущих ценах за эксплуатацию строительных машин. Материальные ресурсы оцениваются: в базисном уровне – по сметным ценам на материалы, изделия и конструкции. Стоимость материалов определяется по формуле: См = ∑ Смк, (4.15) где См – общая стоимость материалов; Смк – стоимость к-го материала. Смк = Qк * Ск, (4.16) где Qк – количество необходимого к-го материала, в натуральных показателях, м, м2, т и т.п. Ск – стоимость единицы к-го материала, тыс.руб. Для пересчета в текущие цены рекомендуется пользоваться индексами. Ск =Ск84 * Iм, (4.17) где Ск84 – стоимость единицы к-го материала в ценах 1984 г.; 50

Iм – индекс к стоимости материалов. в текущем (прогнозируемом) уровне – по фактической стоимости материалов, изделий и конструкций с учетом транспортных и заготовительно-складских расходов. Накладные расходы определяются на основе: • индивидуальной нормы накладных расходов для конкретной строительной организации путём калькулирования по статьям затрат; • системы показателей накладных расходов по видам строительных и монтажных работ; • действующих норм накладных расходов. Вариант исчисления величины накладных расходов принимается заказчиком (инвестором) и подрядной организацией. Базой для определения накладных расходов является сметная стоимость прямых затрат или фактическая величина средств на оплату труда рабочих – строителей и механизаторов. Фактическая величина средств на оплату труда может быть определена одним из двух способов: • путем умножения сметной заработной платы рабочих, включая дополнительную, на статистический индекс её изменения; • на основании данных статистической отчетности или бухгалтерского учета о фактической величине оплаты труда. Сметная прибыль в локальном ресурсном сметном расчете определяется: • по индивидуальной норме для конкретной организации, полученной путём калькулирования по статьям затрат, учитываемых в сметной прибыли; • по общеотраслевому нормативу. Окончательное решение по выбору варианта исчисления величины сметной прибыли принимается заказчиком и подрядной организацией. Базой для определения сметной прибыли является фактическая величина средств на оплату труда рабочих – строителей и механизаторов или себестоимость подрядных работ. Ресурсно-индексный метод – это сочетание ресурсного метода с системой индексов на ресурсы, используемые в строительстве. Индексы представляют собой отношение стоимости продукции, работ или ресурсов в текущем (прогнозном) уровне цен к стоимости в базисном уровне цен. Они выражаются в безразмерных величинах, как правило, не более чем с двумя значащими цифрами после запятой. В зависимости от применяемой при составлении смет нормативной базы за базисный уровень для определения индексов принимаются: • сметные цены, введенные в действие с 1.01. 1991 г.; • сметные цены, введенные в действие с 1.01. 2001 г.; • текущие цены предшествующего периода. 51

Для определения стоимости строительства на различных стадиях инвестиционного процесса рекомендуется использовать систему текущих и прогнозных индексов. Информационной основой для определения текущих индексов являются данные статистической отчетности, первичного бухгалтерского учета, а также результаты специальных статистических наблюдений, организованных региональными центрами по ценообразованию. Прогнозные индексы разрабатываются на основе: • математические обработки показателей динамики индексов цен за предшествующие кварталы или месяцы; • количественной оценки влияния на уровень цен факторов инфляции и прежде всего роста регулируемых цен на энергоносители; • количественной оценки воздействия на уровень цен антиинфляционных мероприятий и мер по урегулированию цен, осуществляемых федеральными органами, местной администрацией, инвесторами и подрядными организациями. Госстроем России из всех возможных разновидностей ресурсноиндексного метода рекомендует метод, в котором ресурсным методом определяется стоимость строительства в базисных ценах, а потом при помощи индексов пересчитывается в текущие цены. Ресурсный и ресурсно-индексный методы могут использоваться всеми участниками инвестиционного процесса – заказчиками (инвесторами), проектными и подрядными организациями, независимо от их форм собственности и ведомственной принадлежности. 4.4. Порядок разработки проекта на строительство нефтяных и газовых скважин Технико-экономическое проектирование строительства скважин заключается в: • проектировании всех элементов технологических процессов строительства; • выборе типов буровых установок; • определении оптимальных режимов работы этих установок; • определении производственных мощностей в процессе бурения и расчёте потребности необходимых материально-технических ресурсов. К особенностям процесса проектирования относится: • необходимость постоянного учёта влияния состояния недр; изменения в технологии ведут к изменениям при проектировании строительства скважины, а соответственно и к новым решениям в этой области. Приходится корректировать проект; • необходимость комплексного решения задач с учётом влияющих факторов не только в процессе строительства скважин, но и факторов влияющих на проект геологоразведочных работ, но и учёт при обустройстве месторождения. 52

Все это требует тщательной проработки предпроектных решений. Предпроектная стадия включает: • разработку концепции проекта; • создание схемы проекта. На этой стадии формируются выводы о целесообразности проектных решений. На базе концепции разрабатываются технико-экономические предложения (или технико-экономические доклады). В этих предложениях даются уже более конкретные рекомендации по организации строительства скважин. Сюда входят: • оценка сырьевой базы на основе «наряд-заказов», • прогноз уровней добычи нефти и газа, • ожидаемые технологические показатели бурения, в зависимости от геологических характеристик и в зависимости от темпов обустройства месторождения. Технико-экономические доклады после их проработки позволяют перейти к технико-экономическому обоснованию, где уже конкретизируются все технико-экономические и организационные вопросы и устанавливается экономическая целесообразность и коммерческая необходимость проектирования скважин. После этого выдаётся окончательное задание на проектирование. В процессе проектирования составляется: • Технические проекты на строительство скважины • Геолого-технические наряды • Режимно-технологические карты • Нормативные карты • Сметы на строительства скважин. Основной частью технического проекта является рабочий проект. I ЧАСТЬ Раздел 1. Даётся краткое содержание проекта, сопоставление вариантов для принятия проектных решений, данные по согласованию норм и правил строительства скважин, основные технико-экономические показатели строительства скважин. Раздел 2. Рассматриваются вопросы, связанные с процессом организации строительства в соответствии с инструкцией «О порядке составления и утверждения проекта». Учитываются технико-экономические мероприятия, направленные на улучшение качества строительства. Обычно в этом разделе строятся сетевые графики, которые отражают особенности поступления и расходования материально-технических ресурсов и особенности времени проведения строительства отдельных работ (т.е. строительство скважин). Например, сколько привезли глины и когда начнётся строительство скважин. 53

Раздел 3. Проводится оценка окружающей среды: подробная информация о состоянии окружающей среды в данном регионе. Даётся оценка воздействия проекта на окружающую среду с позиции: • ввода-потребления и ввода-отведения; • установления и контроля за воздействием на атмосферу, водные ресурсы и недра; • утилизации отходов бурения. II ЧАСТЬ Содержит сметную документацию к строительству скважин. Сметы устанавливаются с учётом последовательности технологического проекта. Туда входят: • смета на подготовительные работы, • смета на проведение монтажных работ, • смета на бурение и крепление скважин, • смета на испытание скважины на приток нефти и газа. В каждой из этих смет учитывает технологические особенности строительства скважин. III ЧАСТЬ Содержит нормативно-справочную документацию и информацию о конструктивных особенностях строящихся скважин. Поэтому она называется паспортом проекта. К разработке проекта прикладываются несколько приложений, в которых отражается следующая информация: • задания на проектирование, • геолого-технический наряд на строительство скважины, • нормы времени на строительство, • заключение экологической экспертизы; Для составления сметы используется следующая документация: • справочник укрупнённых сметных норм на строительство нефтяных и газовых скважин (СУСН), • прейскурант порайонных расценок на строительство нефтяных и газовых скважин (ППР), • единые и местные цены на материалы и оборудование, и транспортные тарифы (мы берём оттуда коэффициент), • районные нормы накладных расходов и нормы плановых накоплений, • инструкция по составлению проектно-сметной документации (ПСД) на строительство нефтяных и газовых скважин.

54

Вопросы для самоконтроля 1. Особенности и порядок проектирования строительства скважин. 2. Задачи проектирования строительства скважин по назначению. 3. Проект на строительство скважины. Его структура. 4. Схема проектирования процесса строительства скважин. 5. Методология затрат на проектирование скважин. 6. Смета на строительство скважины (сводный сметный расчет). 7. Методы расчета стоимости скважины. 8. Характеристика документов, прилагаемых к проекту. 9. Содержание рабочего проекта и порядок его составления. 10. Содержание сметного расчёта строительства скважин. 11. Содержание сводного расчёта. 12. Особенности определения себестоимости и стоимости строительства скважин. 13. Основные направления совершенствования проектирования в бурении.

55

5. ОЦЕНКИ ПРОЕКТА РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 5.1. Особенности проектных документов на разработку нефтяных и газовых месторождений В разделе техника и технология добычи нефти и газа для рекомендуемого варианта приводятся: − обоснование технических возможностей реализации системы и проектных (прогнозных) показателей разработки, рекомендуемые технологии и технические средства; − обоснование требований и рекомендаций к системам сбора, внутрипромыслового транспорта и промысловой подготовки продукции – нефти газа и воды, утилизации попутного газа, ППД; − рекомендации технологий по предупреждению и ликвидации возможных существенных осложнений в области добычи. − основные элементы скважинного, устьевого и наземного оборудования; − средства контроля процесса нагнетания. Для проектных документов, предусматривающих разработку подгазовых зон, добычу природного газа и конденсата, обосновываются требования и рекомендации к внутрискважинному и наземному оборудованию, системам сбора, транспорта и подготовки газа, предупреждению и борьбе с осложнениями. В разделе проекта анализ эксплуатации добывающих скважин приводятся сведения о количестве добывающих скважин по способам эксплуатации и их основных характеристиках (дебиты по нефти и жидкости, приемистость, глубины спуска оборудования, динамические уровни, пластовое и забойное давление, депрессии, газосодержание на приеме насоса, конструкции скважинного оборудования, коэффициент использования фонда скважин, межремонтный период работы скважин и др.) В разделе проекта обоснование выбора рационального способа подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования обосновываются: - давления на устьях добывающих скважин; - предельные давления фонтанирования и условия перевода скважин на механизированную добычу; - рекомендуемые способы механизированной эксплуатации скважин с выдачей исходных данных для дальнейших экономических расчетов. Для каждого способа обосновываются конструкции лифтов, выбор основного внутрискважинного и наземного оборудования, которое должно удовлетворять конкретным условиям эксплуатации, особенностям применения методов повышения нефтеизвлечения, требованиям контроля за процессом разработки. Для газлифтного способа эксплуатации скважин обосновываются типы рекомендуемых газлифтных установок (компрессорный, бескомпрессорный,

56

непрерывный, периодический, с плунжером), ресурсы и источники рабочего агента (газа), устьевое давление и удельные расходы рабочего агента. В вариантах одновременно - раздельной эксплуатации нескольких объектов одной скважиной обосновывается выбор специального устьевого и скважинного оборудования, обеспечивающего контроль и регулирование процесса разработки каждого пласта. В разделе проекта мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин определяются факторы, осложняющие процесс эксплуатации добывающих скважин, а также рекомендуемые технологии по предупреждению и по борьбе с осложнениями: − вынос песка и образование песчаных пробок; − коррозия оборудования; − отложение парафина, смол, асфальтенов и солей, парафина на подземном и наземном оборудовании; − гидратообразование в насосно-компрессорных трубах и напорных линиях скважин; − высокий газовый фактор продукции; − застывание нефти в стволе скважины и системе сбора продукции; − замерзание устьев и стволов нагнетательных и добывающих скважин, напорных и выкидных линий и другие осложнения. В разделе глушение скважин приводятся предложения по технике и технологиям, сохраняющим коллекторские свойства призабойной зоны скважин при их глушении. Основные требования и рекомендации к системе внутрипромыслового сбора и подготовки продукции скважин формулируются требования и рекомендации к системе сбора и подготовки продукции скважин: к оборудованию, аппаратам и сооружениям, в том числе к системе измерения количества извлекаемых из недр нефти и газа. Требования и рекомендации приводятся с учетом геолого-технических условий разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, максимальных объемов добычи нефти, воды и газа, состава и свойств продукции скважин, устьевых давлений и способов эксплуатации, полного использования продукции скважин: нефти и газа. При использовании меньше норматива приводятся мероприятия по его достижению. Здесь приводятся факторы, осложняющие работу системы. Требования и рекомендации к системе ППД, подготовке закачиваемых рабочих агентов и обоснование источников водоснабжения приводятся с учетом геолого-физических характеристик продуктивных пластов, состава и свойств пород и насыщающих флюидов формулируются требования к качеству закачиваемых вод в соответствии с ГОСТ 39-225-88: − водородный показатель (рН); − совместимость с пластовой водой и породой; 57

− содержание и размер частиц механических примесей и эмульгированной нефти; − содержание растворенного кислорода; − набухаемость пластовых глин; − коррозионная активность; − содержание сероводорода; − наличие сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ); − содержание ионов трехвалентного железа; − содержание растворенного газа. На основании принятых забойных давлений нагнетания и приемистости скважин определяются устьевые давления нагнетательных скважин и рекомендуемые размеры лифтов. Приводятся предложения по перспективному развитию системы ППД месторождения: рассчитывается баланс проектных объемов закачки различных типов закачиваемой воды, уточняются или обосновываются источники водоснабжения, мощности КНС и ПКНС в зависимости от проектных показателей закачки воды в скважины и т. д. Мощности объектов системы ППД рассчитываются на объем максимальной годовой закачки воды. Формулируются требования к конструкции нагнетательных скважин и внутрискважинному оборудованию (в том числе, для одновременнораздельной закачки (ОРЗ). Проводятся необходимые расчеты, приводятся требования и рекомендации по другим технологиям ППД (водогазовое, газовое, физикохимическое воздействие, закачка пара или горячей воды и др.) предлагаемые рекомендуемым вариантом разработки. Требования и рекомендации к технологии и технике подготовки и закачки рабочих агентов в пласт при применении методов повышения нефтеотдачи формулируются основные требования к процессам, даются рекомендации по выбору основного оборудования и материалов. Для газовых методов приводятся источники газа, их параметры, ресурсы и потребность. Для тепловых методов приводятся параметры закачки теплоносителей, источники и потребность в энергии для генерации тепла. Виды, объемы и периодичность исследований и измерений с целью контроля разработки регламентируются действующими инструкциями и руководствами по исследованию скважин, обязательными комплексами их гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, систематических измерений параметров, характеризующих процесс разработки залежей и работу отдельных скважин. При проведении опытно-промышленных работ в проектном документе обосновываются виды, объемы и периодичность дополнительных и специальных исследовательских работ.

58

5.2. Особенности программ доразведки и исследовательских работ и их отражение в проекте разработки нефтегазовых месторождений В программе доразведка месторождения приводится: − отчет о выполнении программы доразведки, предусмотренной действующим проектным документом; − обоснование необходимости проведения сейсмических исследований, определение объёмов и сроков их проведения; − виды и объёмы работ по переводу запасов из категории С2 в категорию С1 − обоснование бурения поисковых и разведочных скважин. В программе отбор и исследование керна указываются: − продуктивные горизонты и скважины для отбора керна с целью получения петрофизических зависимостей «керн-керн» и «керн-ГИС» для пластов; − приводятся объёмы исследования ФЕС образцов керна по задачам, виды и сроки стандартных и специальных исследований образцов керна, отдельно выделяются исследования коэффициента вытеснения различными агентами и построение зависимостей фазовых проницаемостей от насыщенности. Промысловые и гидродинамические исследования скважин определяются периодичность и объёмы исследований для решения следующих задач: − изучение гидродинамической связи по разрезу и площади; − исследование изменения пластового давления в зависимости от отбора жидкости, оценка упругого запаса энергии пласта; − определение гидродинамических параметров пласта; − определение коэффициента продуктивности скважин; − определение обводненности продукции скважин; − замеры газового фактора. − определение давления в газовых шапках газонефтяных месторождений; − контроль изменения температуры пласта. Геофизические исследования скважин: − обосновываются объёмы, методы, периодичность и охват скважин промыслово-геофизическими исследованиями по определению профилей притока и приемистости, оценке технического состояния скважин; − даются рекомендации по исследованию процесса вытеснения нефти и газа из пласта, определению текущих коэффициентов нефтегазонасыщенности, положений водонефтяного и газожидкостного контактов. Физико-химический анализ нефти, газа, конденсата и воды содержит требования по объемам и видам исследований поверхностных и глубинных проб нефти, газа и воды. 59

Обоснование сети контрольных и пьезометрических скважин обосновывается количество и местоположение скважин для определения текущей нефтегазонасыщенности и замеров пластового давления. Для этого задаются виды, объёмы, методы и периодичность исследований скважин. Программа работ по вводу в эксплуатацию неработающих скважин приводится, когда для разрабатываемых месторождений фонд простаивающих (бездействующих) добывающих скважин превышает 10% от пробуренного фонда, исключая ликвидированные по геологическим причинам и выполнившие геологическое назначение. В проекте приводится адресная программа работ по вводу в эксплуатацию неработающих скважин. В программе охрана недр на месторождении дается характеристика основных источников воздействия на недра и приводятся мероприятия по охране недр при ведении буровых работ, эксплуатации, консервации и ликвидации скважин. К процессу бурения скважин предъявляются требования по надежности их сооружения, обеспечивающие предотвращение заколонных и межколонных перетоков, приводящих к утечкам газа и минерализованных вод в горизонты, залегающие над эксплуатационными объектами аварийного фонтанирования, образование грифонов, возникновение зон растепления и просадки устьев скважин, смятия колонн и др. Особое внимание уделяется охране водоносных горизонтов пресных и минерализованных вод. В процессе эксплуатации требуется обеспечение контроля за техническим состоянием эксплуатационных колонн. По мере возникновения осложнений должны реализовываться меры по их устранению (ремонтноизоляционные работы, ликвидация скважин). Приводятся мероприятия по охране недр при ведении буровых работ, эксплуатации скважин, проведении геолого-технологических мероприятий, консервации и ликвидации скважин. В заключении приводится рекомендуемый вариант разработки, достигаемый в результате его внедрения КИН и предложения по проведению научно-исследовательских работ. Заключение содержит: − рекомендации по реализации выбранного варианта разработки; − основные технико-экономические показатели рекомендуемого варианта; − оценку общих перспектив месторождения. 5.3. Исходная информация для оценки эффективности нефтегазовых проектов Исходная информация для оценки эффективности нефтегазовых проектов включает в себя технологические показатели разработки месторождений и заданные экономические условия расчета. Основой для оценки экономической эффективности инвестиционных проектов служат следующие технологические показатели: 60

− − − − − − − − − − − −

объем геологоразведочных работ; объем разведочного и эксплуатационного бурения; ввод новых скважин (добывающих, нагнетательных); среднедействующий фонд нефтяных скважин; среднедействующий фонд газовых скважин; среднедействующий фонд нагнетательных скважин; объем добычи нефти; объем добычи нефтяного газа; объем добычи природного газа; объем добычи газового конденсата; объем добычи жидкости; объем закачки рабочего агента, а также ряд других показателей, определенных "Регламентом составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений". 5.4. Денежный поток наличности и критерии эффективности проекта Денежный поток от реализации инвестиционных проектов рассчитывается по формуле: ДП1 = Вр1 − Тр1 − И1 − Ртекi − Н i − Л , фi

(5.1)

где ДП1 - денежный поток проекта в i-том году, млн. руб.; Вр1 - выручка от реализации товарной продукции в i-том году, млн. руб.; Тр1 - коммерческие расходы (включая затраты на транспортировку продукции до потребителей) в i-том году, млн. руб.; И1 - инвестиционные расходы (без НДС) проекта в i-том году, млн. руб.; Ртекi - операционные расходы (без НДС) проекта в i-том году, млн. руб.; Н i - налоги, платежи и отчисления в i-том году, млн. руб.; Л фi - отчисления в ликвидационный фонд в i-том году, млн. руб.; i - расчетный год; i в году начала опенки имеет значение "1".

Hi = Нобi + Нсебi + Н , фi

(5.2)

где Нобi - налоги от реализации (налог на добавленную стоимость и вывозная таможенная пошлина) в i-том году, млн. руб.; Нсебi - налоги, включаемые в себестоимость продукции (налог на добычу полезных ископаемых, единый социальный налог, взносы на обязательное страхование от несчастных случаев на производстве, плата за землю, местные и региональные налоги и 61

платежи) в i-том году, млн. руб.; Нфi - налоги, относимые на финансовые результаты (налог на имущество и налог на прибыль) в i-том году, млн. руб. В случае реализации проекта за пределами РФ или на континентальном шельфе РФ оценка эффективности инвестиционного проекта проводится с учетом особенностей. Денежный поток от реализации проектов рассчитывается по годам расчетного периода. Разновременные значения денежного потока приводятся к году начала оценки методом дисконтирования денежного потока. Все интегральные показатели эффективности инвестиционного проекта рассчитываются за экономически обоснованный период добычи углеводородов. На основе денежного потока рассчитываются интегральные показатели эффективности инвестиционных проектов: − чистый доход (ЧД, PV); − чистый дисконтированный доход (ЧДД, NPV); − внутренняя норма доходности (ВИД, IRR); − максимальная накопленная отрицательная наличность; − индекс доходности затрат (ИД); − индекс доходности инвестиций (ИДИ, PI); − сроки окупаемости с учетом и без учета дисконтирования (Ток, РВР). Чистый доход проекта характеризует превышение денежных поступлений над суммарными расходами. Чистый доход проекта рассчитывается по формуле:

Т ЧД = ∑ ДП , i =1

(5.3)

− где ЧД – чистый доход проекта, млн.руб.; − Т – период оценки, лет. Чистый дисконтированный доход проекта определяется как сумма текущих годовых значений чистого дохода, приведенных к начальному году. Расчет ЧДД производится по следующей формуле:

ДПi T ЧДД = ∑ , i=1 (1 + Ен )i−1

(5.4)

− где ЧДД – чистый дисконтированный доход проекта, млн.руб.; − EH - ставка дисконтирования, доли единицы или %

62

Внутренняя норма доходности отражает ожидаемый годовой процент, получаемый на инвестиции, вложенные в инвестиционный проект. Определение ВНД производится на основе решения следующего уравнения:

ДП i T = 0, ∑ i − 1 i =1 (1 + ВНД )

(5.5)

− где ВНД – внутренняя норма доходности проекта, доли единицы или %. Для сравнения со ставкой-ориентиром ВНД рассчитывается по денежному потоку. Компания принимает к рассмотрению инвестиционные проекты, если значение ВНД не меньше ставки-ориентира, принятой в Компании. Срок окупаемости проекта характеризует период, за пределами которого накопленный чистый доход становится положительным. Срок окупаемости проекта рассчитывается без учета дисконтирования и с учетом дисконтирования. Срок окупаемости с учетом дисконтирования может быть определен из следующего равенства:

ДП i Т = 0, ∑ i =1(1 + Е ) i −1 Н

(5.6)

− где Т - срок окупаемости проекта, лет. Максимальная накопленная отрицательная наличность показывает дефицит денежных средств по проекту до выхода его на самофинансирование и равна максимальному значению абсолютной величины отрицательного чистого дохода за период оценки. Индексы доходности (ИД) характеризуют относительную «отдачу проекта» на вложенные в проект средства. Он определяется отношением суммы дисконтированных денежных поступлений к сумме дисконтированных расходов по проекту: T Врi ∑ i=1 (1 + ЕН )i − 1 ИД = (5.7) T (Трi + Иi + Ртекi + Hi + Л фi ) , ∑ (1 + ЕН )i − 1 i=1 − где ИД – индекс доходности затрат, доли единицы. Индекс доходности затрат больше единицы, если ЧДД имеет положительное значение.

63

Индекс доходности инвестиций (ИДИ) характеризует экономическую отдачу средств, вложенных в проекты бизнес-сегмента «Геологоразведка и добыча». Расчет индекса доходности инвестиций производится по следующей формуле: ЧДД Иi ИДИ = T +1 Иi ∑ i −1 i =1 (1 + E H )

(5.8)

Индекс доходности больше единицы, если ЧДД имеет положительное значение. Основным показателем, определяющим оценку эффективности инвестиций в инвестиционные проекты бизнес-сегмента «Геологоразведка и добыча» является чистый дисконтированный доход. При выборе оптимального варианта разработки месторождения наилучшим признается вариант проектных решений, имеющий максимальное положительное значение ЧДД (NPV) за период оценки. 5.5. Расчет инвестиционных расходов в проектах разработки месторождения Расчет инвестиционных расходов в проектах разработки месторождений углеводородов, находящихся в промышленной эксплуатации, проектах освоения, новых месторождений углеводородов, проектах проведения геологоразведочных работ и освоения перспективных структур проводится с учетом особенностей. Инвестиционные расходы в проекты бизнес сегмента "Геологоразведка и добыча" включают капитальные затраты (вложения), инвестиционные затраты па геологоразведочные работы и прочие инвестиционные расходы. И i = К i + И гррi + И прочi ,

(5.9)

где Иi - инвестиционные расходы в i-том году, млн. руб.; Кi - капитальные затраты в i-том году, млн. руб.; Игррi - инвестиционные затраты на геологоразведочные работы в i-том году, млн. руб.; Ипрочi - прочие инвестиционные расходы в i-том году, млн. руб. Инвестиционные расходы рассчитываются по фактическим данным о стоимости геологоразведочных работ, бурения скважин, строительства и обустройства, а при отсутствии указанных данных - на основе "Укрупненных показателей капитальных вложений и удельных нормативов строительства объектов и сооружений нефтедобывающей промышленности. 64

Капитальные затраты в инвестиционные проекты (Кi) включают инвестиции на: − бурение скважин; − оборудование, не входящее в сметы строек; − строительство объектов нефтегазопромыслового обустройства и производственной инфраструктуры. K i = К бурi + К обi + К стрi ,

(5.10)

где Кi - капитальные затрата в i-том году, млн.руб.; Кбурi - капитальные затраты в бурение скважин в i-том году, млн.руб.; Кобi - капитальные вложения в оборудование, не входящее в сметы строек, в i-том году, млн.руб.; Кстрi капитальные затраты на строительство объектов нефтегазопромыслового обустройства и производственной инфраструктуры в i-том году, млн.руб. Капитальные затраты в бурение скважин в зависимости от имеющейся исходной информации могут рассчитываться двумя методами: - на основе инвестиций в строительство скважины и количества нефтяных, газовых, нагнетательных, поисково-разведочных и других скважин, вводимых из бурения: g j j К бурi = ∑ Cэ ∗ N сквi , j =1

(5.11)

где Кбурi - капитальные затраты в бурение скважин в i-том году, млн.руб.; j C э - стоимость строительства одной скважины j-го типа с учетом ее конструкции и глубины, млн.руб./скв.; g – количество типов скважин; j N сквi - ввод скважин j-го типа из бурения в iтом году, скв. Стоимость строительства скважины включает расходы по следующей структуре: а) строительно-монтажные работы: − подготовительные работы; − монтаж-демонтаж буровой установки и привышечных сооружений и их транспортировка; − бурение и крепление; − отбор керна, шлама, прочие исследования; − испытание на продуктивность; − природоохранные мероприятия (рекультивация и т.п.); − прочие работы; б) оборудование, требующее и не требующее монтажа; в) прочие работы. 65

- на основе прогнозируемого объема бурения и сметной стоимости одного метра проходки: К бурi = (Cбэ × Пбэi ) + (Сбпр × Пбпрi ) ,

(5.12)

где Cбэ - сметная стоимость одного метра проходки эксплуатационного бурения в зависимости от глубины и конструкции скважины, тыс.руб./м; Пбэi - объем эксплуатационного бурения в i-том году, тыс.м; Сбпр - сметная стоимость одного метра проходки поисковоразведочного бурения в зависимости от глубины и конструкции скважины, тыс.руб./м; Пбпрi - объем поисково-разведочного бурения в i-том году, тыс.м. Капитальные вложения в оборудование, не входящее в сметы строек, состоят из расходов на приобретение оборудования для предприятий нефтегазодобычи и прочих предприятий. Оборудование для предприятий нефтегазодобычи включает обязательный минимум оборудования, непосредственно связанного с обустройством и пуском в эксплуатацию добывающих скважин. Например, для нефтяной скважины, оборудование штанговыми глубиннонасосными установками, это – устьевое оборудование, штанги насосные, штанговый глубинный насос, насосно-компрессорные трубы, станция управления. Оборудование, не входящее в сметы строек, для прочих предприятий включает оборудование и инструмент для предприятий бурения, оборудование для ремонта и освоения скважин, механизации промысловых работ, общепромысловое оборудование, транспортные средства и т.д. Капитальные вложения в оборудование, не входящее в сметы строек, рассчитываются по формуле: К обi = К обснi + К обспi = У нг ∗ N сквнi ∗ (1 + Д пр ) ,

(5.13)

где К обi - капитальные вложения в оборудование, не входящее в сметы строек, в i-том году, млн.руб.; К обснi - капитальные вложения в оборудование, не входящее в сметы строек, для предприятий нефтегазодобычи в i-том году, млн.руб.; К обспi - капитальные вложения в оборудование, не входящее в сметы строек, для прочих предприятий в i-том году, млн.руб.; У нг - удельные капитальные вложения в оборудование, не входящее в сметы строек, для предприятий нефтегазодобычи в расчете на одну вводимую добывающую скважину, млн.руб./доб.скв.; N сквнi - ввод добывающих скважин из бурения в i-том году, скв.; 66

Д пр - доля затрат в оборудование, не входящее в сметы строек,

для прочих предприятий, доли ед. или %. В основу расчета удельных расходов в оборудование, не входящее в сметы строек, для прочих предприятий принимаются отчетные данные по НГДО. В случае отсутствия информации для расчета удельных расходов в оборудование, не входящее в сметы строек, для прочих предприятий, рекомендуется принимать их как долю от расходов на оборудование предприятий нефтегазодобычи. Капитальные затраты на строительство объектов нефтегазопромыслового обустройства и производственной инфраструктуры рассчитываются по следующим направлениям обустройства: − сбор и транспорт продукции (включая межпромысловые трубопроводы); − подготовка нефти и газа к транспорту; − повышение нефтеотдачи нефтяных пластов; − промводоснабжение и промканализация; − теплоснабжение; − электроснабжение и связь (включая высоковольтные линии электропередач); − автомобильные дороги; − мероприятия по экологии и промышленной безопасности (природоохранные объекты); − прочие объекты; − комплексная автоматизация и корпоративные вычислительные сети; − материально-техническое и ремонтное обеспечение. Капитальные затраты на строительство объектов нефтегазопромыслового обустройства и производственной инфраструктуры рассчитываются следующим образом: К стрi = К стпоi + К стпроi + К стохрi ,

где

К стрi

-

капитальные

затраты

(5.14) на

строительство

объектов

нефтегазопромыслового обустройства и производственной инфраструктуры в i-том году, млн.руб.; К стпоi - капитальные затраты на строительство объектов нефтегазопромыслового обустройства в i-том году, млн. руб.; К стпроi - капитальные затраты на строительство прочих объектов нефтегазопромыслового обустройства в i-том году, млн. руб.; 67

К стохрi - капитальные затраты на строительство природоохранных

объектов в i-том году, млн. руб. По проектам разработки месторождений углеводородов, находящихся в промышленной эксплуатации, капитальные затраты на строительство объектов нефтегазопромыслового обустройства ( К стпроi ) рассчитываются только по объектам обустройства. По проектам освоения новых месторождений углеводородов и проектам, проведения геологоразведочных работ и освоения перспективных структур капитальные затраты на строительство объектов нефтегазопромыслового обустройства определяются на основании проектов обустройства, а при отсутствии проекта обустройства - по удельным расходам в расчете на одну вводимую из бурения добывающую скважину: n j К стпроi = ∑ У ∗ N Н сквнi j =1

(5.15)

где У Нj

- удельные капитальные затраты на строительство объектов нефтегазопромыслового обустройства по j-ому направлению в расчете на одну вводимую добывающую скважину, млн. руб./доб.скв.; п - количество направлений обустройства. К направлениям обустройства относятся: − сбор и транспорт продукции (включая межпромысловые трубопроводы): − подготовка нефти и газа к транспорту; − повышение нефтеотдачи нефтяных пластов: − промводоснабжение и промканализация; − теплоснабжение; − электроснабжение и связь (включая высоковольтные линии электропередач); − автомобильные дороги; − мероприятия по экологии и промышленной безопасности (природоохранные объекты); − прочие объекты; − комплексная автоматизация и корпоративные вычислительные сети; − материально-техническое и ремонтное обеспечение. При этом капитальные затраты на строительство автодорог, межпромысловых трубопроводов и высоковольтных линий электропередач следует рассчитывать исходя из удельной стоимости строительства 1 километра и объема строительства по годам. Удельные капитальные затраты на строительство объектов нефтегазопромыслового обустройства по направлениям расходов 68

рекомендуется рассчитывать на основе инвестиций в обустройство месторождений - аналогов. Выбор объектов-аналогов производится с учетом основных параметров месторождения: извлекаемые запасы углеводородов, климатические условия района месторождения, направление сбыта продукции и др. Капитальные затраты на строительство прочих объектов нефтегазопромыслового обустройства определяются как доля расходов па строительство объектов нефтегазопромыслового обустройства: К стпроi = k про ∗ К стпоi ,

(5.16)

где К стпроi - инвестиционные расходы на строительство прочих объектов нефтегазопромыслового обустройства в i-том году, млн. руб.; kпро - доля инвестиционных расходов на строительство прочих объектов к сумме расходов на промысловое обустройство, доли ед. или %. Капитальные затраты на строительство природоохранных объектов исчисляются как доля от общей суммы капитальных затрат, направляемых на бурение скважин и строительство объектов нефтегазопромыслового обустройства: К стохрi = k ∗ (К +К ), (5.17) охр бурi стпоi где К стохрi - капитальные затраты па строительство природоохранных объектов в i-том году, млн. руб.; - доля расходов на строительство природоохранных объектов к сумме k охр расходов на бурение скважин и нефтегазопромысловое обустройство, доли ед. или %. Инвестиционные расходы на геологоразведочные работы включают расходы па проведение сейсморазведочных работ, переработку геофизических данных, получение (приобретение) дополнительной геологической информации, прочие геологоразведочные работы. Расчет инвестиционных расходов на геологоразведочные работы основывается на программе и удельной стоимости геологоразведочных работ: м j j И гррi = ∑ М гррi ∗У грр , j =1

(5.18)

где И гррi - инвестиционные затраты на геологоразведочные работы в i-том году, млн. руб.; j М гррi - планируемый объем j- ого вида геологоразведочных работ в iтом году; 69

j У грр - удельная стоимость j- ого вида геологоразведочных работ,

млн.руб./ед.; м - количество видов геологоразведочных работ; J - индекс видов работ по программе ГРР. Удельные инвестиционные расходы на геологоразведочные работы принимаются на основе фактических расценок на услуги по видам ГРР в регионе поиска, а при отсутствии фактических данных по рассматриваемому региону - на основе фактических или проектных данных по работам такого вида на аналогичных объектах. Прочие инвестиционные расходы включают в себя денежные средства, направляемые на оплату НИОКР, приобретение патентов, технологий, программ для ЭВМ, баз данных и т.д. К прочим инвестиционным расходам относятся также расходы, осуществляемые в целях приобретения лицензий: - расходы, связанные с предварительной оценкой месторождения; - расходы, связанные с проведением аудита запасов: - расходы на приобретение геологической информации; - расходы на разработку ТЭО, проекта освоения месторождения и иные аналогичные работы; - разовые платежи при получении лицензии (бонусы); - оплата расходов по участию в конкурсе (сбор за участие в конкурсе, сбор за получение лицензии). Разовые платежи за пользование недрами при получении лицензии (бонусы) устанавливаются по результатам конкурсов или аукционов и фиксируются в лицензии. Для оценки эффективности проектов бонусы рекомендуется принимать на уровне минимальных (стартовых) значений, которые устанавливаются в соответствии с ФЗ "О недрах". Расходы, связанные с получением лицензии, формируют ее стоимость. Стоимость лицензии является нематериальным активом, который амортизируется в течение срока действия лицензии. Расходы на доразведку месторождения в пределах горного или земельного отвода в соответствии с Налоговым кодексом РФ включаются в состав операционных расходов по статье "Прочие расходы". При этом к расходам на доразведку относятся расходы на ГРР по введенным в эксплуатацию и промышленно освоенным месторождениям. 5.6. Расчет эксплуатационных расходов на добычу углеводородов Эксплуатационные расходы на добычу углеводородов включают в себя операционные расходы, налоги и платежи, относимые на себестоимость добычи углеводородов, и амортизационные отчисления: (5.19) Эi = Ртекi + Н себi + Аi где Эi - эксплуатационные расходы на добычу углеводородов в i-том году, млн. руб.; 70

Н себi -налоги, включаемые в себестоимость продукции, (налог на добычу

полезных ископаемых, единый социальный налог, взносы па обязательное страхование от несчастных случаев на производстве, плата за землю, местные и региональные налоги и платежи); Аi - амортизационные отчисления от стоимости основных фондов в i-том году, млн. руб. Операционные расходы включают в себя расходы, непосредственно связанные с добычей углеводородов. В зависимости от наличия исходной информации о расходах на добычу нефти расчет операционных расходов может быть выполнен на основе фактических данных по статьям "Калькуляции себестоимости добычи нефти и газа", или укрупненным расчетом. Расчет операционных расходов по статьям калькуляции себестоимости По статьям калькуляции себестоимости добычи углеводородов операционные расходы рассчитываются в соответствии с удельными текущими издержками и объемными технологическими показателями в разрезе следующих статей: − расходы на энергию по извлечению углеводородов; − расходы по искусственному воздействию на пласт; − расходы на оплату труда; − расходы по сбору и транспорту углеводородов; − расходы по технологической подготовке углеводородов; − расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, в том числе: капитальный ремонт скважин; − цеховые расходы; − общепроизводственные расходы. Для более точного расчета себестоимости добычи углеводородов целесообразно использовать принцип разделения операционных расходов па две группы: условно-постоянные и условно-переменные расходы. Группа условно-постоянных расходов включает расходы на оплату труда производственных рабочих, расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, общепроизводственные расходы, связанные с управлением производственно-хозяйственной деятельностью предприятия. Формирование условно-постоянных расходов в значительной своей части происходит вне зависимости от объема извлекаемой жидкости, а их величина обусловлена общим числом скважин. К группе условно-переменных расходов относятся затраты на извлечение жидкости из скважин, расходы по сбору и транспорту нефти и газа, расходы на технологическую подготовку нефти, а также расходы по искусственному воздействию на пласт, не относящиеся к инвестиционным расходам. Величина расходов этой группы зависит от объема извлекаемых из недр углеводородов, которые в значительной степени подвержены влиянию природных факторов. 71

Алгоритм оценки операционных расходов на добычу углеводородов при расчете операционных расходов по статьям калькуляции себестоимости приведен на рисунке 4. Налоги, относимые на себестоимость углеводородов При оценке эффективности инвестиционных проектов учитываются следующие налоги, обязательные отчисления и платежи, относимые на себестоимость товарной продукции: Н себi = Н гррi + Н добi + Н соцi + Н страхi + Н земi + Н местi

(5.20)

где Н себi - налоги, обязательные отчисления и платежи, относимые на себестоимость товарной продукции, в i-том году, млн.руб.; Н гррi - разовые и регулярные платежи за пользование недрами в i-том году, млн.руб.; Н добi - налог на добычу полезных ископаемых в i-том году, млн.руб.; Н соцi - единый социальный налог в i-том году, млн.руб.; Н страхi - взносы по обязательному страхованию от несчастных случаев

на производстве в i-том году, млн.руб.; Н земi - плата за землю i-том году, млн.руб.; Н местi - прочие местные налоги в i-том году, млн.руб.

5.7. Оценка эффективности проекта Выручка от реализации товарной продукции рассчитывается по формуле: Врi = Врнi + Вргнi + Вргпi

(5.21)

где Врi - выручка от реализации товарной продукции в i-том году, млн. руб.; Врнi - выручка от реализации товарной нефти, включая конденсат, в i-том

году, млн. руб.; Вргнi - выручка от реализации нефтяного газа в i-том году, млн. руб.; Вргпi - выручка от реализации природного газа в i-том году, млн. руб.

Выручка от реализации товарной продукции рассчитывается исходя из принятых условий реализации продукции и цен на углеводороды на внешнем и внутреннем рынках. Газовый конденсат транспортируется совместно с нефтью, выручка от его реализации рассчитывается исходя из цен и условий реализации нефти, а объем реализуемого конденсата включается в объем реализуемой нефти. При транспорте нефти и/или конденсата по трубопроводам системы АК 72

"Транснефть" коэффициент перевода баррелей в тонну следует определять исходя из плотности нефти сорта ЮРАЛС (URALS). Выручка от реализации товарной нефти (включая газовый конденсат) рассчитывается по формуле: внут внут внеш ∗ Q внеш ∗ k м ) / 1000 Врнi = ( Ц нi ∗ Qнi + Ц нi нi i

(5.22)

внут где Ц нi - цепа реализации нефти на внутреннем рынке (с НДС) в i-том году, руб./т; внут Qнi - объем реализации товарной нефти, включая газовый конденсат, на внутреннем рынке в i-том году, тыс. т; внеш - цена реализации нефти на внешнем рынке в i-том году, долл./т; Ц нi внеш - объем реализации товарной нефти, включая газовый конденсат, на Qнi

внешнем рынке в i-том году, тыс.т; kiм - обменный курс рубля в i-том году, руб./долл. Выручка от реализации нефтяного газа рассчитывается по формуле: Вргнi = Ц гнi ∗ Qгнi / 1000

(5.23)

где Ц гнi - цена реализации нефтяного газа в i-том году (с НДС), руб./тыс. м3; 3 Qгнi - объем реализации нефтяного газа в i-том году, млн. м . Выручка от реализации природного газа рассчитывается по формуле: внут внут внеш ∗ Q внеш ∗ k м ) / 1000 Вргпi = ( Ц гпi ∗ Qгпi + Ц гпi i гпi

(5.24)

внут где Ц гпi - цена реализации природного газа на внутреннем рынке в i-том году (с НДС), руб./тыс. м3; внут - объем реализации природного газа на внутреннем рынке в i-том Qгпi году, млн.м3; внеш - цена реализации природного газа на внешнем рынке в i-том году, Ц гпi долл./тыс.м3; внеш - объем реализации природного газа па внешнем рынке в i-том Qгпi году, млн.м3. После определения выручки от реализации товарной продукции рассчитываются коммерческие расходы, а также налоги и платежи от реализации: − налог на добавленную стоимость (НДС); − вывозная таможенная пошлина на нефть и газ. В коммерческие расходы включаются затраты, связанные с транспортировкой нефти от товарного парка нефтегазодобывающего

73

управления до магистрального нефтепровода или емкостей покупателя нефти: внут Трi = Трi + Трiвнеш + Трiсоб

(5.25)

где Трi - коммерческие расходы в i-том году, млн. руб.;

внут - транспортные расходы при поставках на внутренний рынок в iТрi

том году, млн.руб.;

Трiвнеш - транспортные расходы при поставках на внешний рынок в i-том

году, млн.руб.; - затраты по содержанию нефтепроводов, нефтеналивных сооружений (эстакад, морских и речных причалов), насосных станций, находящихся в пункте налива нефти в цистерны и нефтеналивные суда, железнодорожных подъездных путей и др., в i-том году, млн. руб. Коммерческие расходы при поставках на внутреннем рынке рассчитываются в зависимости от объема товарной продукции, реализуемого па внутреннем рынке, и транспортного тарифа: Трiсоб

внут внут внут внут внут Трi = (Qнi ∗ Т нi + Qгнi ∗ Т гнi + Qгпi ∗ Т гпi ) / 1000 , (5.26) внут где Трi - транспортные расходы при поставках на внутренний рынок в i-

том году, млн. руб.;

внут - транспортный тариф на перекачку товарной нефти (включая Т нi

стабильный конденсат) на внутренний рынок в i-том году, руб./т; Т гнi - транспортный тариф на перекачку нефтяного газа в i-том году, руб./тыс.м3; внут - транспортный тариф на перекачку природного газа на Т гпi внутренний рынок в i-том году, руб./тыс.м3. Коммерческие расходы при поставках на внешний рынок рассчитываются в зависимости от объема товарной продукции, реализуемого на внешнем рынке, и транспортного тарифа: внеш ∗ Т внеш + Q внеш ∗ Т внеш ) ∗ k м / 1000 Трiвнеш = (Qнi i гпi гпi нi

(5.27)

где Трiвнеш - транспортные расходы при поставках на внешний рынок в i-том году, млн. руб.; внеш - транспортный тариф на перекачку товарной нефти (включая Т нi стабильный конденсат) на внешний рынок в i-том году, долл./т; внеш - транспортный тариф на перекачку природного газа на внешний Т гпi рынок в i-том году, долл./тыс.м3. 74

Налог на добавленную стоимость рассчитывается исходя из выручки от реализации товарной продукции на внутреннем рынке: Н ндсi =

внут внут внут внут внут внут ∗ Qнi + ( Ц гнi ∗ Qгнi + Ц гпi ∗ Qгпi ) / 1000 Ц нi

(1 + андс / 100)

∗ (андс / 100)

(5.28)

где Н ндсi - налог на добавленную стоимость в i-том году, млн.руб.; андс - ставка налога на добавленную стоимость, %. Вывозная таможенная пошлина взимается с таможенной стоимости товарной продукции, реализуемой на внешнем рынке: м внеш внеш ∗ а Н тпi = (Qнi тпнi + Вгпi ∗ атпгi ) ∗ ki / 1000

(5.29)

где Н тпi - вывозная таможенная пошлина в i-том году, млн.руб.; атпнi - ставка вывозной таможенной пошлины на нефть в i-том году, долл./т; внеш - стоимость реализуемого на внешнем рынке природного газа на Вгпi границе в i-том году, тыс.долл.; атпгi - ставка вывозной таможенной пошлины на природный газ в i-том году, % или доли ед. Операционный доход рассчитывается по формуле: Д чi = Врi − Трi − Н ндсi − Н тпi

(5.30)

где Дчi - операционный доход в i-том году, млн.руб. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Вопросы для самоконтроля Принципы и положения проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений. Основные этапы и последовательность проектирования нефтяных и газовых месторождений. Основные экономические показатели эффективности проектной системы разработки и технологические параметры, влияющие на их уровень. Порядок определения (расчета) капитальных вложений в проект. Порядок определения (расчета) эксплуатационных затрат при проектировании. Характеристика нормативов, применяемых при определении капитальных вложений. Методы определения текущих затрат при проектировании. Платежи и налоги, включаемые в себестоимость нефти при проектировании. 75

6. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ 6.1 Особенности проектирования МТП Проектирование магистральных газонефтепроводов представляет собой сложный комплекс работ, включающий предварительный сбор, изучение и обобщение различной информации, проведение большого объема полевых работ, принятие и согласование решений, связанных с выбором конфигурации линейной части трассы, переходов через естественные и искусственные препятствия, площадок для сооружения компрессорных и насосных станций, установлением закономерностей природо-грунтовых факторов и их взаимодействия с проектируемыми объектами. Действующими методическими документами предусмотрено, что главным предпроектным документом, в котором обосновывается перечень, экономическая эффективность и техническая возможность проектирования и строительства объектов трубопроводного транспорта, являются стратегия развития и размещения нефтяной, газовой, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. В составе этих документов разрабатываются материалы с необходимыми расчетами, которые обосновывают целесообразность проектирования, строительства, расширения или реконструкции трубопроводов и имеющихся на нем объектов, а также основные технико-экономические показатели, характеризующие эти работы. Они должны предусматривать максимальное использование действующих магистральных газонефтепроводов с учетом их расширения, имея в виду, что данные направления - наиболее эффективный путь увеличения производственных мощностей. В процессе их разработки определяется потребность в нефти и газе по экономическим районам, тяготеющим к трассе, оцениваются направления их использования путем анализа существующих и перспективных топливно-энергетических балансов и прогрессивных норм расхода различных видов топлива для производства продукции по наиболее топливоемким отраслям промышленности. Важным является установление конкретных нефтяных и газовых месторождений, питающих предполагаемые к сооружению трубопроводы. Учитывая все указанные факторы, составляется наиболее рациональная схема потоков нефти и газа, по которой в дальнейшем осуществляется проектирование объектов транспорта. 6.2. Технико-экономическое обоснование проекта Помимо стратегии развития на предпроектной стадии разрабатывается технико-экономическое обоснование (ТЭО), поскольку магистральные нефте- и газопроводы относятся к числу крупных и сложных инженерных сооружений. В этом разделе определяется роль данного объекта в удовлетворении потребности народного хозяйства в сырье и топливе, исследуются существующие и перспективные балансы потребления газа по основным потребителям, направления использования и схемы переработки нефти на НПЗ, дается обоснование оптимальной проектной мощности 76

газонефтепроводов, сопоставляются экономические показатели доставки нефти различными видами транспорта, эффективность замены газом других видов топлива и использования его в качестве сырья для химической промышленности, определяют ориентировочные сроки сооружения объектов. Технико-экономическое обоснование представляет собой пояснительную записку, содержащую характеристику сырьевой базы (месторождения или их группы), возможные сроки ее освоения и позтапной эксплуатации, перспективы использования продукта первоочередными и потенциальными потребителями с учетом неравномерности спроса на газ и нефтепродукты, параметры трубопроводов, оптимальные направления трасс (по предварительным данным), данные о необходимых материальных и финансовых ресурсах, показатели режима эксплуатации, преимущества перед другими источниками топливоснабжения и промышленной переработки. Одной из важнейших задач ТЭО является определение основных технико-экономических показателей, к числу которых относятся объемы капитальных вложений с учетом сопряженных затрат в смежные отрасли промышленности, численность работников, производительность труда, ориентировочный размер себестоимости транспорта нефти и газа, удельные расходы топлива, электроэнергии и других ресурсов, а также показатели, характеризующие экономическую эффективность капитальных вложений. Указанные показатели и ряд других в рамках ТЭО сопоставляются с аналогичными показателями зарубежных газо- и нефтепроводов. В случае необходимости в данном разделе даются рекомендации на проведение научных исследований, обусловленных уникальными условиями прокладки трубопроводов (вечная мерзлота, крайне низкие температуры и др.). При разработке ТЭО проводится принципиальное согласование общего направления и альтернативных вариантов с Госгортехнадзором (по пересекаемым площадкам с залежами полезных ископаемых), Минсельхозом (по вопросам пересечения территорий мелиорации и орошения) и другими заинтересованными организациями. Намечают площадки основных сооружений трубопровода, подлежащие впоследствии выбору и согласованию на местности. Технико-экономическое обоснование проходит экспертизу и после этого заказчик, основываясь на ТЭО, выдает одному из специализированных проектных институтов задание на проектирование магистрального трубопровода. 6.3. Экономическое обоснование трассы и схемы транспортировки газа, нефти по трубопроводам Магистральные трубопроводы — сложные инженерные сооружения, состоящие из линейной части, головных сооружений, промежуточных компрессорных или перекачивающих станций, линий связи, установок катодной, протекторной защиты и др. Основная часть магистрали – линейная часть, в состав которой входят непосредственно трубопровод и отводы от 77

него. Каждый участок трубопровода укладывается на: местности с различными физико-географическими, топографическими, гидрогеологическими условиями, влияющими на капитальные затраты необходимые для его сооружения. Следовательно, перед проектной организацией при выборе трассы стоит задача так наметить линейную часть трубопровода, чтобы трасса была наиболее выгодной в экономическом отношении, создавала бы условия для выполнения строительных и монтажных работ наиболее простым способом и обеспечивала наилучшие условия эксплуатации трубопровода. Положение трассы на местности определяется экономическими, эксплуатационными и строительными факторами. На определение генерального направления трассы основное слияние оказывают экономические факторы, в число которых входит: − рациональная потребность в транспортируемом продукте районов, примыкающих к магистральному трубопроводу; − запасы нефти и газа в рассматриваемых месторождениях и годовые отборы; − затраты на строительство и эксплуатацию магистрали и эффективность данного вида транспорта по сравнению с другими. По выбранному направлению на проектные решения оказывают влияние строительные и эксплуатационные факторы. К строительным относятся: протяженность трассы, объем подготовительных работ в полосе трассы (расчистка, корчевка, планировка и пр.), физические особенности фунтов при создании траншеи, рельеф местности, сложность переходов через искусственные и естественные препятствия, возможность использования механизмов и принятой технологии работ на участках с неблагоприятными природными условиями, наличие дорог вдоль трассы и климатические условия. Эксплуатационные факторы, отражающие надежность работы, учитываются в процессе выбора технологической схемы трубопровода. Кроме рассмотренных, на выбор трассы оказывают влияние требования норм и технических условий на проектирование магистральных газо- и нефтепроводов. Важнейшим требованием к технологической схеме транспорта нефти и газа является обеспечение передачи запланированного объема от месторождений к потребителю с наименьшими затратами общественного труда. В процессе экономического анализа вариантов технологической схемы осуществляется выбор и обоснование наиболее экономичных решений по таким основным вопросам, как: − диаметр трубопровода и оптимальная расстановка компрессорных и насосных станций; − мощности двигателей на КС и насосов на НС; − тип привода агрегатов на КС; 78

− схема диспетчеризации, телеуправления и связи и т.д. Кроме этого, исследуются средства регулирования неравномерности газопотребления, и выбирается наиболее эффективная схема. Для этих целей используется строительство подземных хранилищ, сброс избыточного газа в летние месяцы буферным потребителям или регулирование производительности газодобывающих объектов. Основные технико-экономические показатели в проектировании магистральных нефтепроводов К таким показателям могут быть отнесены: объемы перекачки нефти и нефтепродуктов, грузооборот, средняя дальность перекачки, капитальные вложения, себестоимость перекачки, прибыль, металловложения, производительность труда, фондоотдача и другие. Объем перекачки нефти и нефтепродуктов определяется по каждому трубопроводу в тоннах в год. Грузооборот, рассчитываемый как произведение объемов перекачки нефти (нефтепродуктов) на протяженность магистрального трубопровода, определяется в тонно-километрах. Средняя дальность перекачки, получаемая путем деления грузооборота на объем перекачки нефти (нефтепродуктов), определяется в километрах. Указанные показатели исчисляют на основе грузопотоков нефти (нефтепродуктов) на отдельных участках и направлениях, планируемых к освоению магистральными нефтепродуктопроводами. Объем перекачки нефти (нефтепродуктов) и грузооборот предопределяют масштабы и направления развития нефтепроводного транспорта. Капитальные вложения в трубопроводы - это затраты по строительству комплекса объектов магистрального трубопровода, основными из которых являются линейная часть со всеми сооружениями, коммуникациями на трассе и головные, промежуточные перекачивающие, наливные (где это необходимо) станции с сооружениями основного и подсобновспомогательного назначения. Они зависят от количества перекачиваемых по трубопроводу нефти и нефтепродуктов и их физико-химических данных, диаметра и конструкции трубопровода, числа перекачивающих станций, протяженности, инженерно-геологических, топографических показателей трассы, длины линий электропередачи связи и т.д. Поэтому капитальные вложения в магистральные трубопроводы с наибольшей полнотой и достоверностью определяются на основе конкретных материалов (натуральных изысканий трассы и площадок перекачивающих станций и т.д.), получаемых при разработке технического проекта. Расчеты по определению экономической эффективности капитальных вложений по вариантам решений развития и размещения нефтепроводного транспорта выполняются, как правило, на предпроектных стадиях, когда еще нет уточненных исходных материалов. Тем не менее, в этих расчетах капитальные вложения по вариантам решений должны приближаться по 79

степени точности к действительным, выявляемым по сметно-финансовому расчету. Капитальные вложения в трубопроводный транспорт (нефтепродуктов) К тр слагаются из затрат на сооружение линейной части трубопровода К л и затрат на сооружение перекачивающих станций К п.с. : (6.1)

К тр = К л + К п.с.

Капитальные выражению:

вложения в

линейную

часть

К тр = К л Lтр

рассчитываются

по

(6.2)

где Lтр - длина трубопровода, км; Кл

- капитальные вложения на сооружение 1км линейной части трубопровода, тыс.руб./км.

Капитальные затраты определяются по формуле:

на сооружение

К п.с. = К г.п.с. + (n − 1) К п.п.с. + V р К р

перекачивающих

станций

(6.3)

где К г.п.с., К п.п.с. - капитальные вложения в головную и промежуточную перекачивающую станцию соответственно, тыс. руб.; n - общее число перекачивающих станций, шт.; 3 V р - необходимая вместимость резервуаров, м ; - капитальные вложения на 1 м3 установленной резервуарной емкости, руб./м3. В соответствии с нормами технологического проектирования:

Кр

V p = [(nэ − 1)(0,3 ÷ 0,5) + (2 ÷ 3)]Qсут ,

(6.4)

где nэ - число эксплуатационных участков, шт.; 3 Qсут - суточная подача нефти (нефтепродуктов), м ; - вместимость резервуарных парков на границах эксплуатационных участков, м3; (2 ÷ 3)Qсут - вместимость резервуарного парка на конечном пункте трубопровода, м3. Число перекачивающих станций n определяют из технологического расчета или оценивают ориентировочно из условия, что на каждые 100-150км трубопровода приходится одна перекачивающая станция. (0,3 ÷ 0,5)Qсут

80

Основные виды затрат в себестоимости перекачки нефти и нефтепродуктов по трубопроводам - это затраты на электроэнергию, амортизационные отчисления, затраты на текущий ремонт, заработная плата обслуживающего персонала. Структура себестоимости перекачки по нефтепроводам и нефтепродуктопроводам имеет некоторое различие. При перекачке нефти доля затрат на электроэнергию, текущий ремонт и амортизационные отчисления достигает примерно 93%, а заработная плата 3-4%, при перекачке нефтепродуктов - соответственно 79% и 10-16%. Такое различие связано с выполнением на нефтепродуктопроводах дополнительных операций по перевалке нефтегрузов на другие виды транспорта и необходимостью содержания в связи с этим большего, чем на нефтепроводах штата обслуживающего персонала. На себестоимость перекачки оказывают влияние многочисленные факторы, вследствие чего ее величина даже у трубопровода одного и того же диаметра может быть различной. Годовую себестоимость перекачки Cn можно рассчитать по формуле: Cn = Э + Э + Э + Э п с пр у

(6.5)

где Эп и Эс - годовые эксплуатационные расходы соответственно по линейной части, перекачивающим и наливным станциям трубопровода; Э - годовые прочие расходы; пр Э - годовые расходы на содержание управления. у Эксплуатационные расходы на содержание линейной части определяют по выражению: Э л = З л + Ал + Р л

(6.6)

где З л - годовая основная и дополнительная заработная плата обслуживающего персонала с отчислениями на социальное страхование; Ал - годовые амортизационные отчисления по линейной части; Рл - годовые затраты на текущий ремонт. Основная заработная плата определяется исходя из норм обслуживания, сменности, тарифных ставок. Дополнительная заработная плата рассчитывается в процентах от основной. Отчисления на социальное страхование определяются по норме от суммы основной, дополнительной заработной платы и проектируемых выплат из фонда материального поощрения. Годовые амортизационные отчисления и затраты на текущий ремонт рассчитываются по формулам: 81

Ал = К N л ал Р =К N л л рл

(6.7)

где К л - капитальные вложения в линейную часть трубопровода (стоимость основных производственных фондов); N ,N - соответственно норма амортизационных отчислений и затрат на ал рл текущий ремонт. Эксплуатационные расходы по перекачивающим (наливным) станциям определяются исходя из следующего выражения: j =3 Эс = ∑ ( Зсj + Зэj + Асj + Рсj + П j + Т j + O j ) j =1

(6.8)

где j - индекс, принимающий значение от 1 до 3 и обозначающий вид станций (головные j =1, промежуточные j =2 , наливные j =3); Зсj - годовая основная и дополнительная заработная плата с отчислениями на социальное страхование; Зэj - затраты на электроэнергию; Асj - амортизационные отчисления; Pcj - затраты на текущий ремонт; Пj

- убытки от потерь нефти и нефтепродуктов в пределах норм

естественной убыли; T j - затраты на топливо; O j - расходы на содержание пожарной и военизированной охраны.

В расчетах по вариантам могут применяться как полные, так и удельные показатели себестоимости перекачки на 1 т.км и 1т. Удельные показатели на 1 т.км исчисляются путем деления полной годовой себестоимости перекачки Cn на объем работы (т.км) трубопровода в год, а 1т - путем ее деления на объем перекачки нефти (нефтепродуктов) (в т). Основные технико-экономические показатели в проектировании магистральных газопроводов Исходным материалом для определения проектной производительности является гидравлический расчет газопровода. При укрупненных расчетах суточная пропускная способность (или участка) определяется по формуле: q=

Qr 365k r

(6.9) 82

где Qr - годовая плановая пропускная способность газопровода (участка); k r - коэффициент годовой неравномерности транспорта газа. Для однониточных газопроводов, характер неравномерности потребителей которых неизвестен, принимают kr =0,85. Для газопроводовотводов протяженностью более 50 км можно принимать kr =0,75. При наличии подземных хранилищ или буферных потребителей по трассе k r =0,9÷0,95. На основе схемы потоков газа устанавливается распределение газа, транспортируемого по магистральному газопроводу. Схема потоков газа может предусматривать дальнейшее развитие газопровода. Режим транспорта газа определяется режимом его поступления (в чистом виде - транзитный), а также режимом его отбора. Объем товаротранспортной работы, которая будет выполняться по магистральному газопроводу, рассчитывается в соответствии с предусмотренными отборами газа и расходом его на технологические нужды и технические потери компрессорных станций. Капитальные вложения в газопроводы достаточно точно могут быть определены на основе удельных показателей. Удельные капитальные вложения (на 1км трубопровода) в строительство линейной части даются с разбивкой по видам затрат: стоимость строительно-монтажных работ (СМР); стоимость оборудования; прочие затраты. Для учета местных особенностей прохождения газопровода в качестве дополнительных данных используются территориальные коэффициенты к стоимости строительства по областям страны с разбивкой по отдельным видам капитальных затрат. Для определения капитальных вложений по линейной части газопровода соответствующими коэффициентами учитываются топографические особенности местности, в которой предполагается прокладывать газопровод. Удельные капитальные вложения на строительство 1 км газопровода на j-ом участке газопровода с учетом территориальных коэффициентов определяются: K j = К смр kT 1 + К об kT 2 + К пр kT 3

(6.10)

где К смр , К об , K пр - нормативные удельные затраты соответственно на строительно-монтажные работы, оборудование, прочие виды работ, тыс.руб./км; kT 1 , kT 2 , kT 3 - территориальные коэффициенты соответственно на стоимость СМР, оборудование и прочие затраты. 83

Капитальные вложения в линейную часть газопровода составляют: м s К л = ∑ ∑ К J Lij kТПij k j j =1i =1

(6.11)

где K J - удельные капитальные вложения на строительство 1 км газопровода на j-том участке с учетом территориальных коэффициентов, тыс. руб./км; Lij - протяженность j-гo участка газопровода при i-ых топографических условиях местности (принято равным 5); kТПij - коэффициент, учитывающий особенности i-ых топографических условий местности на j-ом участке газопровода; k j - коэффициент, учитывающий отклонения от нормативных условий на j-ом участке газопровода. Капитальные вложения в строительство компрессорных станций, проектируемых газопроводов K кс определяются по формуле: n +К +К +К K кс = ∑ К кцi aboi влi ПСТi i =1

где

К кцi

-

капитальные

вложения

в

(6.12)

строительство

собственно

компрессорного цеха i-ой КС; - капитальные вложения в строительство установки охлаждения К aboi газа i-ой КС; К влi - капитальные вложения в строительство воздушных линий электропередачи i-ой КС; К ПСТi - капитальные вложения в строительство подстанции i-ой КС. Годовую себестоимость перекачки газа C ПГ можно рассчитать по формуле: C ПГ = Э

где Элч

лч

+Э кс

(6.13)

- эксплуатационные расходы (годовые) по линейной части

газопровода; Э - эксплуатационные расходы (годовые) по компрессорным станциям. кс Расчет эксплуатационных расходов выполняется по следующим элементам затрат: − материалы; − расход газа на собственные нужды; − потери газа при транспортировке; 84

− электроэнергия покупная; − расходы на оплату труда; − отчисления на социальное страхование; − амортизационные отчисления; − прочие. Заработная плата производственного персонала проектируемого магистрального газопровода определяется исходя из его численности. Численность персонала on обслуживанию объектов, предусмотренных к строительству проектом газопровода, определяется с учетом рекомендуемой схемы управления и характера выполняемых работ, степени автоматизации и телемеханизации производственных процессов, исходя из необходимости круглосуточного обслуживания основного и вспомогательного оборудования. Отчисления на социальное страхование производится по нормам установленным законодательством РФ. Заработная плата Зксi производственного персонала i-ой КС рассчитывается по формуле: З ксi = З уд n3 N1 ГПА

(6.14)

где З уд - заработная плата производственного персонала с отчислениями на социальное страхование и затратами на охрану труда, приходящаяся на 1 кВт мощности ГПА. N1ГПА - единичная мощность агрегатов; n3 - количество рабочих ГПА на i-ой КС.

К заработной плате производственного персонала КС добавляется заработная плата Зцпi цехового персонала с отчислениями на социальные нужды с затратами на охрану труда. Затраты на электроэнергию рассчитываются по двухставочному тарифу по каждой компрессорной станции. Годовой расход газа определяется по формуле: Qкстаб = 0,4 ∗ 24 ∗ 365 ∗ 0,9 ∗ n3 ∗ N1ГПА

(6.15)

где Qкстаб - годовой расход газа на КС;

0,4 м3/кВт - удельный расход газа на 1 кВт мощности рабочих ГПА; 0,9 - коэффициент экстенсивного использования газопровода; n3 - количество рабочих ГПА; N1ГПА - мощность одного ГПА.

85

Стоимость газа на собственные нужды КС определяется путем умножения соответствующих расходов газа на его цену. Затраты на материалы устанавливаются из выражения: З м = М уд ∗ n3 ∗ N1ГПА

(6.16)

где М уд - затраты на материалы, приходящиеся на 1 кВт мощности ГПА. Амортизационные отчисления определяются в % от стоимости основных фондов в соответствии с усредненными нормами. К эксплуатационным расходам по КС добавляются неучтенные и прочие расходы. В расчетах по вариантам могут применяться как полные, так и удельные показатели себестоимости транспорта на 1000 м3 газа. Удельные показатели на 1000 м исчисляются делением полной годовой себестоимости C ПГ на количество транспортируемого газа.

86

ЛИТЕРАТУРА 1. Андреев А.Ф. Оценка эффективности и планирование проектных решений в нефтегазовой промышленности. М.: ГАНГ, 1997 2. Андреев А.Ф., Зубарева В.Д. оценки рисков нефтегазодобывающих проектов. Учебное пособие. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002 3. Андреев А.Ф., Сыромятников Е.С., Шпаков В.А. Технико-экономическое проектирование в нефтяной и газовой промышленности. М.: Изд-во «Нефть и газ», 2001 4. Валенский П.Л., Ливишц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов: теория и практика. М.: «Дела», Академия народного хозяйства при правительстве РФ, 2002 5. Зайнутдинов Р.А. Крайнова Э.А. Теория и практика экономической оценки повышения эффективности нефтегазодобывающего производства. Учебное пособие. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002 6. Зубарева В.Д. Финансово-экономический анализ проектных решений в нефтегазовой промышленности. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002 7. Зубарева В.Д. и др. Проектное финансирование в НГП. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001 8. Крайнова Э.А. Оценка экономической эффективности нефтегазовых проектов с использованием программного продукта. Методические рекомендации. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003 9. Крайнова Э.А. Разработка концепции нефтегазового проекта. Учебное пособие. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006 10. Управление проектами. Учебное пособие (под. ред. Мазура И.И.) 2-е издание. М.: Омега-Л, 2004

87

ПРИЛОЖЕНИЯ Таблица А.1 Сценарные условия (исходные данные) Показатели

1

Годы …

30

Курсы валют Курс рубля по отношению к доллару, руб./$ Курс доллара по отношению к ЕВРО, S/EURO Мировые цены Нефть нефти марки Брент, $/bbl в постоянных ценах с учетом инфляции Нефть марки Юралс (Platts), $/bbl в постоянных ценах с учетом инфляции Средняя цена нефти при свободной реализации в РФ (без НДС и транспортных расходов), $/т. в постоянных ценах с учетом инфляции Доля реализации нефти на экспорт Средняя цена реализации нефтяного газа (без НДС и транспортных расходов), руб./тыс. куб.м. в постоянных ценах с учетом инфляции Цена природного газа при реализации на экспорт (на границе РФ, с НДС), $/тыс.куб.м. в постоянных ценах с учетом инфляции Цена покупки природного газа Газпромом у независимых производителен (на точке врезки в магистральный газопровод, с НДС), $/тыс. куб. м. в постоянных ценах с учетом инфляции Налоги Ставка НДС, % Ставка налога на прибыль организаций, % Ставка НДПИ на нефть, руб./т или % на природный газ, руб./тыс.куб.м. или % Экспортная пошлина на нефть, $/т на нефть, руб./т или % на природный газ, руб./тыс.куб.м. или % Среднегодовые индексы (к предыдущему году в рублях) Индекс потребительских цен (инфляция) Индекс цен промышленности Индекс тарифов на грузовые ж/дорожные перевозки Индекс тарифов на трубопроводный транспорт Индекс тарифа на электроэнергию Индекс цен в капитальном строительстве Индекс роста зарплаты

88

Таблица А.2 Примерная форма представления исходных данных для проведения оценки эффективности инвестиционных проектов Показатели Технологические показатели по добыче нефти и нефтяного газа Начальные извлекаемые запасы нефти А+В+С1 Сейсморазведка 2Д Сейсморазведка ЗД Структурное бурение Прирост запасов нефти А+В+С1 Остаточные извлекаемые запасы нефти, всего − остаточные извлекаемые запасы нефти А+В+С1 − остаточные извлекаемые запасы нефти С2 Проходка − в разведочном бурении − в эксплуатационном бурении Ввод нефтяных скважин − из эксплуатационного бурения − из разведочного бурения − из бездействия / консервации и т.п. Выбытие нефтяных скважин, в т.ч.: − под нагнетание Фонд нефтяных скважин на конец года Среднедействующий фонд нефтяных скважин Фонд нагнетательных скважин Действующий фонд нагнетательных скважин Средний дебит (по нефти) нефтяных скважин Закачка воды всего Добыча жидкости всего Добыча нефти, всего Товарная нефть Добыча нефтяного газа всего Объем нефтяного газа, направляемый на реализацию

ед.изм.

Всего

1

Годы …

30

млн.т пог.км км2 тыс.м млн.т млн.т млн.т млн.т тыс.м тыс.м тыс.м

скв скв скв скв скв скв скв скв скв скв т/сут. тыс.м3 тыс.т тыс.т тыс.т млн.м3 млн.м3

89

Продолжение таблицы А.2 Показатели Технологические показатели по добыче природного газа Начальные извлекаемые запасы природного газа А+В+С1 Сейсморазведка 2Д Сейсморазведка ЗД Структурное бурение Прирост запасов природного газа, всего Остаточные извлекаемые запасы природного газа, всего − остаточные извлекаемые запасы природного газа А+В+С1 − остаточные извлекаемые запасы природного газа С2 Проходка − в разведочном бурении − в эксплуатационном бурении Ввод газовых скважин − из эксплуатационного бурения − из разведочного бурения − из бездействия / консервации и т.п. Выбытие газовых скважин Фонд газовых скважин на конец года Среднедействующий фонд газовых скважин Средний дебит газовых скважин Добыча природного газа, всего Товарный природный газ

ед.изм.

Всего

1

Годы …

30

млн.м3 пог.км км2 тыс.м млн.м3 млн.м3 млн.м3 млн.м3 тыс.м тыс.м тыс.м

скв скв скв скв скв скв скв

тыс.м3/сут млн.м3 млн.м3

4. Структура файлов: таблицы А.1, А.2, А.3, А.4, А.5, А.6 5. Краткое описание процессов решения поставленной задачи (алгоритм) представлено в учебном пособии 6. Результаты выполнения работ отражены в приведенном примере

90

Таблица А.З Форма представления результатов расчета потока наличности и показателей эффективности инвестиционных проектов Показатели

ед.изм.

Товарная нефть (совместно с конденсатом) Доля нефти, реализуемая на экспорт Объем нефтяного газа на реализацию Объем природного газа, направляемый на реализацию Доля природного газа, реализуемая на экспорт

тыс.т % тыс.м3 млн.м3

Выручка от реализации нефти на внутреннем рынке Налог на добавленную стоимость (НДС) Затраты на транспортировку нефти на внутр.рынке Операционный доход от реализации нефти на внутреннем рынке

млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб.

Выручка от реализации на внешнем рынке Скидка / надбавка за качество Экспортная таможенная пошлина Затраты на транспортировку нефти на экспорт Операционный доход от реализации нефти на экспорт

млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб.

Выручка от реализации нефтяного газа Налог на добавленную стоимость (НДС) Затраты на транспортировку нефтяного газа Операционный доход от реализации нефтяного газа

млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб.

Выручка от реализации природного газа Налог на добавленную стоимость (НДС) Затраты на транспортировку природного газа Операционный доход от реализации природного газа на внутреннем рынке

млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб.

Выручка от реализации природного газа Таможенная пошлина Затраты на транспортировку природного газа Операционный доход от реализации природного газа на экспорт

млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб.

Выручка от реализации нефти и газа Налоги от реализации продукции Затраты на транспортировку продукции Операционный доход от реализации нефти и газа Инвестиционные расходы (без НДС) капитальные затраты инвестиционные затраты на геологоразведочные работы прочие инвестиционные расходы

млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб.

Всего

1

Годы …

30

%

млн.руб.

91

Продолжение таблицы А.З Показатели

ед.изм.

Операционные затраты (без НДС) Удельные операционные затраты Налоги, относимые на себестоимость Разовые и регулярные платежи за пользование недрами Налог на добычу полезных ископаемых Единый социальный налог Взносы по обязательному страхованию Плата за землю Прочие местные налоги, относимые на себестоимость Амортизационные отчисления Вновь введенных активов Ранее созданных основных производственных фондов Эксплуатационные расходы Себестоимость продукции

млн.руб. руб./т млн.руб. млн.руб.

Налоги, относимые на финансовые результаты Налог на имущество Местные налоги Налог на прибыль Чистая прибыль Отчисления в ликвидационный фонд Приток денежных средств Выручка от реализации нефти и газа Отток денежных средств Инвестиционные расходы (без НДС) Налоги от реализации продукции Затраты на транспортировку продукции Операционные затраты (без НДС) Налоги, относимые на себестоимость Налоги, относимые на финансовые результаты Отчисления в ликвидационный фонд Поток наличности Дисконтированный ноток наличности Интегральные показатели эффективности проекта Чистый доход (PV) Чистый дисконтированный доход (NPV) Внутренняя норма доходности проекта (IRR) Максимальная отрицательная наличность Срок окупаемости проекта без учета дисконтирования Срок окупаемости проекта с учетом дисконтирования Индекс доходности затрат (R) Индекс доходности инвестиций (PI) Ожидаемая стоимость проекта (вероятность успеха при проведении ГРР 30%)

млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб.

Всего

1

Годы …

30

млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб. руб./т

млн.руб. млн.руб. % млн.руб. лет лет доли ед. доли ед. млн.руб.

92

Таблица А.4 Форма представления результатов анализа чувствительности проекта Диапазон изменения

NPV IRR PI млн.руб. % доли ед. 1. Изменение цен на углеводороды

Т ок

S пр

лет

млн.руб.

+ 20% + …% +5% базовый вариант -5% - …% - 20% 2. Изменение объемов добычи углеводородов + 20% + …% +5% базовый вариант -5% - …% - 20% 3. Изменение объемов капитальных расходов (без ГРР) + 20% + …% +5% базовый вариант -5% - …% - 20% 4. Изменение объемов инвестиций в ГРР + 20% + …% +5% базовый вариант -5% - …% - 20% 5. Изменение объемов операционных расходов + 20% + …% + 5% базовый вариант - 5% - …% - 20% 6. Изменение ставки дисконтирования + 5% базовый вариант - 5%

93

Таблица А.5 Примерная форма представления результата расчетов инвестиционных расходов по направлениям затрат млн.руб. Годы Показатели Всего 1 … 30 Инвестиционные затраты (без НДС) Капитальные вложения Бурение скважин −поисково-разведочное бурение −эксплуатационное бурение Оборудование, не входящее в сметы строек Строительство объектов нефтегазопромыслового обустройства и производственной инфраструктуры: − сбор и транспорт продукции ... (объекты) ... − подготовка нефти и газа к транспорту ... (объекты) ... − повышение нефтеотдачи нефтяных пластов ... (объекты) ... − промводоснабжение и промкаиализация ... (объекты) ... − теплоснабжение ... (объекты) ... − общепромысловые объекты ... (объекты) ... − электроснабжение и связь ... (объекты) ... − автомобильные дороги ... (объекты) ... − мероприятия по экологии и промышленной безопасности ... (объекты) ... − прочие объекты ... (объекты) ... − корпоративные вычислительные сети ... (объекты) ... − материально-техническое и ремонтное обеспечение ... (объекты) ... Инвестиционные затраты на геологоразведочные работы (без поисково-разведочного бурения) Прочие инвестиционные расходы

94

Таблица А.6 Примерная форма представления исходных данных для оценки операционных расходов по статьям калькуляции себестоимости Месторождение ____ в том числе: ____ год Наименование статей и элементов калькуляции условноусловнотыс.руб. переменные постоянные 1 2 3 4 Расходы на энергию по извлечению нефти в т.ч. фонтаном УЭЦН ШГН газлифтом прочим Расходы по искусственному воздействию на пласт сырье и основные материалы вспомогательные материалы электроэнергия оплата труда отчисления па соц.нужды амортизация основных фондов транспортные расходы цеховые расходы услуги др.цехов услуги со стороны капитальный ремонт основных фондов затраты по повышению нефтеотдачи пласта услуги на сторону Расходы на оплату труда производственных рабочих Среднемесячная зарплата 1 рабочего Отчисления на социальные нужды Амортизация скважин Расходы по сбору и транспортировке нефти и газа вспомогательные материалы электроэнергия оплата труда отчисления на соц.нужды амортизация основных фондов транспортные расходы цеховые расходы услуги других цехов услуги со стороны капитальный ремонт услуги на сторону Расходы по технологической подготовке нефти вспомогательные материалы топливо электроэнергия оплата труда отчисления на соц.нужды амортизация основных фондов транспортные расходы цеховые расходы услуги других цехов услуги со стороны капитальный ремонт основных фондов услуги на сторону

95

1 Расходы па содержание и эксплуатацию оборудования Подземный ремонт скважин Капитальный ремонт скважин Капитальный ремонт дорог Прокатно-ремонтный цех экспл. обору д. (ПРЦЭО) Цех автоматизации произв-ва (ЦАП) ЦБПО ЭПУ,ОЙЛ ПАМП Другие работы и услуги Цеховые расходы цехов добычи оплата труда отчисления на соц.нужды амортизация основных фондов транспортные расходы прочие расходы услуги на сторону Общепроизводственные расходы оплата труда отчисления на соц.нужды амортизация налог с владельцев транспортных средств налог на пользователя автодорог страховые платежи плата за выбросы загрязняющих веществ плата за землю аренда за землю прочие услуги на сторону Плата за недра

2

Продолжение таблицыА.6 3 4

Производственная себестоимость валовой продукции Внутри производственный оборот Производственная себестоимость товарной продукции Внепроизводственные расходы Полная себестоимость товарной продукции Справочно: 1. Добыча нефти валовая, всего, тыс.т 1.1. фонтаном 1.2. УЭЦН 1.3. ШГН 2. Добыча нефти товарная, тыс.т 3. Добыча жидкости, тыс.т 4.Объем закачки воды, тыс.мЗ 5. Добыча газа, млн.мЗ 6. Скважино-месяцы числившиеся, скв.мес. 7. Скважино-месяцы отработанные, скв.мес. 8. Среднегодовая балансовая стоимость скважин, тыс.руб. 9. Среднедействующий фонд добывающих скважин, шт. 10. Ввод новых скважин, шт.

96

Крайнова Элеонора Алексеевна Лоповок Геннадий Борисович Хвастунова Анастасия Михайловна

Заказ

Тираж

Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 97