Нефтегазовый сектор является базовым для стран, обладающих запасами углеводородного сырья, что играет важнейшую роль в формировании доходов государственного бюджета и народного хозяйства. Главной целью реализации нефтегазовых проектов для минерально-сырьевого сектора состоит в обеспечении того, чтобы государство получало соответствующую плату за свои природные ресурсы и распределяло доходы при их эксплуатации так, чтобы содействовать инвестициям в разработку месторождений природных углеводородов с целью устойчивого экономического роста в стране.
Для нефтегазодобывающей отрасли обоснование прогноза развития добычи нефти и эффективное использование ресурсов и запасов месторождения – это основная цель многостадийного проектирования. Прогнозные показатели включаются в технико-экономическое обоснование (ТЭО), технологические схемы, проекты, что и создает реальную предпосылку для разработки проектных документов на единой методологической и критериальной основе [1–3].
Таким образом, необходимость в комплексном экономико-информационном подходе, включающем вопросы проведения и использования результатов экономической оценки эффективности разработки нефтегазовых месторождений, в настоящее время является особенно актуальной.
Обоснованность и надежность выбора направлений инвестиций в нефтегазодобывающий комплекс можно повысить путем дальнейшего развития и совершенствования теоретической и методической основы оценки вариантов разработки в проектных решениях.
Задачей анализа экономической эффективности нефтегазовых инвестиционных проектов является расчет основных экономических показателей оценки вариантов разработки месторождений и выбор оптимального варианта при возможно полном извлечении из пластов запасов природных углеводородов.
При составлении моделей расчетов экономических показателей и оценки вариантов разработки, учитывается принципиальная особенность принадлежности месторождений, пластов, эксплуатационных объектов к двум основным группам. Новые месторождения, пласты и объекты с растущей добычей и «старые» разрабатываемые, со снижающейся добычей нефти. В экономические расчеты, оценку и сравнение вариантов обязательно включается вариант с ранее утвержденным при подсчете запасов нефти коэффициентом нефтеотдачи. Сравнение показателей проводится в динамике, по периодам разработки и за экономически обоснованный проектный срок оценки. При этом сопоставляются следующие основные технико-экономические показатели и критерии оценки вариантов: плотность сетки скважин, срок разработки, коэффициент нефтеотдачи, количество скважин, извлекаемые запасы, максимальный уровень добычи (проектная мощность), капитальные вложения по источникам финансирования, эксплуатационные расходы с выделением амортизации и заработной платы, чистый дисконтированный доход, внутренняя норма доходности, срок возмещения (окупаемости) первоначального капитала, а также определение дохода государства с учетом действующих налоговых моделей [1–3].
Следует отметить, что технологические особенности разработки нефтегазовых месторождений легли в основу создания информационной базы данных нормативных показателей капитальных и эксплуатационных затрат с возможностью функционирования информационной модели в отраслевой системе [4–8].
База данных включает капитальные затраты в буровых работах. К ним относятся затраты на центрифуги, вибросита, специальные растворы и химреагенты для повышения эффективности и экологичности нефтяного промысла. Также предусматриваются затраты на использование обсадных труб, устьевого оборудования и оборудования для заканчивания скважин, а также затрат на применение буровых станков, оснащенных верхними силовыми приводами.
Состав капитальных затрат в обустройство промысла включает в себя затраты в оборудование скважины под эксплуатацию, затраты в комплекс сбора и транспорта нефти и газа, затраты на закачку рабочего агента и затраты по объектам общего назначения (электроснабжение и связь, автоматизация и телемеханизация, автодорожное строительство, базы и промводснабжение).
В эксплуатационные расходы на добычу продукции входят условно-постоянные затраты на капитальный ремонт и обслуживание скважин, затраты на заработную плату и прочие условно-постоянные затраты. Условно-переменные затраты включают в себя расходы на вспомогательные материалы, топливо и энергетические затраты.
Также в состав базы данных входят нормы налоговых отчислений и платежей, включаемых в соответствии с Налоговым кодексом РФ [9–11].
На основании методики экономической оценки вариантов разработки месторождений углеводородов, была разработана база знаний, включающая модели расчета технико-экономических показателей в нефтегазовых инвестиционных проектах. Модель базы знаний основана на опыте технико-экономической оценки месторождений нефти и газа как у нас в стране, так и за рубежом. В базу знаний был включен ряд налоговых моделей одних из крупнейших нефтегазодобывающих стран как инструментов для формирования наиболее эффективных вариантов разработки зарубежных месторождений с использованием механизмов компьютерного моделирования [8].
Система обеспечивает оперативное и качественное проведение экономических расчетов по многочисленным вариантам и подвариантам с выбором оптимального решения, определяющего стратегию и прогноз развития добычи нефти, что в период цифровизации нефтегазодобывающей отрасли является наиболее актуальным.
Проведение вычислений в системе основано на доходном подходе, который предусматривает определение чистого дисконтированного дохода недропользователя и государства как основного критерия оценки.
В качестве примера применения разработанной системы приведем технико-экономическую оценку освоения Ольховского месторождения Пермского края. Это месторождение относится к старым разрабатываемым месторождениям, освоение которого было начато с конца 60-х годов прошлого столетия [8].
В соответствии с действующей классификацией Ольховское месторождение по величине начальных извлекаемых запасов относится к категории средних со сложным геологическим строением. Ольховское месторождение является многопластовым и в геологическом отношении достаточно изучено. В соответствии с действующим проектным документом ОАО «Лукойл» «Дополнение к технологической схеме разработки Ольховского месторождения» на месторождении было выделено пять эксплуатационных объектов:
- Пласт 1 – С1t (Т) (Ольховский купол);
- Пласт 2 – С1tl-C1bb-C1rd (Тл+Бб+Мл) (Ольховский купол);
- Пласт 3 – С1tl-C1bb (Тл+Бб) (Северо-Восточный купол);
- Пласт 4 – C2b (Бш) (Ольховский купол);
- Пласт 5 – P1s (См) (Ольховский купол, район скважины 302).
Выделение эксплуатационных объектов было проведено на основе уточненных фильтрационных параметров продуктивных пластов, физико-химических свойств насыщающих их флюидов, текущего состояния разработки объектов, опыта проектирования разработки аналогичных залежей на месторождениях Пермского региона, а также критериев выделения эксплуатационных объектов на нефтегазовых месторождениях.
С учетом фактических показателей разработки этого месторождения вплоть до 2021 года был составлен экономический прогноз его освоения начиная с 2022 года за рентабельной срок разработки в 25 лет.
Экономическая оценка эффективности разработки Ольховского месторождения выполнена по пяти эксплуатационным объектам (пластам) с применением комплексной экономической методики освоения запасов месторождений природных углеводородов, разработанной в ИПНГ РАН [6].
Геолого-технологическая характеристика объектов разработки и основные технологические показатели Ольховского месторождения по отдельным объектам (пластам) начиная с 2022 года показаны в табл. 1, 2.
Ниже представлена информация по освоению остаточных запасов нефти Ольховского месторождения по разрабатываемым пластам.
Для пласта 1 предусматривается сокращение капитальных затрат за счет замены бурения боковых стволов (БС) на организацию технологии одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и одновременно-раздельной закачкой (ОРЗ) с пластом 2. Система воздействия на объект – очагово-избирательное заводнение. Вариантом предусмотрено бурение 8 добывающих скважин и трех нагнетательных скважин.
Для пласта 2 предусматривается сокращение капитальных затрат за счет замены бурения части наклонно-направленных скважин (ННС) на БС и на организацию технологии ОРЭ и ОРЗ с объектом С1t (Т). Для подбора технологии освоения скважин предусмотрено испытание технологии гидроразрыва пласта (ГРП) с применением жидкости разрыва на углеводородной основе в рамках опытно-промышленных работ (ОПР). Предусмотрено бурение 14 добывающих скважин и 7 нагнетательных скважин.
Общий фонд – 90 скважин, в том числе 66 добывающих, 24 нагнетательных.
Плотность сетки с учетом скважин, выбывших из эксплуатации после отработки запасов, составит 11,9 га/скв.
Для пласта 3 предусматривается сокращение капитальных затрат за счет замены бурения ННС и боковых стволов на бурение горизонтальных скважин и бокового ствола с горизонтальным окончанием. Предусмотрено бурение 7 добывающих скважин (3ГС) и 4 нагнетательных скважин.
Общий фонд – 13 скважин, в том числе: добывающих – 9, нагнетательных – 4.
Плотность сетки с учетом скважин, выбывших из эксплуатации после отработки запасов, составит 27,9 га/скв.
Для пласта 4 предусматривается разработка действующим по состоянию на 01.01.2022 г. фондом скважин.
Общий фонд скважин – 4.
Пласт 5 не разрабатывался, запасы оценены по категории В2. В связи с этим рассмотрена разработка пробуренным фондом скважин с бурением одной добывающей скважины. Общий фонд – три добывающих скважины.
Плотность сетки составит 156,0 га/скв.
Расчетные технико-экономические показатели многопластового месторождения с применением отраслевой системы с учетом двух налоговых моделей показаны на рисунках 1 и 2.
Суммарный вариант разработки месторождения в целом включает в себя сумму вариантов по пяти объектам. Накопленная добыча нефти за проектный период по суммарному варианту – 3 183 тыс. т, величина чистого дохода – 3 114 млн руб., величина чистого дисконтированного дохода недропользователя (за проектный срок при норме дисконта 10 %) – 416 млн руб., доход государства – 32 499 млн рублей, дисконтированный доход государства – 4 341 млн рублей.
Одной из актуальных проблем экономической оценки проектов разработки нефтегазовых месторождений является учет налоговой составляющей в расходах инвестора (нефтегазовой компании). Получение дохода государства и нефтегазовых компаний от разработки месторождений по добыче углеводородного сырья зависит от применения оптимального налогового режима, учитывающего интересы обеих сторон.
Так, при экономической оценке остаточных запасов многопластового Ольховского месторождения с применением налогового режима НДПИ чистый дисконтированный доход относительно небольшой (рис. 1). Наиболее экономически эффективной является разработка первых трех пластов, а разработка пласта 4 и пласта 5 находится на грани экономической рентабельности. Как было отмечено, в соответствии с Налоговым кодексом РФ при выработанности запасов более 80 % по месторождению возможен переход от налогового режима НДПИ к налоговому режиму НДД [9–11].
В проведенных исследованиях данный подход применим к пласту 1 и пласту 4, выработанность которых в течение прогнозного периода с определенного момента превышает 80 % (рис. 2).
На примере разработки Ольховского месторождения показано, что применение налогового режима НДД при разработке 1 и 4 пластов позволило значительно повысить суммарный дисконтированный доход недропользователя (914 млн руб.) при незначительном снижении суммарного дисконтированного дохода государства (4 112 млн руб.).
Таким образом, на основе анализа результатов проведенных исследований показано, что при оценке технико-экономической эффективности разработки многопластовых месторождений углеводородов необходимо учитывать возможность применения различных налоговых режимов.
Отметим, что применяемые экономико-информационные технологии обеспечивают компьютерную композицию оптимальной системы разработки месторождений на основе оценки основных технико-экономических критериев по вариантам разработки, а также по нефтегазовому инвестиционному проекту в целом. Результатом экономической оценки является выявление наиболее рационального варианта разработки месторождения, отвечающего достижению оптимального экономического решения при возможно полном извлечении из пластов запасов нефти при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды.
Статья подготовлена по результатам научных исследований, выполненных в рамках государственного задания по теме: «Фундаментальный базис энергоэффективных, ресурсосберегающих и экологически безопасных, инновационных и цифровых технологий поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений, исследование, добыча и освоение традиционных и нетрадиционных запасов и ресурсов нефти и газа; разработка рекомендаций по реализации продукции нефтегазового комплекса в условиях энергоперехода и политики ЕС по декарбонизации энергетики (фундаментальные, поисковые, прикладные, экономические и междисциплинарные исследования)» (№ в РОСРИД 122022800270-0).
Литература
1. Желтов Ю.П., Золотухин А.Б., Пономарева И.А. Методы прогнозирования развития нефтегазового комплекса / М.: Наука. 1991, 230 с.
2. Дунаев В.Ф., Максимов А.К. Методы оценки экономической эффективности доразработки нефтяных и газонефтяных месторождений // Нефть, газ и бизнес. – 2000. – № 2. – С. 59–63.
3. Родионова Л.Н., Карамутдионова Д.М. Особенности оценки инвестиционных проектов в нефтяной отрасли // Экономика и управление народным хозяйством. – 2015. – № 9 (130). – С. 50–54.
4. Поспелов Г.С. Искусственный интеллект – основа новой информационной технологии. М: Наука. 1988, 280 c.
5. Вагин В.Н. Дедукция и обобщение в системах принятия решений / М.: Наука. 1988, 384с.
6. Гаврилова Т.А., Хорошевский В.Ф. Базы знаний интеллектуальных систем. СПб.: Питер. 2000, 200 с.
7. Пономарева. И.А, Богаткина Ю.Г. Совершенствование нормативно-налоговой системы для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2014. – №1. – С. 6–9.
8. Богаткина Ю.Г. Оценка эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли с использованием механизмов автоматизированного моделирования / М.: Макс-Пресс. 2020, 248 с.
9. ФЗ РФ от 21.02.1992 г. № 2395-1 «О недрах» (редакция от 01.04.2022 г.) [Электронный ресурс] URL:https://legalacts.ru/doc/zakon-rf-ot-21021992-n-2395-1-o/(дата обращения: 2022-03-11).
10. Налоговый кодекс Российской Федерации. Части первая и вторая: текст с посл. изм. и доп. на 1 февраля 2022 г. [Электронный ресурс]. URL:https://nalog.garant.ru/fns/nk (дата обращения: 2022-03-11).
11. Закон о включении в периметр НДД 86 участков недр (редакция от 28.06.2022 г.) [Электронный ресурс] https://1prime.ru/energy/20220628/837319563.html?ysclid=l5tk82pmar863095743.
