WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 ||

Для расчета величины резерва на ликвидацию объектов нефтепромыслового строительства автором предлагается проводить анализ фактических и проектных данных по капитальным вложениям с выделением строительно-монтажных работ и распределением их по месторождениям и направлениям нефтепромыслового строительства. Сопоставимость данных обеспечивается за счет использования в расчетах устойчивой валюты (например, доллара США).

С целью определения нормативов затрат на ликвидацию рассчитаны затраты на демонтажные работы на основании объектных, локальных смет по представительной выборке месторождений и обоснована доля стоимости демонтажных работ от величины СМР по четырем укрупненным направлениям обустройства месторождения: сбор, транспорт и подготовка нефти и газа; поддержание пластового давления; электроснабжение; прочие объекты обустройства. Расчеты построены на предположении, что автомобильные дороги и базы производственного обслуживания ликвидироваться не будут.

По укрупненным направлениям обустройства определены следующие нормативы на ликвидацию, которые являются относительно универсальными: сбор, транспорт и подготовка нефти и газа – 15 %;

поддержания пластового давления – 21 %; электроснабжение – 10 %; прочие объекты – 9 %.

Для определения среднего норматива затрат на ликвидацию объектов нефтепромыслового строительства рекомендуется использовать зависимость:

ср Н = Н * dсмрi, (4) л лi где Нлср - средний норматив затрат на ликвидацию объектов нефтепромыслового строительства, %;

dсмрi – доля i-го направления нефтепромыслового строительства в общем объеме строительно-монтажных работ, доли ед.

Ликвидационный фонд предлагается формировать за счет ежегодных начислений в виде потонной ставки, умноженной на объем добычи углеводородов. При этом размер удельных ликвидационных начислений определяется делением рассчитанной суммы затрат на ликвидацию на доказанные разрабатываемые запасы нефти и попутного газа.

В работе рассмотрено три возможных варианта начисления средств:

отчисление затрат из чистого дохода с начала разработки, с момента получения дохода и включение затрат в текущие расходы. Наиболее приемлемым для недропользователя является третий вариант, реализация которого требует законодательных решений со стороны органов государственного управления.

5. Проведена комплексная апробация методических рекомендаций по оценке капиталоемкости разработки нефтяных месторождений, подтверждающая целесообразность их использования.

Апробация предложенных методических рекомендаций проведена по месторождениям, отличающимся горно-геологическими условиями и проектными уровнями добычи нефти. Ниже представлена информация по месторождению, для которого рассмотрено достаточно большое число вариантов разработки: две системы (трехрядная, пятиточечная) и пять сеток размещения скважин (9, 16, 25, 36, 49 га/скв.).

Капитальные вложения, рассчитанные на основе рекомендуемых и существующих методических подходов, свидетельствуют о значительных отклонениях. Затраты на нефтепромысловое обустройство, полученные с использованием наших рекомендаций, значительно выше для разреженных сеток скважин (36 га и 49 га) и ниже для более плотных сеток (9 га и 16 га), чем при использовании действующих методик (рис 2).

1.1.1.1.100 0.0.0.0.53 0.0.га/скв.

9 16 25 36 49 9 16 25 36 49 9 16 25 36 Традиционный подход Расчет по ВСН 32-82 Предлагаемый подход 1.0 - доли ед. от результатов расчета по предлагаемому подходу Рис. 2. Капитальные вложения в нефтепромысловое обустройство при пятиточечной системе разработки Для трехрядной системы с большим количеством добывающих скважин различия в расчетах намного существеннее, особенно для плотных сеток, где отклонение достигает 100 %.

Капитальные вложения в оборудование, не входящее в сметы строек, рассчитанные на основе предложений автора, значительно превышают затраты, полученные традиционным путем. Это различие в большей степени наблюдается для более плотных сеток (рис. 3).

млн.

руб.

135.83.76.51.48.62.35.7 33.24.35.27.4 22.22.11.15.9 га/скв. 16 га/скв. 25 га/скв. 36 га/скв. 49 га/скв.

Предлагаемый подход Традиционный подход Расчет по ВСН 32-Рис. 3. Капитальные вложения в ОНСС при пятиточечной системе разработки Основные технико-экономические показатели разработки месторождения, рассчитанные по традиционной технологии, свидетельствуют о целесообразности выбора варианта с плотностью сетки га/скв. (табл. 3).

Таблица Основные технико-экономические показатели при разных подходах к оценке капитальных вложений Подход Традиционный ВСН 32-82 Предлагаемый КоэффиДисконти- Дисконти- Дисконти- Дисконти- Дисконти- ДисконтиПлотность циент рованный рованный рованный рованный рованный рованный сетки, извлечения доход доход доход доход доход доход га/скв. нефти, недропользо государства, недропользо государства, недропользо государства, доли ед.

вателя, млн. руб. вателя, млн. руб. вателя, млн. руб.

млн. руб. млн. руб. млн. руб.

Трехрядная система 9 0.302 200.2 1081.4 161.8 1078.3 346.6 1072.16 0.233 287.8 746.6 269.7 744.1 326.0 743.25 0.180 240.6 529.5 231.2 528.0 222.7 526.36 0.137 176.6 378.4 171.7 377.3 128.6 375.49 0.106 126.1 277.1 123.8 276.3 66.6 274.Пятиточечная система 9 0.305 291.9 1013.3 254.1 1009.6 340.3 1009.16 0.230 295.5 680.3 275.0 677.4 283.5 677.25 0.172 215.8 461.8 204.5 460.0 167.5 459.36 0.130 151.2 324.7 144.9 323.4 83.9 322.49 0.097 96.1 227.6 92.7 226.7 23.6 225.При использовании предлагаемого подхода наиболее эффективным как для недропользователя, так и для государства является вариант с сеткой га/скв., который позволяет получить более высокие показатели млн.

руб.

эффективности. В частности, дисконтированный чистый доход недропользователя при трехрядной системе разработки в среднем на 25 % выше, чем при применении существующих подходов. Дисконтированный доход государства в результате выбора варианта по предлагаемому подходу будет выше на 44 %.

Использование разработанных автором рекомендаций предопределяет выбор варианта с большим коэффициентом нефтеизвлечения, что позволит получить больший доход недропользователю и государству. Для рекомендуемого варианта разработки месторождения проведена техникоэкономическая оценка с учетом необходимых отчислений в ликвидационный фонд для трех предлагаемых вариантов начисления (табл. 4).

Таблица Основные технико-экономические показатели разработки месторождения с учетом ликвидационных затрат Дисконтиро- Дисконтиро- Внутренняя ванный доход ванный доход норма Вариант недропользова- государства, рентабельтеля, млн. руб. млн. руб. ности, % Без учета ликвидационных затрат 346.6 1072.3 38. С учетом ликвидационных затрат:

- отчисление затрат из чистого дохода с начала 314.0 1072.3 36.разработки - отчисление затрат из чистого дохода с момента 320.5 1072.3 37.получения доходов - включение затрат в текущие расходы 320.8 1065.5 36.Вариант, предполагающий отчисление затрат из чистого дохода с начала разработки, является наименее привлекательным для недропользователя, т.к. в этом случае происходит наибольшее снижение дохода (на 10 %) и внутренней нормы рентабельности (на 7 %). Последние два варианта более приемлемы для недропользователя, они практически не отличаются по эффективности. Учет в технико-экономической оценке ликвидационных затрат для рассматриваемого месторождения снижает расчетный доход недропользователя в среднем на 8-10 % и внутреннюю норму рентабельности на 2-3 пункта.

Определение ликвидационных затрат по предлагаемой методике используется в рамках финансового аудита и аудита запасов нефти и одобрено финансовыми аудиторскими компаниями «Artur Andersen» и «Ernst & Young».

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ Проведенные исследования позволили сформулировать следующие основные выводы:

1. Анализ информационно-методической базы для оценки капиталоемкости разработки нефтяных месторождений выявил необходимость ее корректировки в направлениях «нефтепромысловое обустройство» и «оборудование, не входящее в сметы строек» и разработки методики расчета затрат на ликвидацию объектов промыслового строительства, что будет способствовать более качественной оценке проектных решений, а также сопоставимости фактических и проектных экономических показателей.

2. Капитальные вложения в нефтепромысловое обустройство предлагается рассчитывать по более укрупненным направлениям, чем принятые действующими регламентирующими документами. При выборе варианта разработки месторождения рекомендуется учитывать затраты на предварительную подготовку нефти в составе установки предварительного сброса воды направления «сбор и транспорт нефти и газа». Капитальные вложения в промводоснабжение предлагается включить в прочие затраты, а затраты на природоохранные мероприятия учитывать в составе базовых нормативов по каждому направлению нефтепромыслового обустройства.

3. При обосновании нормативов удельных капитальных вложений в нефтепромысловое обустройство следует учитывать системы разработки и плотность сеток скважин. Эти факторы были положены в основу предлагаемой автором методики определения УКВ, которая заключается в корректировке базовых нормативов с помощью коэффициентов их изменения в зависимости от названных технологических особенностей разработки месторождения.

4. В работе предложена система коэффициентов, корректирующих базовые нормативы капитальных вложений в объекты нефтепромыслового строительства, которые позволяют повысить достоверность оценки и обоснованность выбора варианта разработки. Выявленные зависимости изменения удельных капитальных вложений от систем разработки и плотности сеток скважин являются достаточно универсальными и применимы для вновь вводимых месторождений с разными проектными уровнями добычи нефти, что подтверждено проведенными расчетами.

5. Рекомендуемая методика определения капитальных вложений в оборудование, не входящее в сметы строек, учитывает реальную структуру затрат и предполагает расчет по двум направлениям: на вновь вводимую добывающую скважину и на скважину действующего фонда (для замены устаревшего или выбывшего из строя оборудования). Обоснованные нормативы удельных капитальных вложений в эти направления позволяют определить затраты на ОНСС, соответствующие реальным расходам компаний, не ухудшая существенно результаты технико-экономической оценки разработки месторождения.

6. Расчет затрат, необходимых для ликвидации объектов нефтепромыслового обустройства при завершении эксплуатации нефтяного месторождения, предлагается проводить с использованием нормативов, относимых к объемам строительно-монтажных работ. Автором на основе анализа проектно-сметной документации определены нормативы затрат на ликвидацию по укрупненным направлениям нефтепромыслового строительства: сбор, транспорт и подготовка нефти и газа; поддержание пластового давления; электроснабжение; прочие объекты.

7. Апробация разработанных методических рекомендаций свидетельствует о целесообразности их применения. Проведенные расчеты показали, что использование предлагаемых методических подходов к определению капитальных вложений и затрат на ликвидацию объектов нефтепромыслового обустройства при технико-экономическом обосновании проектных решений способствует более обоснованной оценке и выбору варианта разработки с учетом интересов недропользователя и государства.

Основные положения диссертации изложены в следующих публикациях:

1. Исаченко В. М., Алаева И. В. Формирование фактических капитальных вложений в разработку нефтяных месторождений // Сборник научных трудов СибНИИНП. Выпуск 18, 1980. – 0,38 п.л. (авторских – 0,33 п.л.) 2. Исаченко В.М., Пономарева И.А. Обоснование нормативов удельных капитальных вложений при проектировании разработки нефтяных месторождений // Экономический анализ и совершенствование планирования развития нефтяной промышленности Западной Сибири:

Сборник научных трудов СибНИИНП, - Тюмень, 1982. – 0,81 п.л.

(авторских – 0,4 п.л.) 3. Исаченко В.М., Артеева А.И., Ханов Р.К. Методический подход к формированию ликвидационного фонда при действующей системе налогообложения // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сборник научных трудов СургутНИПИнефть. Вып. 4. – Екатеринбург: Издательство «Путиведъ», 2003. – 0,38 п.л. (авторских – 0,28 п.л.) 4. Исаченко В.М. Методический подход к определению норматива удельных капитальных вложений в оборудование, не входящее в сметы строек // Нефтяное хозяйство. – 2004. - № 9. – 0,29 п.л.

5. Исаченко В.М. Развитие нормативной базы для обоснования капитальных вложений в обустройство новых нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. – 2004. - № 9. – 0,29 п.л.

6. Исаченко В.М. Методический подход к формированию резервного ликвидационного фонда для объектов нефтепромыслового обустройства // Нефтяное хозяйство. – 2004. - № 10. - 0,13 п.л.

7. Исаченко В.М. Обоснование необходимости корректировки нормативов удельных капитальных вложений в нефтепромысловое обустройство // Проблемы и управленческие технологии в экономике: Сборник научных трудов. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. – 0,38 п.л.

Подписано к печати 04/11/2004 г.

Формат 60*90 1/16 Тираж 100 экз.

Уч.-изд. л. Бум. типогр. №Заказ № 776 Усл. печ. л.

Pages:     | 1 | 2 ||






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»