Dunaev_V.F._Problemy_ekonomicheskogo_obosnovaniya_proektov_razrabotki

Окон.чапие табл 2

На рис. 1 представлены тендеНIJИИ изменения этих проект­ ных величин в процессе разработки месторождения и их взаимо­

связи, которые вытекают из построенной экономической моде­

ли, основанной на использовании фундам.ентальных понятий пре­

дельных издержек и закона убывающей отдачи.

В качестве постоянного фактора рассматриваются недра

земли, а в качестве перемениого - совокупные затраты труда и

капитала. По мере разработки месторождения последовательная I<Омбинацил каждой очередной <<порцию> перемениого фактора

с постоянным сначала сопровождается увеличением прироста

добычи, а затем его убыванием, вплоть до величины, которая ока­

зывается недостаточной для рентабельной добычи.

Под «порчией)> понимаются затраты на бурение, промыс­

ловое обустройство и эксплуатацию очередной сквал::ины или их группы (эксплуатационные и нагнетательные скважины), с добав­

лением к ним одновременных инфраструктурных затрат, необ­

ходимых для доведения продукции до товарного состояния.

10

В соответствии с действующим законодательством, нефтя­ ные компании обязаны согласовывать с государственными орга­

нами проектные технологические документы, касающиеся раз­

работки месторождений. В известной последовательности к ним

МО)КНО отнести подсчет запасов (ПЗ), технико-экономическое

обоснование коэффиgиента извлечения нефти (ТЭО КИН), про­ ект опытно-прсмышленной эксплуатаgии (ОПЭ), технологичес­ кую схему разработки (ТСР), проект разработки (ПР), а также, в случае необходимости,- уточненный проект разработки место­

рождения (УПР).

Эти сталии и периоды составления проектных документов

1-рафически иллiОСтрируются на рис. 1, а.

В зависимости от степени извлечения запасов на оси абсgисс

выделены важные с точки зрения экономики разработки место­

рождения моменты: начало (Т) и конеg (К,6) инвестиционного nериода; начало и конеч добычи утлеводородов (ТА и Tr); моменты

появления положительных дене:я<ных nотоков (Т), оr<уnаемости

инвестиgий (ToJ и ряд других. В верхней части графика представ­

лен прогнозируемый профиль добычи нефти в течение жизненно­

го чикла месторождения, которому соответствует площадь, от­

ражающая общий объем добычи Q. В нюкней полуплоскости та­

ким же образом nредставлены профили величин ожидаемых ка­

питальных вложений (К) и эксплуатационных затрат (Э).

На рис.. 1, б изображены соответствуюrций денежный поток

(ДП), формирующийся по мере разработки месторождения, пло­

щадь, соответствующая величине чистого дохода от разработки

(ЧД). и динамика роста текУUJеЙ внутренней нормы доходности инвесгичий (ВНД).

Начало кривой, иллюстрирующей процесс формирования ВНА и ее рост, достигаемый на каждом этапе разработки и эксп­

луатации месторождения, соответствует моменту достижения

окупаемости инвестиций (Ток). Темп роста кривой ВНД в соот­ ветствии со степенной функцией (формула сложных процентов),

на основании которой она рассчитывается, резко сокращается по мере удаления от ее нача,ш. Величина эффективности инвести­

ций в освоение месторо:я<Дения в gелом (ЧД и ВНД) соответству­

ет моменту окончания рентабельной разработки месторожде­

ния (Т). r

12

Предельные совокупные издержки (3 ) представляют со-

б ~ ~

ои капитальные и текущие затраты на сооружение и эксплуата-

чию добывающей скважины (или группы добывающих и нагнета­

тельных скважин) в расчете на тонну добываемой нефти до конча

периода рентабельной эксплуата:у:ии.

-Предельные издержки сначала снижаются (рис.1, 8 ), так как

всоставе порчий перемениого фактора начинают сокращаться

одновременные затраты на создание инфраструктуры промысла.

В дальнейшем, снекоторого момента времени (после достиже­

ния минимума), nредельные издержки начинают возрастать в свя­ зи с превалированием фактора снижения продуктивности вовле­ каемых в эксnлуата:у:ию частей месторождения или объектов раз­ работки. Известно. что для достижения максимального эконо­

мического эффекта (с учетом фактора времени) разбуривание не­

фтяного месторождения, как правило, начинается с наиболее богатых его участков или залежей (пластов), объединяемых в са­ мостоятельные объекты разработки. Затем, в разработку вовле­

каютел менее богатые участки.

На рисунке видно, что кривая предельных издержеi< появ­

ляется не в момент начала освоения месторо)кдения (Т), а в мо­ мент бурения первой эксплуатационной скважины (Т). т.е. нача­

ла разбуривалил месторо)l<Дения для промьшиенной добычи не­ фти. Период между моментами Тн и ТА соответствует времени создания части промыславой инфраструктуры, необходимой для начала коммерческой реализа:у:ии объемов добываемой нефти

Заканчивается кривая максимальным значением предельных издержек, которое соответствует времени начала бурения пос­ ледней скважины.

Поведение t<ривой, отражающей изменение nредельных из­ держек, в свою очередь контролирует изменение эффективности инвестичий. Введение в формулу nредельных издержек цены про­ дук:у:ии (IJ) и ее трансформация в денежный поток инвестицион­ ного проекта (А,) позволяют судитъ о предельной эффективнос­

ти инвестиций.

Аля иллюстрачии изменения эффективности инвестиций

при ее оценке на разных стадиях освоения месторо)кдения наи­

более удобной оказывается внутренняя норма доходности, так

как она выражается в относительных единиqах (процентах) и не

зависит от нормы дисi<онта.

13

При соответствующем выборе масштаба на оси ординат

(рис.l, б) форма кривой предельной эффективности инвестиgий

по оче~идным причина.'Vl будет соответствовать зеркальному ото­

бражению кривой предельных издержек. Предельная эффектив­

ность инвестиgий (ПЭ) сначала растет, достигает максимума, а

затем начинает снижаться. Инвестиgионный период на месторож­

дении заканчивается в момент времени (Тк6) разбуриванил учас­

тков, на которых предельная эффективность инвестиций соот­

ветствует минимально приемлемому уровню.

Денежные потоки, лежащие в основе оgенки предельной

эффективности инвестиgий, могут быть получены с использова­

нием результатов гидродинамического моделирования разработ­ ки конкретного нефтяного месторождения. Аля этого каждый

раз после И..'v!Итации бурения и ввода в экс.плуатаgию очередной

скважины (или группы скважин) необходимо рассчитывать дина­

мику годовых значений добычи нефти на месторождении с начала

добычи (Т) без бурения всех последующих по проекту скважин. Затем из этого профиля добычи нефти выч:итается профиль добы­

чи, полученный до бурения этой СI<важины. Рассчитанная таким

образом динамика прироста добычи вместе с соответствующими

капитальными и эксплуатационными затратами трансформиру­

ется в денежный поток.

Эффективность инвести.gий в освоение месторождения в gелом формируется в течение его жизненного gикла и характе­ ризуют всю совокупность извлекаемых запасов. Ее оgенка осно­ вывается на денежном потоке, формирующемся с начала освое­

ния месторождения (TJ до кону.а рентабельного периода добы­

чи (Т). r

Вместе с тем в течение инвестиgионного периода разработ-

Ю1 месторождения всегда имеется ч:асть остаточных запасов, ко­

торая остается неразбуренной. ,Для ее освоения необходимы ка­ питальные вложения. Аругая часть запасов - разбуренная, и ее

извлечению будут сопутствовать только эксплуатау.ионные зат­

раты. Необходимость в оgенке эффективности соответствующих

инвестиций возникает при подготовке каждого проектного до­

кумента на разработку месторождения, вплоть до окончания инвестиgионноrо процесса (разбуривания месторождения).

14

Характер изменения предельной эффективности инвестиi:JиЙ определяет не только эффективность в освоение месторождения

в gелом (ЧА и ВНА), но и тенденqии изменения (по мере разра­

ботки месторождения) эффективности инвестиgий в освоение неразбуренной части остаточных запасов (ЭОЗ).

На графиках показано (рис. 1, г), что в проqессе освоения ме­

сторождения возможность оqенки показателей эффективности

в освоение остаточных запасов (ЭОЗ) возникает, начиная с мо­ мента Т, а предельной (ПЭ)- с момента начала добычи (Т).

" д

В связи с описанным выше характером изменения предель-

ных издержек начальная точка кривой эффективности освоения остаточных запасов находится выше уровня общей эффективно­ сти, так как последняя «отягощена» затратами на создание инф­

раструктуры промысла. В то же время она расположена ниже

кривой предельной эффективности, что объясняется влиянием на ее величину не только первой, но и всех последующих порчий пе­ ременного фактора, эффективность которых убывает по мере

разраба:гки месторождения. После достижения максимума обе

кривые начинают снижаться, а разность между ними сокращает­

ся. По мере снижения сначала эффективность в освоение оста­ точных запасов (ЭОЗ), а затем и предельная эффективность (ПЭ)

сравниваются со значением уровня общей эффективности (ОЭ), и в дальнейшем располагаются значительно ниже ее (тем значи­

тельнее, чем выше разность значений максимальной и минималь­ ной предельной эффективности инвестиgий). Предельная эффек­ тивность инвестиqий в бурение «последнеЙ>> сква)кины в момент

завершения разбуривания месторождения (ТР) в то же время

будет и эффективностью освоения остаточных неразбуренных

запасов.

Поведение предельных издержек по мере разбуривания ме­

сторождения определяет изменение и взаимосвязь величин не

только различных понятий эффективности инвестиуий (ПЭ, ОЭ,

ЭОЗ). Оно определяет изменение удельных (в расчете на тонну) совокупных затрат (3 ) на освоение остаточных запасов (разбу-

У•

ренных и неразбуренных). Их сопоставление с ченой продукgии

дает возмшкность судить о рентабельности (доходности) освое­

ния остаточ:ных запасов. Они могут рассчитываться в соответ-

15

ствии с проектной информачией о затратах и добыче нефти (рис. 1, а и б ) для каждого текущего года освоения месторождения.

Соответствующая кривая (ЗУ) представлена на рис. 1, д. Точ­

ка ее начала соответствует удельным совокупным затратам на ос­

воение всех запасов месторождения, так как первая оценка мо­

жет производиться в момент начала освоения месторождения.

По мере смещения момента оченки по оси абсчисс вправо (т.е. по

мере освоения месторождения) удельные затраты начинают сни­

жаться, так как в их состав входит все меньше и меньше капита­

ловложений на создание промыславой инфраструктуры (прошлые

затраты не учитываются), а проектная добыча до момента Тл ос­

тается неизменной. В дальнейшем это снижение продолжается,

так как в оценку удельных издержек не входят сделанные ранее

капиталовложения, а сокращение проектной добычи за счет до­

бытой нефти не так велико. После дости:жения минимума в неко­ торый момент разработки месторождения удельные издержки в

освоение остаточных запасов начинают возрастать, и тем силь­

нее, чем интенсивнее идет прочесе извлечения запасов и увеличи­

ваются эксплуатачионные затраты на добычу.

При введении в расчеты чены продукчии можно рассчиты­ вать денежные потоки, в соответствии с которыми в каждый мо­ мент времени разработки оченивается стоимость остаточных

запасов (разбуренных и неразбуренных). Приведеиная на рис. 1, д кривая (СОЗ) отражает тенденчию изменения этой стоимости.

В соответствии с факторами, определявшими характер из­

менения кривой 3 , текущая стоимость остаточных запасов сна-

уд

чала будет возрастать, достигать максимума в области перехода денежного потока из отриgательной области в положительную (Т"), а затем уменьшаться до нуля.

Построенная экономи<Jеская модель в первую очередь име­ ет нрофессионально-образовательное значение и может исполь­

зоваться в учебном прочессе для подготовки специалистов, рабо­ тающих в экономических службах нефтяных компаний и спечиа­

лизированных фирмах, выполняющих по их заказам проектные документы. Вместе с тем она может быть использована при раз­ работке методических рекомендачий по оценке эффективности

инвестиций в разработку месторождений на разных стадиях его

16

освоения, а таюке при разработке экономической классифика­ gии остаточных запасов нефти.

Как ПОI<азьшает практика работы LJKP и ГКЗ, gентральным

вопросом при рассмотрении проектных технологических доку­

ментов в конечном счете являются величины утверждаемых гео­

логических (балансовых) и, особенно, извлекаемых запасов нефти (КИН). В настоящее время в обеих комиссиях используются два понятия КИН - технологический КИН и экономически обосно­ ванный КИН. Величина первого КИН утверждается и соответ­

ствующие запасы ставятся на государственный баланс, величина

второго принимается во внимание.

Так как большинство нефтяных месторо:ждений, находя­ IIJИХся сегодня в эксплуатаgии, было открыто и разведано еще до

перехода экономики страны на рыночные отношения, величины

КИН по ним расечитывались и утверждались на основании кри­ териев, которые не имели никакого отношения к принgипам фун­

кgионирования нефтяных компаний как самостоятельных субъектов нефтяною рынка. В этом плане следует вспомнить ус­

танавливавшиеся на основании макроэкономических моделей

развития плановой экономики размеры замыкаюigих затрат (60

и 150 руб./т), которые должны были использоваться для обосно­

вания проектных решений. При таких уровнях замыкающих зат­

рат, выполнявших роль gен на углеводородное сырье, оказыва­

лось, что период эксплуатаgии месторождений с использованием

заводнения может контролироваться временем достижения пре­

дельной обводиениости жидкости, добываемой из скважины (97

-98"/о).

Проgесс такого «промывания>) пластов-коллекторов для

многих нефтяных месторождений, числящихся в государственном

балансе запасов, оказывается настолько медленным, что проект­ ный срок растягивается на столетие и более.

Все это оказывается причиной существенных расхождений величины КИН, фигурирующей в государственном балансе, и его

величины, определяемой сегодня в проектных документах на ос­

новании рыночного подхода. В С(Х)'I'Ветствии с последним нефтя­

ная компания в состоянии осуществлять добычу нефти на конк­

ретном месторождении пока выручка от ее реализаgии позволя-

17

ет возмещать все эксплуатаgионные затраты, выплачивать нало­

ги и получать некоторую небольшую, но все же допустимую для нее прибыль.

При этом речь не идет о настуnлении nериода очередного падения gен на нефть на мировом рынке: известно, что нефтяные

компании в состоянии «переживать)> такие периоды не прекра­

r.gая добычи на месторождении, ожидая в дальнейшем улучше­

ния рыночной конъюнктуры. Имеется в виду наступление перио­

да, когда в связи с постеnенным истощением месторождения вы­

ручки от реализаgии добываемой продукgии, рассчитанной в со­

ответствии с ожидаемым на рынке средним уровнем gены, ока­

жется недостаточно.

Величина технологически обоснованного КИН оказывает­

ся ближе к фигурирующим в балансе ранее утвержденным значе­

ниям и не вызывает кардинальных изменений в самом государ­ ственном балансе запасов, что мо>кно рассматривать как некий

компромисс при переходе к использованию чисто рыночного под­

хода.

Компромисс состоит и в том, что выбор варианта разработ­ ки (доразработки) месторождения, I<ак правило, обосновывает­

ся экономическими сообра>кениями - в большинстве случаев рекомендуется технологический вариант разработки, который

характеризуется макси.,'vl.альной величиной ЧМ (при норме дис­

I<онта 10%). В дальнейшем, в соответствии с этим вариантом, рас­

считывается технологически обоснованный КИН за проектный

период. При этом оgениваются ожидаемые доходы недрапользо­

вателя и государства за проектный период, а не за срок рента­

бельной добычи. Проектный срок, как правило, оказывается зна­ чительно продолжительнее срока рентабельной добычи, иногда

превосходя cro в несколько раз. Поэтому ожидаемые денежные потоки, как правило, включают длительный период отриgатель­

ных годовых значений. Расчет по таким денежным потокам пока­

зателей эффективности инвестиgий противоречит здравому смыс­

лу, так как в рыночной экономике ДАительная деятельноеТЪ не­ дропользоватеАя, сопровождаемая убытками, невозможна, а рас­

считываемый за этот период доход государства является не более

чем фикgией.

18

Эта ситуаgия нашла свое отражение и в заявлении главы

Министерства природных ресурсов РФ Ю. Трутнева, сделанном

им на заседании Правительства России 11 ноября 2004 г. Он, в

частности, сказал, что <(рентабельные запасы нефти иссякнут в

2015 году», т.е. через 10 лет.

Все это еще раз подчеркивает, что для обоснования проеr<т­

ных решений могут использоваться экономические показатели,

сосrгветствующие лишь периоду рентабельной добычи. Техноло­ гические пока.затели за проектный период, определяемый на ос­

нове достижения предела обводиениости (98 %), включая коли­ чество нефти, добываемой за этот срок, можно рассматривать

лишь как справочную величину, которая отражает технологичес­

кие возможности извлечения нефти на базе вытеснения ее водой. В настоящее время даже в кругах спеgиалистов (в частности,

спеgиалистов-разработчиков) бытует мнение, что российскому

государству выгодно и оно в этом заинтересовано, чтобы коэффи­ gиент извлечения нефти был как можно выше. На первый взгляд, особенно с учетом действующей налоговой системы, это кажется

правильным. Вне зависимости от величины затрат недрапользо­

вателя на добычу тонны нефти (даже если эти затраты превыша­ ют фактические денежные поступления от ее реализаgии), госу­

дарство получает в форме налога на добавленную стоимость или экспортной пошлины, а также налога на добычу полезных иско­

паемых, большую часть ее рыночной gены. В связи с этим иногда

даже высказываются мнения о том, что основным критерием

выбора варианта разработки месторождения должен являться максимум величины КИН.

На самом деле такой подход не имеет под собой основания: государство не может быть заинтересовано в разработке место­ рождений или отдельных объектов разработки,.приносящих та­

кие убытки нефтяной компании, которые превышают дополни­ тельные поступления в бюджет государства или ведут к сниже­ нию ее конкурентоспособности.

Теоретически государство заинтересовано в достижении максимума соgиалъно-экономической эффективности при разра­

ботке нефтяных месторождений. Однако, к сожалению, в настоя­

щее время отсутствует четкая количественная интерпретаgия

19