Проблемы оценки технико-экономической эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений связаны с отсутствием единых методических основ по определению и расчету экономических показателей и нормативов. Такая оценка основана на оптимизации критериев технико-экономической эффективности разработки месторождения. Основной критерий – чистый дисконтированный доход, определяется на базе капитальных вложений и эксплуатационных затрат, которые рассчитываются на базе удельных нормативов.
Далее рассмотрены методы формирования удельных нормативов капитальных затрат на примере опыта разработки месторождений Западной Сибири. При этом рассматриваются месторождения как с растущей динамикой добычи нефти, так и со снижающейся добычей с учетом разновременного ввода их в промышленную разработку [1, 6].
Удельные нормативы предусмотрены для расчета капитальных вложений по следующим основным направлениям затрат:
-
бурение скважин,
-
оборудование эксплуатационныхскважин,
-
нефтепромысловое обустройство,
-
оборудование, не входящее в сметы строек,
-
ликвидационные отчисления,
-
инфраструктура.
Капитальные вложения в бурение
Нормативы для расчета капитальных вложений в бурение скважин определяются по целям эксплуатационного бурения отдельно для нефтяных и газовых скважин, нагнетательных скважин (при закачке воды, газа, водогазовой смеси), водозаборных и других вспомогательных скважин, включая резервные. Они рассчитываются исходя из стоимости строительства скважин, их количества и типа (вертикальные, наклонно-направленные, горизонтальные), пробуренных кустовым методом с учетом характеристик категории местности (суша, болото, озеро, море).
Капитальные вложения в оборудование эксплуатационных скважин
Вложения по вариантам разработки рассчитываются с учетом возможности оценки разных способов добычи нефти (фонтанного, насосного, газлифтного). На основании результатов численных исследований по месторождениям Западной Сибири получена зависимость норматива капитальных вложений от способа эксплуатации и от глубины ствола скважины (рис. 1) [8].
Капитальные затраты в обустройство
Затраты определяются на одну вводимую добывающую скважину. Они включают затраты по следующим направлениям:
-
комплекс сбора и транспорта нефти и газа,
-
подготовка нефти и газа, очистные сооружения,
-
объекты поддержания пластового давления (определяются на одну вводимую нагнетательную скважину),
-
строительство внутрипромысловых дорог и подъездов к кустам скважин,
-
строительство баз,
-
сооружений линий электропередачи и подстанций,
-
объекты систем управления,
-
резерв затрат в другие неучтенные объекты и работы.
Капитальные вложения в оборудование, не входящее в сметы строек
Затраты рассчитываются на вновь вводимую добывающую скважину.
Перечисленные выше направления затрат рассматриваются при составлении технологической схемы разработки месторождения с учетом использования более полной и достоверной геолого-промысловой информации по продуктивным объектам и технологическим вариантам.
В связи с этим для обоснования нормативов по стадиям проектирования разработки месторождений технологическая схема принята за базовое решение.
По вновь вводимым в освоение месторождениям наиболее часто плотность сетки скважин составляет 25 га на скважину [7, 8]. При разработке старых месторождений для увеличения коэффициентов конечной нефтеотдачи предусматривается уплотнение существующих сеток скважин. Данный подход применялся при обосновании технико-экономических показателей месторождений Западной Сибири [8]. Определены закономерности изменения удельных капитальных затрат для следующих сеток скважин – 64, 49, 36, 25, 16, 9 г/скв. [8].
При обустройстве месторождения основной состав сооружений, а также технологические процессы, связанные с подготовкой нефти, в значительной мере обуславливаются рациональной системой сбора и транспорта нефти и газа для конкретного месторождения. Капитальные вложения в эту категорию занимают наибольший удельный вес в общей сумме затрат в нефтепромысловое строительство и составляют в среднем более 30 %.
Расчет нормативов затрат в систему сбора и транспорта нефти, газа и конденсата включает в себя определение количества и стоимости следующего оборудования: групповых замерных и сепарационных установок, дожимных нефтенасосных станций, коллекторов, выкидных линий, шлейфов, напорных нефтегазопроводов, отстойников и резервуаров.
В общей величине норматива капитальных затрат около 50 % приходится на комплекс сбора и транспорта нефти и газа. Это – строительство выкидных линий, коллекторов, протяженность которых зависит от средней нормы на одну добывающую скважину и их количества с учетом системы воздействия на пласт (пятирядной, трехрядной, однорядной, площадной) и плотности сетки скважин по вариантам разработки месторождений [2, 8].
Для определения интегрального норматива в это направление (с учетом изменения линейной части) для трех вариантов – однорядной, трехрядной и пятирядной систем разработки – были использованы данные по разработке месторождений Западной Сибири [4, 5]. Получена зависимость коэффициентов изменения этого норматива затрат от плотности сетки скважин относительно базового значения для типовой однотрубной системы сбора и транспорта нефти и газа. Для базового варианта с плотностью сетки 25 га на скважину коэффициент равен 1. Для вариантов с другими сетками скважин он принимается по данным, представленным в табл. 1, 2 (единица измерения коэффициентов изменения – доли единицы).
Для определения удельных капитальных затрат по другому направлению – в систему поддержания пластового давления – учтены следующие показатели: количество и стоимость блочных кустовых насосных станций, водозаборов, сепарационных установок и устьевого оборудования нагнетательных скважин, а также водоводов высокого и низкого давления.
Изменение нормативов удельных затрат в систему поддержания пластового давления в зависимости от систем разработки и плотности сетки скважин представлены в табл. 1, 2. Для варианта с плотностью 25 га/скв. коэффициент равен 1. Для других вариантов сеток скважин следует применять значения, указанные во второй строке в табл. 1, 2.
Расчет норматива на подготовку нефти, газа и очистные сооружения включает затраты на комплекс установок по подготовке нефти (УПН), технологические трубопроводы, пеногенераторные, термохимические установки, пенопроводы, площадки буферных емкостей, очистные сооружения УПН, резервуары-отстойники. Удельные затраты находятся в прямой зависимости от производительности соответствующих установок и их технических характеристик. Для практического применения нормативов этого направления используется зависимость коэффициентов их изменения от годовой производительности установок, представленная на рис. 2 [8, 9].
Расчет норматива в электроснабжение включает в себя затраты на трансформаторные подстанции, линии электропередачи и связи, подстанции для электроснабжения баз.
Расчет норматива в строительство баз включает в себя затраты на базы на месторождении по ремонту и обслуживанию электросетей и электрооборудования, по ремонту НКТ, базы комплектации, а также базы производственного обслуживания и базы управления капремонтом.
Расчет норматива в строительство дорог включает в себя затраты на автомобильные дороги на территории месторождения, подъездные автодороги к месторождению, к кустам скважин, лежневые дороги, межпромысловые и магистральные автодороги. Коэффициенты для этих трех нормативов также представлены в табл. 1, 2.
Расчет норматива в объекты систем управления включает затраты на АСУ ТП, а также структурные элементы цифрового месторождения. С 2016–2018 гг. крупные нефтегазовые компании начали внедрять на месторождениях цифровые технологии управления [10–12]. В настоящее время в РФ на месторождениях углеводородов уже применяются многофункциональные цифровые комплексы, которые позволяют осуществлять оперативное управление в режиме реального времени [12]. Норматив в это направление капитальных затрат определяется в целом по объекту разработки или по месторождению.
Ликвидационные затраты
После окончания разработки месторождения углеводородов на его территории остается ряд стационарных объектов, дальнейшая эксплуатация которых не предусматривается. Действующее законодательство содержит требование полной или частичной ликвидации (консервации) сооружений по истечении срока действия или при досрочном прекращении лицензии.
Проведение мероприятий по ликвидации скважин на протяжении всего периода разработки месторождений и особенно после его окончания требует значительных денежных средств. Финансирование ликвидационных работ необходимо осуществить практически сразу и в период, когда текущая рентабельность разработки достигает минимального уровня. В этой ситуации средств на ликвидацию объектов за счет текущей выручки от реализации продукции может быть недостаточно. Действующий регламент на проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений не предусматривает учет ликвидационных расходов в составе затрат на разработку месторождения, за исключением пользования недрами на условиях соглашения о разделе продукции. Отсутствие учета указанных затрат в проектных документах искажает технико-экономические показатели разработки месторождения. Необходимая сумма затрат на ликвидационные работы (ликвидационный фонд) складывается из затрат на ликвидацию скважин, объектов нефтепромыслового строительства, рекультивацию земель за вычетом дохода от реализации металлолома. Расчет затрат на ликвидацию скважин и рекультивацию земли может быть выполнен на основе расчета капитальных вложений по направлениям затрат. По укрупненным направлениям определены следующие нормативы на ликвидацию, которые можно использовать как типовые: сбор, транспорт и подготовка нефти и газа – 15 %, поддержание пластового давления – 21 %, электроснабжение – 10 %, прочие объекты – 9 % [2, 3, 7].
Затраты на инфраструктуру
Методический подход к формированию нормативов капитальных вложений предусматривает также включение затрат на социальное строительство, в которых должны определяться инвестиции в создание инфраструктуры. Отсутствие норматива капитальных вложений непроизводственного назначения ведет к занижению совокупных затрат, к неточности оценки технико-экономической эффективности освоения запасов нефти.
Для расчета удельных капитальных вложений непроизводственного назначения в социальное развитие нефтедобывающих регионов предложен методический подход, который предусматривает использование системы удельных нормативов и норм затрат по строительству непроизводственных объектов с учетом особенностей нефтедобывающего производственного процесса. Структура капитальных вложений непроизводственного назначения представлена на рис. 3 [8].
Для вычисления капитальных вложений социального назначения в строительство жилья, социально-бытовых и культурных объектов и др. необходимо в первую очередь выявить численность работающих при освоении месторождения. Последние определяются исходя из сложившихся на перспективу удельных трудовых норм затрат промышленного и непромышленного персонала в расчете на добывающую скважину. При этом обозначаются и учитываются предстоящие объемы работ основных и вспомогательных производствах с последующим переходом к расчету численности населения и затем к определению потребности жилищных, социально-бытовых и культурных объектов и стоимости их строительства
Расчет норматива непроизводственного назначения основан на оценке удельного показателя затрат в инфраструктуру (рис. 3) на одну вводимую добывающую скважину.
Таким образом, на основе проведенных исследований предложен методический подход по формированию нормативов капитальных вложений при разработке месторождений углеводородов с учетом использования разных систем разработки и плотности сетки эксплуатационных скважин.
