Ключевые слова. добыча нефти и газа, фонд скважин, технико-экономическая оценка разработки месторождений нефти и газа, критерий экономической оценки, эксплуатационные затраты, капитальные вложения, норма затрат, удельные затраты.
Ресурсы и запасы нефти и газа являются всеобщим достоянием и должны эффективно использоваться государственными и коммерческими структурами на взаимовыгодных условиях в соответствии с законодательными актами Российской Федерации.
Проблемы технико-экономической оценки эффективности разработки месторождений заключаются в необходимости использования большого объема информации и постоянном ее обновлении, поскольку каждое месторождение уникально и имеет свои геолого- промысловые особенности и технологию разработки, удельные нормы капитальных и эксплуатационных затрат, а также налоговые модели.
При технико-экономической оценке разработки месторождений выделяется базовая добыча, то есть добыча от действующего фонда скважин, добыча от нового бурения, геолого-технических мероприятий и методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Такое разделение позволяет увидеть технико-экономическую эффективность разработки месторождений на различных этапах их освоения.
Структура технико-экономических расчетов является иерархической и может меняться в зависимости от степени изученности и разведанности месторождений, а также от возможного изменения объемов и содержания исходной геолого-технологической и экономической информации.
Для решения этих задач используются единые для всех компаний подходы. Предполагается считать экономику в реальных ценах, проводить расчет капитальных вложений, эксплуатационных затрат, налогов и экономических критериев с учетом современных методических требований действующих в РФ по единой ставке дисконтирования в 10 %, а при высокой инфляции применять ставку дисконтирования 15 % и также проводить анализ чувствительности экономических прогнозов.
В соответствии с современными требованиями по составлению проектных документов [1–3] в ИПНГ РАН была разработана модель расчета капитальных и эксплуатационных затрат, а также налогов и экономических критериев для проведения технико-экономической оценки разработки месторождений нефти и газа [4, 5].
Основной критерий экономической оценки варианта разработки месторождения, величина чистого дисконтированного дохода (ЧДД), которая рассчитывается по следующей формуле:
ЧДДt = (Вt - (Зкt + Зэрt - Аnt) - Нналt·(1/(1+Е))t, (1)где
Вt – выручка от реализации продукции на внешнем и внутреннем рынках,;
Зкt – капитальные вложения;
Зэрt – эксплуатационные расходы;
Аnt – амортизация основных фондов;
Нналt – налоговые отчисления и платежи, не входящие в состав себестоимости; Е – норма дисконта.
В случаях высокого политического и экономического риска норму дисконта при расчете ЧДД следует увеличивать и принимать выше 10 % с учетом банковских ставок Центрального банка России в период высокой инфляции. Ниже рассмотрены основные элементы затрат для расчета технико-экономической оценки эффективности разработки месторождений углеводородов, кроме налогов, которые необходимо рассматривать отдельно.
Капитальные вложения
Капитальные вложения (Зк) складываются из затрат на геологоразведку, бурение скважин добывающих и нагнетательных, бурение боковых стволов, затрат на многоразовую зарезку боковых стволов, затрат на проведение одноразовых и многоразовых гидроразрывов в процессе бурения в случаях повышения нефте- и газоотдачи, затрат на оборудование, не входящее в сметы строек, а также затрат на обустройство промысла с учетом методов повышения пластового давления и методов увеличения нефте- и газоотдачи, затрат на экологию, а также затрат на реализацию проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа.Затраты на геолого-разведочные работы
Поисково-разведочное бурение (Зврt)Зврt = Nрt ˙Кр˙Нiр, (2)
где
Nрt – количество разведочных скважин;
Кр – удельные затраты на бурение разведочной скважины, руб./м;
Нiр – средняя глубина разведочной скважины, м.
Сейморазведка 2D (З2D):
З2D = К2D˙S, (3)
где
К2D – удельные затраты на сейсморазведку 2D, руб./км;
S – площадь сейсморазведки, кв. км.
Сейморазведка 3D (З3D):
З3D = К3D˙V, (4)
где
К3D – удельные затраты на сейсморазведку 3D, руб./кв. км;
V – площадь сейсморазведки, кв. км.
Затраты на бурение добывающих и нагнетательных скважин
Бурение вертикальных нефтяных или газовых добывающих скважин (Звдсt)Nвдсt
Звдсt = ∑Нбвit Кбв, (5)
i = 1
где
Nвдсt – количество вводимых в эксплуатацию вертикальных добывающих нефтяных или газовых скважин;
Кбв – удельные затраты на бурение вертикальной нефтяной или газовой добывающей скважины, руб./м;
Нбвit – глубина i – той вертикальной нефтяной или газовой добывающей скважины, м.
Бурение наклонно направленных нефтяных или газовых добывающих скважин (Зндсt):
Nндсt
Зндсt = ∑Нбндсit Кбндс, (6)
i = 1
где
Nндсt – количество вводимых в эксплуатацию наклонно направленных добывающих нефтяных или газовых скважин;
Кбндс – удельные затраты на бурение наклонно направленной нефтяной или газовой добывающей скважины, руб./м;
Нбндсit – глубина i – той наклонно направленной нефтяной или газовой добывающей скважины, м
Бурение горизонтальных нефтяных или газовых добывающих скважин (Здгt)
Nдгt
Здгt = ∑Нбдгit Кбдг, (7)
i=1
где
Nдгt – количество вводимых в эксплуатацию горизонтальных добывающих нефтяных или газовых скважин;
Кбдг – удельные затраты на бурение горизонтальной нефтяной или газовой добывающей скважины, руб./м;
Нбдгit – глубина i – той горизонтальной нефтяной или газовой добывающей скважины, м.
Бурение вертикальных нефтяных или газовых нагнетательных скважин (Звнt)
Nвнt
Звнt = ∑Нбвнit Кбвн, (8)
i = 1
где
Nвнt – количество вводимых в эксплуатацию вертикальных нагнетательных нефтяных или газовых скважин;
Кбвн – удельные затраты на бурение вертикальной нефтяной или газовой нагнетательной скважины, руб./м;
Нбвнit – глубина i -той вертикальной нефтяной или газовой нагнетательной скважины, м.
Бурение наклонно направленных нефтяных или газовых нагнетательных скважин (Зннсt)
Nннсt
Зннсt = ∑Нбннсit Кбннс, (9)
i = 1
где
Nннсt – количество вводимых в эксплуатацию наклонно направленных нагнетательных нефтяных или газовых скважин;
Кбннс – удельные затраты на бурение наклонно направленной нефтяной или газовой нагнетательной скважины, руб./м;
Нбннсit – глубина i -той наклонно направленной нефтяной или газовой нагнетательной скважины, м.
Бурение горизонтальных нефтяных или газовых нагнетательных скважин (Згнt)
Nгнt
Згнt = ∑Нбгнit Кбгн, (10)
i = 1
где
Nгнt – количество вводимых в эксплуатацию горизонтальных нагнетательных нефтяных или газовых скважин
Кбгн – удельные затраты на бурение наклонно-направленной нагнетательной нефтяной или газовой скважины, руб./м
Нбгн – глубина i – той горизонтальной нефтяной или газовой нагнетательной скважины, м
Затраты на бурение одноразовой и многоразовой зарезки боковых и горизонтальных стволов
Бурение боковых стволов (Збсt)Nбсt
Збсt = ∑Нбсit Кбс, (11)
i = 1
где
Nбсt – количество боковых стволов нефтяных или газовых скважин;
Кбс – удельные затраты на бурение боковых стволов нефтяной или газовой скважины, руб./мiii;
Нбсit – глубина i -то бокового ствола нефтяных или газовых скважин, м.
Многоразовая зарезка горизонтального ствола (Змбсt)
Nгсt
Змбсt = ∑Нмгсit Кмгс, (12)
i = 1
где
Nгсt – количество горизонтальных стволов нефтяных или газовых скважин;
Кмгс – удельные затраты на бурение горизонтального ствола нефтяной или газовой скважины, руб./м;
Нмгсit – глубина i – того горизонтального ствола нефтяной или газовой скважины, м.
Затраты на проведение одноразовых и многоразовых гидроразрывов в процессе бурения (Згрпt)
Nt
Згрпt = ∑Нопit Кгрпi, (13)
i = 1
где
Кгрпi – удельные затраты на проведение ГРП в i -той скважине, тыс. руб./скв. опер.;
Nt – количество скважин;
Нопit – количество операций ГРП в i -той скважине.
Затраты на оборудование, не входящее в сметы строек (Зобt)
Зобt = Зобсt+ Зорэt+ Ззобдt (14)
для оборудования добывающей нефтяной или газовой скважины (Зобсt)
Зобсt = Nдt˙Кобнд + Nнt˙Кобнн (15)
где
Кобнд – удельные затраты на оборудование, не входящее в сметы строек для добывающей нефтяной или газовой скважины, тыс. руб./скв.;
Nдt – количество вводимых в эксплуатацию добывающих скважин;
Кобнн – удельные затраты на оборудование, не входящее в сметы строек для нагнетательной нефтяной или газовой скважины, тыс. руб./скв.;
Nнt – количество вводимых в эксплуатацию нагнетательных скважин
для одновременно-раздельной эксплуатации добывающей скважины (Зорэ).
Зорэt = Nдt˙Корд + Nнt˙Корз (16)
где
Корд – удельные затраты на оборудование, не входящее в сметы строек для одновременно-раздельной эксплуатации добывающей нефтяной или газовой скважины, тыс. руб./скв.;
Корз – удельные затраты на оборудование, не входящее в сметы строек для одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной нефтяной или газовой скважины, тыс. руб./скв.
Замена оборудования для добывающей нефтяной или газовой скважины (Ззобдt)
Ззобдt = Nдt˙Кзобд + Nнt˙Кзобн (17)
где
Кзобд – удельные затраты на оборудование, не входящее в сметы строек для замены оборудования добывающей нефтяной или газовой скважины, тыс. руб./скв.;
Кзобн – удельные затраты на оборудование, не входящее в сметы строек для замены оборудования нагнетательной нефтяной или газовой скважины, тыс. руб./скв.
Затраты на обустройство промысла (Зобуст)
Зобуст = Nдt (Кстн + Кптн + Кстг + Кптг) + Nнt˙Кппд + Nнt Кмунt + Знпсt (18)
где
Кстн – удельные затраты на сбор и транспорт нефти и попутного нефтяного газа, тыс. руб./скв.;
Кптн – затраты на подготовку нефти и попутного нефтяного газа к транспорту и очистные сооружения, тыс. руб./скв.;
Кстг – затраты на сбор и транспорт газа и конденсата, тыс. руб./скв.;
Кптг – затраты на подготовку газа и конденсата к транспорту по объектам сооружения, тыс. руб./скв.;
Кппд – удельные затраты на поддержание пластового давления, тыс. руб./скв.;
Кмунt – удельные затраты на применение методов увеличения нефтеотдачи, тыс. руб./скв.;
Знпсt – затраты на нефтепромысловое строительство, тыс. руб.
Затраты на нефтепромысловое строительство (Знпсt)
Знпсt = Nдt˙(Кэнер + Кбаз + Кадор + Кавтом + Кинфр + Кпр) + Зэкоt (19)
где
Кэнер – удельные затраты на оборудование для скважин, тыс. руб./скв.;
Кбаз – удельные затраты на строительство баз, тыс. руб./скв.;
Кадор – удельные затраты на строительство автомобильных дорог, тыс. руб./скв.;
Кавтом – удельные затраты на связь, комплексную автоматизацию и корпоративные вычислительные сети, тыс. руб./скв.;
Кинфр – удельные затраты на внешнюю инфраструктуру, тыс. руб./скв.;
Кпр – прочие удельные затраты, тыс. руб./скв.;
Зэкоt – затраты на объекты экологии и промышленной безопасности, тыс. руб./скв.
Затраты на охрану окружающей среды (Зэкоt)
Зэкоt = Кэко ˙ (Nдt + Nнt) + Зппгt (20) м где
Кэко – удельные затраты на объекты экологии и промышленной безопасности (учитывается плата за выбросы в атмосферу, сбросы в водоемы и размещение отходов), тыс. руб/скв.;
Зппгt – затраты на реализацию проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа, тыс. руб.
Затраты на реализацию проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа (Зппгt)
Зппгt = Кппг ˙ (Nдt + Nнt) (21)
где
Кппг – удельные затраты на реализацию проектов по полезному использованию попутного нефтяного газа.
К этим затратам относятся затраты по следующим направлениям:
а) проектирование, строительство и реконструкция систем сбора, подготовки и транспортировки попутного нефтяного газа;
б) проектирование, строительство и реконструкция установок по выработке электрической энергии и тепла, в качестве топлива для которых используются попутный нефтяной газ или продукты его переработки, а также строительство и реконструкция связанных с этими установками распределительных электрических сетей и подстанций;
в) проектирование, строительство и реконструкция установок по переработке попутного нефтяного газа, а также мощностей по отгрузке товарной продукции;
г) проектирование, строительство и реконструкция объектов по закачке попутного нефтяного газа, включая закачку в газовые шапки, пласты, естественные и искусственные подземные хранилища газа;
д) проектирование, строительство и реконструкция объектов и систем по повышению нефтеотдачи пластов, использующих попутный нефтяной газ;
е) оборудование факельных установок нефтегазодобывающих организаций высокоинтенсивными камерами сгорания с минимальным количеством выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух (бездымное сгорание).
Эти затраты рассчитываются для каждого проекта индивидуально.
Эксплуатационные расходы
Эксплуатационные расходы делятся на условно-постоянные и условно-переменные. Первые включают в себя удельные затраты на среднегодовое количество скважин, вторые включают удельные нормы затрат на объемные показатели добычи.
Условно-постоянные эксплуатационные затраты
Капитальный и текущий ремонт скважин (Зктрдt)Зктрдt = (Экрд + Этрд)˙ДФдоб.сквt + (Экрн + Этрн)˙ДФнаг.сквt (22)
где
Экрд – удельные затраты на капитальный ремонт добывающих скважин, тыс. руб./ДФдоб.скв.;
ДФдоб.сквt – среднегодовое количество действующих добывающих скважин;
Экрн – удельные затраты на капитальный ремонт нагнетательных скважин, тыс. руб./ДФнаг.скв.;
ДФнаг.сквt – среднегодовое количество действующих нагнетательных скважин;
Этрд – удельные затраты на текущий ремонт добывающих скважин, тыс. руб./ДФдоб.скв.;
Этрн – удельные затраты на текущий ремонт нагнетательных скважин, тыс. руб./ДФнаг.скв.
Обслуживание добывающих и нагнетательных скважин с технологией ОРД (Зорд)
Зордt = Эорд˙ДФдоб.сквt + Эорз˙ДФнаг.сквt, (23)
где
Эорд – удельные затраты на обслуживание добывающих скважин с технологией ОРД, тыс. руб./ДФдоб.скв.;
Эорз – удельные затраты на обслуживание нагнетательных скважин с технологией ОРЗ, тыс. руб./ДФнаг.скв.
Затраты для расчета фонда оплаты труда (Зфотt)
Зфотt = Эфот˙ДФСсквt +Эаупt + Зопt (24)
где
Эфот – удельные затраты на фонд оплаты труда, тыс. руб./ДФСскв.;
ДФСскв. – (общий) среднегодовое количество действующих (добывающих и нагнетательных) скважин;
Эаупt – затраты на административно-управленческий персонал, тыс. руб. (определяется по внутренним нормативам);
Зопt – фонд з/пл обслуживающего персонала производственного персонала, тыс. руб.
Цеховые и прочие расходы (Зцпрt)
Зцпрt = (Эцех + Эпроч )˙ДФдоб.сквt, (25)
Эцех – удельные затраты на цеховые расходы, тыс. руб./ДФдоб.скв.;
Эпроч – удельные затраты на прочие расходы, тыс. руб./ДФдоб.скв.
Затраты на проведение методов повышения нефтеотдачи (Змун)
Змунt = Эмпн˙ Nдоб.лсквt ˙ N мпнt (26)
Эмпн – удельные затраты на внедрение методов повышения нефтеотдачи, тыс. руб./доб.лскв.;
N мtпн – количество операций при внедрении методов повышения нефтеотдачи.
Затраты на ликвидацию скважин (Зликt)
Зликt = Кликд˙Nдt + Кликн˙ Nнt + Зликоt (27)
где
Кликд – удельные затраты на ликвидацию добывающей скважины, тыс. руб./скв.;
Кликн – удельные затраты на ликвидацию нагнетательной скважины, тыс. руб./скв.;
Зликоt – затраты на ликвидацию промысловых объектов и объектов внешней инфраструктуры, тыс. руб.
Условно-переменные эксплуатационные расходы
Расходы на объемные показатели добычи жидкости при добыче нефти (Зврж)Зврж = Qжt˙(Эвсмж, + Ээнерж + Этопж) (28)
где
Эвсмж – норма затрат на вспомогательные материалы при добыче жидкости, руб./т;
Этопж – норма затрат на топливо при добыче жидкости, руб./т;
Ээнж – норма затрат на энергию при добыче жидкости, руб./т;
Qжt – добыча жидкости, тыс. т.
Расходы на объемные показатели при добыче газа (Звргt):
Звргt = Qгt˙ (Эвсмг + Этопг + Ээнг) (29)
где
Эвсмг – норма затрат на вспомогательные материалы при добыче газа, руб./1000 м3;
Qгt – добыча газа, тыс. м3; (30)
Этопг – норма затрат на топливо при добыче газа, руб./1000 м3;
Ээнг – норма затрат на энергию при добыче газа, руб./1000 м3.
Расходы по искусственному воздействию на пласт для нефтяных и газовых месторождений (Зивпt)
Зивпt = Эивн˙Qнt + Эивг˙Qгt (31)
где
Эивн – норма затрат по искусственному воздействию на пласт для нефтяных месторождений, руб./т;
Qнt – добыча нефти, тыс. т;
Эивг – норма затрат по искусственному воздействию на пласт для газовых месторождений, руб./1000 м3.
Расходы на сбор и внутрипромысловый транспорт нефти и газа (Зсбтнг):
Зсбтнгt = Эсбтн˙Qнt + Эсбтпнг˙Qпнг + Эсбтг˙Qгt, (32)
где
Эсбтн – норма затрат на сбор и внутрипромысловый транспорт нефти, руб./т;
Эсбтпнг – норма затрат на сбор и внутрипромысловый транспорт попутного нефтяного газа, руб./1000 м3;
Эсбтг – норма затрат на сбор и внутрипромысловый транспорт газа и конденсата, руб./1000 м3;
Qпнгt – добыча попутного газа на объекте, тыс. м3.
Расходы на технологическую подготовку углеводородов (Зподтt), (Зподгt)
Зподнt = Эподн˙Qнt + Эподпнг Qпнг +˙Эподг˙Qгt, (33)
где
Эподн – норма затрат на технологическую подготовку нефти, руб./т;
Эподг – норма затрат на технологическую подготовку газа и конденсата, руб./1000 м3;
Эподпнг – норма затрат на технологическую подготовку попутного нефтяного газа, руб./1000 м3.
Расходы на содержание инфраструктуры внешнего транспорта углеводородов (Зинфнгt)
Зинфнгt = Эинфн˙Qнt + Эинпнг˙Qпнг + Эинфг˙Qгt (34)
где
Эинфн – норма затрат на содержание инфраструктуры внешнего транспорта нефти, руб./т;
Эинпнг – норма затрат на содержание инфраструктуры внешнего транспорта попутного нефтяного газа, руб./1000 м3;
Эинфг – норма затрат на содержание инфраструктуры внешнего транспорта газа, руб./1000 м3
Амортизационные отчисления от основных фондов (Аnt)
Аnt = Асквt + А,обустt + Адрt (35)
где Асквt – амортизационные отчисления от стоимости скважин, тыс. руб.;
А,обустt – амортизационные отчисления от стоимости объектов обустройства, тыс. руб.;
Адрt – амортизационные отчисления от стоимости оборудования, не входящего в сметы строек, тыс. руб.
Все рассмотренные основные направления капитальных вложений и эксплуатационных затрат лежат в основе расчета основного экономического критерия эффективности разработки месторождений углеводородов – ЧДД недропользователя.
Примеры расчетов технико-экономической эффективности разработки месторождений углеводородов на основе представленной структуры нормативов были выполнены в [6–8].
Статья подготовлена по результатам научных исследований, выполненных в рамках государственного задания по теме: «Создание новых технологий эффективного экологически чистого извлечения углеводородов в сложных горно-геологических условиях на основе системного подхода к изучению и моделированию полного жизненного цикла нефтегазовых месторождений» (№ в РОСРИДе 125020501405-1).
Литература
1. Временные методические рекомендации подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья в части экономической оценки вариантов разработки [Электронный ресурс]. URL: https://gkz-rf.ru/sites/default/files/docs/vremennye_metodicheskie_rekomendacii_podgotovki_tehnicheskih_proektov_razr.pdf?ysclid=ly032liu1e389099066 (Дата обращения: 18.12.2024).
2. Правила подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья [Электронный ресурс]. URL: https://docs.cntd.ru/document/561372501.
3. Правила исчисления платы за негативное воздействие на окружающую среду при выбросах в атмосферный воздух загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа [Электронный ресурс]. URL:
https://docs.cntd.ru/document/1312876411.
4. Пономарева И.А, Богаткина Ю.Г., Еремин Н.А. Комплексная экономическая оценка месторождений углеводородного сырья в инвестиционных проектах – М: Наука, – 2006. –134 с.
5. Богаткина Ю.Г. Оценка эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли с использованием механизмов автоматизированного моделирования. – М.: Макс-Пресс, – 2020. – 248 с.
6. Богаткина Ю.Г., Сарданашвили О.Н. Технико-экономическая оценка разработки многопластовых месторождений углеводородов (на примере Ольховского месторождения) // Известия Тульского университета. сер. Науки о Земле. – 2022. – № 2.– С. 475–485.
7. Богаткина Ю.Г., Сарданашвили О.Н. Технико-экономическая оценка эффективности освоения участков Средне-Назымского нефтяного месторождения // Известия Тульского университета. сер. Науки о Земле, 2023, № 2. С. 511–520.
8. Богаткина Ю.Г., Сарданашвили О.Н. Оценка технико-экономической эффективности применения термогазового воздействия на Висовом месторождении // Известия Тульского государственного университета. Науки о Земле. – 2024 – № 4. – С. 460–470.
