Лыдушорское нефтяное месторождение открыто в 1990 г. поисковой скв. № 300, где при испытании в эксплуатационной колонне получен фонтанный приток нефти дебитом 8,4 м3/сут через штуцер диаметром 3 мм. В 1993 г. была пробурена поисковая скв. № 301, где также был получен фонтанный приток нефти. Единственный объект разработки на месторождении – залежь нефти в рифогенных порово-кавернозных известняках верхнего девона (D3). Залежь нефти массивная, сводовая. Продуктивными являются пласты фаменского яруса верхнего девона.
Средняя мощность залежи 10,5 м, эффективная толщина 15 м. Месторождение относится к мелким с трудноизвлекаемыми запасами. Структура месторождения имеет высокую расчлененность и неоднородность пластов. Также оно содержит небольшие продуктивные толщи. Его лицензионная площадь составляет 27,3 км2 в зоне лесотундры в Печорской низменности.
Месторождение находится в 30 км южнее Мусюршорского и в 202 км к юго-востоку от г. Нарьян-Мара. Ближайшая железнодорожная станция – ст. Усинск, находится в 103 км к югу от месторождения. Расстояние до автодороги круглогодичного действия Харьяга-Усинск 56 км. Месторождение находится в стадии пробной эксплуатации [1].
Рассмотрим экономическую оценку вариантов разработки и промышленных запасов Лыдушорского месторождения с выбором наиболее целесообразного варианта с учетом действующих законодательных актов РФ и основных международных положений [2–7].
В соответствии с техническим заданием на проектирование Лыдушорского месторождения были рассчитаны три технологических варианта с определением очередности ввода их в разработку на начало 2015 года.
Вариант 1. Разработка залежей пласта текущим фондом скважин (6 скважин) и бурение трех скважин в пределах 500 м от существующих скважин. Для варианта было сделано допущение, что система ППД (поддержки пластового давления) заводнением не вводится и месторождение эксплуатируется на режиме истощения.
Вариант 2. Для варианта было сделано допущение, что на месторождении будет пробурено 18 нефтедобывающих скважин с кислотной обработкой и 10 водонагнетательных скважин. На месторождении также предусмотрен запуск системы ППД.
Вариант 3. Для варианта было сделано допущение, что будет пробурено 9 горизонтальных добывающих скважин, 9 водонагнетательных скважин, одна вертикальная скважина из текущего фонда впоследствии переводится в нагнетательный фонд. На месторождении также предусмотрен запуск системы ППД.
Предлагаемые варианты разработки Лыдушорского месторождения основаны на утвержденных и представленных к конкурсу запасах нефти.
Методика оценки вариантов при проектировании разработки месторождения включает проведение расчетов по основным направлениям капитальных затрат: бурение скважин, оборудование, не входящее в сметы строек, и нефтепромысловое обустройство с последующей расшифровкой каждой группы по составляющим направлениям и объектам строительства [8].
Капитальные вложения в бурение скважин определяются по целям бурения отдельно для добывающих, нагнетательных и резервных скважин исходя из их количества и стоимости строительства.
Капитальные вложения в объекты нефтепромыслового строительства включают затраты: на оборудование скважин под эксплуатацию, комплекс сбора и транспорта нефти и газа, подготовку нефти, ППД, строительство баз, ЛЭП, КИП, промводснабжение и канализацию, а также в резерв в другие неучтенные объекты и работы.
Капитальные вложения в оборудование, не входящие в сметы строек, рассчитываются отдельно для буровых организаций, нефтедобычи и прочих предприятий.
Эксплуатационные расходы определяются по однородным экономическим элементам в разрезе сметы затрат и разделяются на условно-постоянные и условно-переменные. Налоговые отчисления и платежи учитываются в составе себестоимости добычи нефти и цене продукции [6].
Экономическая оценка вариантов разработки месторождения определялась при реализации продукции нефти в объеме 60 % на внутреннем рынке и 40 % – на внешнем, по устойчивым ценам соответственно 36 и 50 долларов за баррель за лицензионный срок оценки проекта.
Расчет критериев эффективности вариантов разработки проводился с учетом коэффициента дисконтирования 10 %.
Капитальные и эксплуатационные затраты были рассчитаны на основании полученных данных от ООО «НК «Северное Сияние».
В составе капитальных вложений были учтены затраты на бурение новых скважин и их обустройство. Стоимость эксплуатационных и нагнетательных скважин была принята в размере 120 млн руб. Стоимость горизонтальных скважин составила 195 млн руб. Затраты на монтаж и запуск системы ППД составили 300 млн руб.
Также было сделано предположение, что для подготовки добытой продукции будет использована инфраструктура Мусюршорского месторождения. Таким образом, для организации транспортировки продукции с Лыдушорского на Мусюршорское месторождения потребуются: многофазная насосная станция – 249 млн руб.; трубопровод протяженностью 25 км – 375 млн руб.
При рассмотрении фиксированных эксплуатационных затрат было выявлено, что наибольшая часть приходится на Мусюршорское месторождение. Таким образом, учитывая существующую инфраструктуру Мусюршорского месторождения, его близость к Лыдушорскому участку недр, было сделано предположение, что при дальнейшей разработке последнего относимые на него фиксированные эксплуатационные затраты будут несущественными и составят 30 млн руб. в год. Переменные эксплуатационные затраты были приняты на уровне 120 руб. на одну тонну добытой нефти.
Налоговая система принималась с учетом Налогового кодекса РФ.
Сравнение вариантов проекта и выбор лучшего из них производились с использованием показателей экономической эффективности [6, 7]:
- чистый дисконтированный доход (ЧДД);
- индекс рентабельности (PI);
- внутренняя норма доходности (IRR);
- срок окупаемости.
Дополнительными показателями оценки вариантов были приняты [9]:
· дополнительный выход продукции на рубль инвестиций;
· снижение себестоимости продукции в расчете на рубль инвестиций;
· увеличение прибыли в расчете на рубль инвестиций.
Рассмотрим три последних критерия подробней.
Влияние внедрения предложенного варианта на объем добычи нефти
Для характеристики эффективности действия инвестиции на увеличение валового объема производства продукции применяют показатель «дополнительный выход продукции на рубль инвестиций».
Формула для расчета:
где GPi – дополнительный выход продукции на рубль инвестиций, долей единиц;
GPисх – валовой объем производства продукции при исходных инвестициях по базовому варианту расчетов (вариант 1), рублей;
GPдоп – валовой объем производства продукции при дополнительных инвестициях в альтернативных вариантах (вариант 2 или вариант 3), рублей;
I – сумма дополнительных инвестиций (разница между альтернативным вариантом и базовым), рублей.
Влияние реализации варианта на себестоимость добычи нефти
Для характеристики эффективности действия инвестиции на снижение себестоимости применяют показатель «Снижение себестоимости продукции в расчете на рубль инвестиций».
Формула для расчета:
где RPi – снижение себестоимости продукции в расчете на рубль инвестиций, долей единиц;
Сисх – себестоимость единицы продукции соответственно при исходных капитальных вложениях по базовому варианту (вариант 1), рублей;
Сдоп – себестоимость единицы продукции соответственно при дополнительных капитальных вложениях в альтернативных вариантах (вариант 2 или вариант 3), рублей;
Qдоп – годовой объем производства продукции в натуральном выражении после дополнительных инвестиций (разница между альтернативным вариантом и базовым), тонн;
I – сумма дополнительных инвестиций (разница между альтернативным вариантом и базовым), рублей.
Влияние реализации варианта на финансовые результаты деятельности предприятия
Для характеристики эффективности действия инвестиции на увеличение объема прибыли применяют показатель «Увеличение прибыли в расчете на рубль инвестиций».
Формула для расчета:
где Pi – увеличение прибыли в расчете на рубль инвестиций, долей единиц;
Pисх – прибыль на единицу продукции до дополнительных инвестиций по базовому варианту расчетов (вариант 1), рублей;
Pдоп – прибыль на единицу продукции после дополнительных инвестиций в альтернативных вариантах (вариант 2 или вариант 3), рублей;
Qдоп – годовой объем производства продукции в натуральном выражении после дополнительных инвестиций (разница между альтернативным вариантом и базовым), тонн;
I – сумма дополнительных инвестиций (разница между альтернативным вариантом и базовым).
Результаты экономических показателей приведены в таблице и отражены на графиках 1 и 2. Анализ результатов показывает, что вариант 2 неэффективен. Из трех представленных вариантов при принятых ценах 2015 года наиболее экономически эффективным является вариант 3. При этом величина чистого дисконтированного дохода является положительной и составляет 1493 млн рублей, IRR = 26 %, индекс доходности составляет 1,92 ед., срок окупаемости равен 7 годам.
Оценка основных технико-экономических показателей разработки позволила рекомендовать к внедрению вариант 3. На рисунке 2 показан анализ чувствительности проектных показателей по рекомендуемому варианту [6]. Из анализа результатов следует, что наибольшее влияние на экономическую эффективность варианта оказывают изменение добычи нефти и изменение цен внутреннего и внешнего рынка, затем величина капитальных вложений. Изменение эксплуатационных расходов (текущих затрат) оказывает наименьшее влияние.
Таким образом, принятые инвестиционные решения по месторождению рассчитаны на длительные периоды времени и опираются на прогнозные оценки будущих затрат и доходов. При этом по разработанной экономической методике был сделан выбор наиболее экономически эффективного варианта разработки рассматриваемого месторождения на основе максимизации основных оценочных критериев.
Статья подготовлена по результатам научных исследований, выполненных в рамках 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.
