levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

А.Я. Хавкин,  (Зав. лабораторией, доктор технических наук, Институт проблем нефти и газа РАН)

Журнал «Минеральные ресурсы России. Экономика и управление» # 2007-3

 

Россия располагает значительными запасами нефти. Для их извлечения разработано множество технологий, которые продолжают совершенствоваться. Ограничением возможности извлечения нефти являются экономические критерии. Если не принимать их во внимание, то можно пробурить очень много скважин, закачать в них растворитель и извлечь почти 100 % объема нефти в пласте, называемого "геологические запасы нефти".

Поскольку извлечь все геологические запасы невозможно, то введено понятие "извлекаемые запасы". Извлекаемые запасы нефтяных залежей определяются показателем нефтеотдачи – коэффициентом извлечения нефти (КИН), достигаемым по окончании добычи нефти при выбранной системе разработки (технология, число и типы скважин).

Технологические модификации метода заводнения во второй половине ХХ в. оказались весьма эффективными для месторождений с благоприятными условиями залегания нефти. Последующее ухудшение структуры запасов привело к уменьшению КИН при заводнении. А с 1990-х гг. применяемые в России экономические критерии выбора систем разработки месторождений оказались неадекватными законодательному требованию рациональной разработки месторождений и наиболее полному извлечению нефти из недр. Все это стимулировало остановку большого числа скважин, выборочную добычу нефти и привело к снижению КИН уже на стадии проектирования разработки (рис. 1) [1].

 

В нормативных документах на проектирование разработки нефтяных месторождений [2] экономические критерии для определения срока окончания реализации проекта разработки сформулированы с позиции арендатора недр – недропользователя (другими словами, оператора по добыче нефти), а не с позиции государства – собственника недр (до 1990-х гг. это было одно лицо). При утвержденных сроках разработки месторождений на основе этих критериев значительные объемы нефти, которые вполне можно было бы извлечь при положительной экономической эффективности разработки, остаются в недрах. Такой подход не обеспечивает наиболее полное извлечение нефти из недр, а государство теряет доходы в бюджет.

В руководящем документе по проектированию разработки [2] рекомендуется сначала подсчитать "технологическую" нефтеотдачу "без экономических ограничений" – предельную нефтеотдачу по варианту, обеспечивающему разработку с превышением доходов над расходами, необходимым уровнем добычи нефти и выполнением природоохранных мероприятий. Затем для определения экономически целесообразного срока разработки традиционно рекомендуется вычислить на 20-50 лет вперед годовую разницу между стоимостью добытой нефти и затратами, называемую "годовой денежный поток" (NV). Для максимизации традиционного экономического критерия – превышения стоимости добытой нефти над затратами (чистый дисконтированный доход или "накопленный доход недропользователя" – NPV) – в регламентирующих документах предельным сроком разработки принимается год ТМ перед появлением отрицательного значения NV, наступающего после срока окупаемости проекта ТО [2-4]. Значение NPV после достижения ТМ уменьшается. Нефтеотдача в год ТМ традиционно принимается как экономически обоснованная, что закреплено в регламентирующих документах. Вариант с максимальным значением NPV считается рациональным [2, 3].

При этом государство (через Центральную комиссию по разработке – ЦКР), заинтересованное в наиболее полной выработке месторождений (повышение нефтеотдачи увеличивает объем выплаченных налогов), "навязывает" недропользователю необходимость применения современных методов разработки месторождений, что сопровождается увеличением его расходов.

Но при применении этих технологий повышения нефтеотдачи значение NPV в ряде случаев уменьшается. В этом случае недропользователь, исходя из критерия максимизации NPV, заложенного в регламентирующих документах, получает основание предлагать ЦКР на утверждение вариант разработки месторождения (залежи) с малым числом скважин без применения методов увеличения КИН (и поэтому с невысокой нефтеотдачей).

Однако в современных экономических условиях при государственной собственности на недра вопрос об экономической привлекательности проектов и стимулировании применения современных технологий следует рассматривать не с позиций недропользователя (максимизация NPV), а с позиций государства (максимизации нефтеотдачи) при гармонизации интересов государства и недропользователя [5-8].

Гармонизация интересов государства и недропользователя при решении этого вопроса может быть достигнута только на основе согласования обеими сторонами величины реальной рентабельности разработки месторождения на момент окончания добычи нефти при утверждении проектного документа на разработку в ЦКР [6, 7].

Традиционно рентабельность проекта, определяемая "внутренней нормой доходности" (IRR), рассматривается как рентабельность в некотором условном банке [2, 3]. Вместе с тем в [4] показано, что можно вычислять IRR с учетом реального роста денежной массы. В этом случае рассчитывается параметр "реальная рентабельность проекта" (IRRR) с учетом доходности средств в реальном банке как на инвестиции и вложенные в банк средства на реализацию проекта, так и при вложении средств из данного проекта в другой проект [6, 7].

Для типичного варианта разработки проекта зависимости от времени Т значений КИН и IRRR показаны на рис. 2. Сначала (до достижения ТМ) значение IRRR будет расти, а затем станет уменьшаться. Пусть в год ТМ значение IRRR будет максимально. При этом IRR обязательно максимальна в год ТМ, как это регламентируется в [2, 3], а вот значение IRRR может быть максимально и в другой момент времени. При дальнейшей разработке месторождения по анализируемому варианту IRRR пройдет значения: заданного инвестором IRRRИ, банковского IRRRБ, нуля (IRRRЭ = 0) и конечного IRRR, которое может быть и отрицательным после года ТЭ. Соответствующие моменты времени и значения КИН обозначены как ТМ и КИНМ, ТИ и КИНИ, ТБ и КИНБ. Нулевому значению IRRR соответствуют ТО и КИНО в момент окупаемости проекта и ТЭ и КИНЭ после года ТМ.

 

Показатели* реализации проекта доразработки нефтяного месторождения, %


Годы


КИН


F


NV


NPV


NFV



IRR


IRRR


SVT

1

12,1

16

-12,8

-11,6

-

-

-

-

4,6

2

12,9

25

-17,7

-26,1

-

-

-

-

17,8

3

16,0

55

90,2

41,7

55,5

-

106

106

53,5

4

18,2

71

76,2

93,7

137,3

147

147

101

80,0

5

19,9

79

10,1

100,0

161,1

17

149

72

100,0

6

21,0

84

-7,3

95,9

169,9

6

148

55

113,8

7

22,3

87

-26,0

82,6

160,9

-5

147

43

129,4

8

23,3

89

-61,4

53,9

115,4

-28

146

31

140,9

9

24,0

90

-64,1

26,7

62,8

-46

145

21

10

24,7

91

-87,3

-7,0

-18,2

12

6

11

25,4

92

-108,8

-45,2

-128,8

18

0

 

* Финансовые показатели недропользователя и государства отнесены к накопленным их дисконтированным доходам на пятый год разработки.

Таким образом, извлекаемые запасы – это такие запасы, затраты на извлечение которых равны полученным от продажи нефти средствам (т.е. запасы при КИН = КИНЭ и IRRR = =IRRRЭ = 0).

Очевидно, что нецелесообразно добывать нефть с рентабельностью меньшей, чем доходность в банке IRRRБ. Вместе с годовой доходностью проекта уменьшается во времени и IRRR. Уменьшение IRRR до IRRRБ ограничивает срок экономически привлекательной разработки месторождения. Поэтому запасы при КИН = КИНБ – это реально извлекаемые запасы, т.е. запасы, добыча которых может быть произведена с рентабельностью не ниже значения IRRRБ.

Технико-экономический КИНИ (утвержденный ЦКР) должен приниматься между значениями КИНМ и КИНБ в соответствии с согласованным с недропользователем (инвестором) устраивающим его значением IRRRИ и критерием рациональности разработки. В современных условиях рациональная система разработки – это система, обеспечивающая разработку месторождения без нарушений экологических требований с рентабельностью, существенно большей IRRRБ при учете взаимных интересов оператора по добыче нефти (максимизация NPV) и государства (максимизация КИН с учетом внешних факторов: переработки нефти, консервации месторождения и переобучения работников, энергопотребностей региона).

Выбор инвестора осуществляется в соответствии с его требованиями к определению значения IRRRИ.

Рассмотрим пример применения водоизолирующей технологии для доразработки нефтяного месторождения, когда КИН уже составляет 12 %. Динамика показателей за 11 лет приведена в таблице, где F – обводненность продукции, NFV – дисконтированный к концу текущего года накопленный поток наличности, qT – скорость роста NFV (годовая норма доходности), а SVT – накопленный дисконтированный доход государства.

В рассматриваемом примере технологическая нефтеотдача при обводненности продукции 99 %, определяющая "технологически извлекаемые" запасы, составляет 30,6 %.

Экономически извлекаемые запасы при ТЭ (в нашем примере ТЭ = 11) будут определяться значением КИН 25,4 % (см. таблицу). Обводненность продукции в год TЭ – 92 %

Как видно из таблицы, годом максимального NPV недропользователя является пятый год (TМ = 5). Поэтому традиционно определенные "технико-экономические" извлекаемые запасы в год ТМ в данном примере будут определяться значением КИН 19,9 % при обводненности продукции 79 %.

IRRR при ТМ = 5 составляет 72 %, хотя традиционно определенная IRR проекта равна 149 % – различие их весьма значимо. Более того, IRR максимальна при  ТМ = 5, как это регламентируется в [2, 3], а вот значение IRRR максимально при Т = 3. Дело в том, что особенностью разработки нефтяных месторождений является уменьшение доходности на поздней стадии, когда добывается уже мало нефти при высокой обводненности пласта. В рассматриваемом примере при ТМ = 5 значение qT равно 17 %, что значительно меньше ее значения в предыдущий год (Т = 4) – 147 % (см. таблицу). Видно, что qT проекта сильно уменьшается во времени с весьма высоких ее значений при Т = 4. Поэтому IRRR тоже уменьшается. А вот рост IRR в год ТМ противоречит динамике NFV.

В связи с этим довольно вероятен следующий сценарий – проект будет остановлен недропользователем за год до ТМ (т.е. при Т = 4), чтобы не тратить время на добычу с доходностью 17 %. Полученный недропользователем при Т = 4 доход, определяемый NFV, может быть вложен в другой проект, дающий значительно большую реальную рентабельность на вложенные средства (например, в разработку другого месторождения).

Это означает, что традиционное понятие "экономически обоснованные" извлекаемые запасы в год ТМ не учитывает ограничение снизу необходимого недропользователю значения qT. Следовательно, экономические критерии извлекаемых запасов и срока разработки требуют уточнения.

В нашем примере продолжать проект более 9 лет нецелесообразно. Поэтому извлекаемые запасы при рентабельно привлекательном сроке реализации проекта (ТБ = 9) будут определяться значением КИН, равным 24 % при обводненности продукции F = 90 %. Видно, что реальноизвлекаемые запасы в год ТБ значительно больше традиционных "экономически обоснованных" извлекаемых запасов в год ТМ, но меньше экономически извлекаемых запасов при ТЭ, и тем более меньше извлекаемых запасов при более высокой обводненности продукции ("технологических" извлекаемых запасов).

В публикациях ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" прямо ставится вопрос о необходимости составления проектной документации только на те запасы, добыча которых рентабельна с учетом конъюнктуры рынков сбыта, а также стоимости услуг и оборудования [9]. В предлагаемой терминологии – на реальноизвлекаемые запасы. Однако определить рентабельность разработки без составления проектной документации нельзя. Поэтому именно в проектных документах следует определить рациональную систему разработки и объем реальноизвлекаемых запасов.

Как видно из рис. 2, значение IRRR в период между ТМ и ТБ будет уменьшаться от ее значения при ТМ до банковской доходности при ТБ. В рассматриваемом примере – от 72 до 21 % (см. таблицу).

Основываясь на реальной рентабельности, можно поставить вопрос о разработке месторождения не до максимального NPV (т.е. не NPV до ТМ), а до достижения согласованной недропользователем и государством реальной рентабельности проекта IRRRИ (см. рис. 2). Увеличение срока разработки более ТМ приведет к росту КИН, а следовательно, доходов государства SVT. При согласовании значения IRRR важно обеспечить гармонизацию интересов недропользователя и государства. Утвержденный (согласованный) срок реализации проекта будет определяться максимизацией дохода заинтересованных сторон (недропользователя и государства). Ясно, что согласованный срок реализации проекта не будет превышать ТБ.

Например, если согласовать значение IRRRИ на уровне 40 % (что является весьма высоким значением рентабельности), то разработка месторождения в рассматриваемом примере будет продолжаться не до ТМ = 5, а до Т = 7, что увеличивает срок разработки на 40 %. Извлекаемые запасы будут определяться КИН, равным 22,3 %. Если же согласовать значение IRRRИ на уровне 30 %, что также является высоким значением рентабельности, то разработка месторождения будет продолжаться до Т = 8, что увеличивает срок разработки на 60 %, при этом извлекаемые запасы будут определяться КИН, равным 23,3 %.

Следовательно, только за счет учета реальной рентабельности проекта и согласования ее значения недропользователем и государством до начала разработки месторождения на стадии утверждения проекта в ЦКР можно увеличить нефтеотдачу на 2-3 %.

Расчеты показывают, что в рассматриваемом примере будут получены следующие дополнительные доходы в бюджет: накопленный доход государства SVT вырастет на 29 % при продолжении добычи до уровня реальной рентабельности 43 % и на 41 % при продолжении добычи до уровня реальной рентабельности 31 % (см. таблицу).

В соответствии с Приказом МПР России от 13.02.1998 г. № 41 "О временных критериях отнесения запасов нефти к категории трудноизвлекаемых" к трудноизвлекаемым запасам нефти обычно относят запасы месторождений с низкопроницаемым коллектором, высоковязкой нефтью и нефтью в подгазовых зонах. Однако льготы на трудноизвлекаемые запасы, предусмотренные Законом РФ "О недрах", впоследствии были отменены, по-видимому, из-за нечеткости определения этих критериев для экономистов.

Исходя из предложенного подхода с использованием IRRR, можно определить экономически трудноизвлекаемые запасы как запасы нефти, для которых максимальное значение IRRR не превышает IRRRБ при всех возможных технологических решениях, в том числе с учетом внешних для разработки факторов, включая упомянутые выше.

Другими словами, экономически трудноизвлекаемые запасы – это запасы, реальная рентабельность разработки которых не превосходит банковской нормы доходности или норматива дисконтирования при использовании любой современной технологии.

Безусловно, изменение технологической базы и состояния мировой экономики приведет к уточнению значений различных категорий извлекаемых запасов нефти.

Решением проведенного РАЕН круглого стола "Проблемы взаимоотношения государства и нефтяного бизнеса" предложенные определения реальноизвлекаемых и трудноизвлекаемых запасов рекомендовано ввести в практику [10].

***

Таким образом, на основе вышеизложенного можно сформулировать следующие основные выводы.
  1. Реальноизвлекаемые запасы нефти могут быть значительно больше традиционных "экономически обоснованных" извлекаемых запасов. Объем реальноизвлекаемых запасов (точнее, значение КИН при рентабельном сроке реализации проекта ТБ) необходимо указывать в проектах так же, как и значения технологической ("предельной" при выбранной системе разработки) и "экономически обоснованной" нефтеотдачи (при максимуме NPV в год ТМ).
  2. Для реализации рациональной разработки недр законодательство РФ должно опираться не на понятие "технологически трудноизвлекаемые запасы", а на понятие "экономически трудноизвлекаемые запасы". А поскольку экономические оценки основаны на расчетах эффективности применяемых технологий, все составляющие понятия "трудноизвлекаемые запасы" (технологическая, экономическая и правовая) будут нацелены на повышение выработки пластов и дохода государства.
  3. Предложенный подход позволяет разъединить расчеты недропользователей и государства: недропользователи будут обосновывать значения IRRR при различных технологиях разработки, а экономический блок Правительства РФ будет обосновывать приемлемые с позиции государства уровни IRRR для различных условий. Согласование этих расчетов должно осуществляться в ЦКР, где будут утверждаться технологические варианты и сроки разработки по критерию реальной рентабельности.
  4. Для учета в проектных документах современных представлений о критериях рентабельности проектов разработки месторождений необходимо подготовить новую редакцию регламентирующих документов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Спиридонов Ю.А. Концепция программы преодоления падения нефтеотдачи / Ю.А.Спиридонов, Р.А.Храмов, А.А.Боксерман и др. – Госдума РФ, 2006. – 144 с.
2. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД-153-39-007-96. – М.: Минтопэнерго России, 1996. – 205 с.
3. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов / Минэкономики России, Минфин России. – М.: Экономика, 2000. – 421 с.
4. Виленский П.Л. Оценка эффективности инвестиционных проектов: теория и практика / П.Л.Виленский, В.Н.Лившиц, С.А.Смоляк. – М.: Дело, 2001. – 832 с.
5. Хавкин А.Я. Извлекаемые и трудноизвлекаемые запасы нефти // ТЭК. – 2002. – № 2. – С.28–29.
6. Хавкин А.Я. Геолого-физические факторы эффективной разработки месторождений углеводородов. – М.: ИПНГ РАН, 2005. – 312 с.
7. Хавкин А.Я. Экономическое обоснование извлекаемых запасов // Георесурсы. – 2006.– № 1. – С. 31-33.
8. Хавкин А.Я. Реальноизвлекаемые и трудноизвлекаемые запасы нефти // Международный научный конгресс "Гео-Сибирь-2006". – Новосибирск, СГГА, 2006. – Т. 5. – С. 146-151.
9. Маганов Р.У. Стратегия нефтяной компании ОАО "ЛУКОЙЛ" в области применения методов повышения нефтеотдачи пластов / Р.У.Маганов, А.А.Новиков, Д.К.Челоянц, И.Э.Мандрик // Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти. Тр. 12-го Европейского симпозиума "Повышение нефтеотдачи пластов". – Казань, 2003. – С. 336– 343.
10. Материалы круглого стола РАЕН "Проблемы взаимоотношения государства и нефтяного бизнеса" // Наука и технология углеводородов. – 2003. – № 2. – C. 47-49.


©  А.Я. Хавкин, Журнал "Минеральные ресурсы России. Экономика и управление" - 2007-03.
 

 

 

 
SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� Rambler's Top100 �������@Mail.ru