Как видно из таблицы, коэффициент использования и эксплуатации увеличивается из года в год по всем горизонтам, исключение составляет коэффициент использования за 2015 год, когда, как было отмечено выше, увеличился перевод скважин в бездействующий фонд.

Наименьшие значения коэффициентов эксплуатации (0,58-0,52) наблюдаются по нагнетательным скважинам 15 горизонта Северо-западного и Парсумурунского куполов. Скважины 7333 и 671 Северо-западного купола, скважина 1999 Парсумурунского купола в течение 2015 года проработали соответственно по 11, 102 и 216 дней в ожидании капитального ремонта.

Распределение фонда действующих скважин по диапазонам дебитов нефти и жидкости, по приемистости за анализируемый период по горизонтам представлено в таблицах.

Как видно из представленных таблиц, на дату анализа максимальным дебитом по нефти характеризуется 13 горизонт - 6,6 т/сут, по жидкости 31,7 т/сут - 15 горизонт, наименьшим дебитом по нефти - 15 горизонт Парсумурунского купола (3,6 т/сут), по жидкости (18,0 т/сут) - 18 горизонт Хумурунского купола.

Таблица 3- Динамика распределения фонда скважин по дебитам нефти и жидкости

2.1 Технико-экономическое обоснование проекта

Технико-экономическое обоснование (ТЭО) -- документ, в котором представлена информация, из которой выводится целесообразность (или нецелесообразность) создания продукта или услуги. Технико-экономическое обоснование или ТЭО - анализ расчет, оценка экономической целесообразности осуществления предлагаемого проекта строительства, сооружения предприятия, создания нового технического объекта, модернизации и реконструкции существующих объектов. ТЭО основано на сопоставительной оценке затрат и результатов, установлении эффективности использования, срока окупаемости вложений.

Главной задачей при составлении ТЭО является оценка затрат на инвестиционный проект и его результатов, анализ срока окупаемости проекта.[1] С теоретической точки зрения ТЭО -- это изучение инвестиционной привлекательности конкретного проекта, обоснование инвестиций в какой- либо объект либо производство. Разработка ТЭО в принципе идентична разработке бизнес плана, ТЭО должно включать в себя такие показатели как: рентабельность, срок окупаемости, чистую текущую стоимость проекта (ЧТС), внутреннюю норму доходности (ВНД), но, между этими документами есть и существенная разница. ТЭО лишь отвечает на вопрос - выгодно- невыгодно. Бизнес-план инвестиционного проекта -- документ, являющийся руководством к действию для инвестора. На сегодняшний день основными стандартами по разработке ТЭО являются выпущенные пособия в СССР и ЮНИДО.

Методика ЮНИДО не имеет статуса официально утвержденного в РФ руководства. Однако она позволяет на единой основе проводить всесторонний анализ проектов в соответствии с международными требованиями и практикой. В свою очередь стандарты по ТЭО, разработанные в СССР, в отличие от ЮНИДО, включают в себя более глубокое и детальное изучение отрасли.

Технико-экономическое обоснование (ТЭО) как основной инвестиционный документ является отправной точкой в принятии решений о реализации инвестиционных проектов. От качества ТЭО зависит эффективность вложенных средств. В настоящее время отсутствие регулирования и контроля за качеством ТЭО является актуальной проблемой инвестиционной среды. От качества ТЭО зависит эффективность вложенных средств, а от эффективности вложенных средств зависит инвестиционное и экономическое развитие. Таким образом, одной из основных первопричин малоэффективных инвестиционных проектов является наличие некачественно подготовленного ТЭО. На практике многие потенциально весьма привлекательные инвестиционные проекты отклоняются банками из-за некачественно составленных бизнес-планов или ТЭО. Данную проблему необходимо решать на государственном уровне с помощью создания системы сертификации консалтинговой деятельности. Сертификация должна сопровождаться наличием профессиональных квалификационных и аттестационных требований к консалтерам.

Коммерческие банки, как потенциальные инвесторы и потребители услуг консалтинговых организаций, одновременно с этим должны разработать систему аккредитации сертифицированных консалтинговых фирм Технико-экономическое обоснование проекта (сокращенно ТЭО) отличается от бизнес-плана следующим: обычно технико-экономическое обоснование или ТЭО пишется для проектов внедрения новых технологий, процессов и оборудования на уже существующем, работающем предприятии, поэтому анализ рынка, маркетинговая стратегия, описание компании и продукта, а также анализ рисков в нем часто просто отсутствуют; технико-экономическое обоснование содержит информацию о причинах выбора предлагаемых технологий и процессов и решений, принятых в проекте, результаты от их внедрения и экономические расчеты эффективности;

Структура технико-экономического обоснования Примерная структура технико-экономического обоснования содержит следующие разделы исходные положения ТЭО; описание потребности в увеличении мощностей производства, смены технологии или схемы производства; обоснование выбора технологии, оборудования, схемы производства, строительные решения; расчеты потребностей производства в сырье, материалах, энергетических и трудовых ресурсах; экономические расчеты по предлагаемому проекту; выводы и предложения, в которых дается общая оценка экономической целесообразности и перспектив от внедрения проекта.

Материалы технико-экономического обоснования инвестиционного проекта могут использоваться для внутреннего и внешнего потребления в различных целях, в зависимости от конкретных условий, в том числе и для составителей бизнес-плана, для конкретных разработчиков (исполнителей) инвестиционного планирования.

Подготовленное специалистами технико-экономическое обоснование инвестиционного проекта, в целях проверки его целесообразности, может быть подвержено также экологической, вневедомственной и другой независимой экспертизе.[3] Наличие некачественного и непроработанного ТЭО ставит под сомнение не сам инвестиционный проект, но и вызывают -- настороженное отношение к его инициаторам. Создание системы государственной сертификации (профессиональных сообществ) консалтинговых фирм и предприятий к консалтерам определенных профессиональных квалификационных и аттестационных требований позволит минимизировать инвестиционные риски, увеличить число качественных ТЭО, повысить количество эффективных инвестиционных проектов и, как следствие, будет способствовать ускоренному развитию реального сектора экономики и повышению темпов экономического роста страны в целом.

2.2 Этапы разработки месторождения

Стадия - это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико- экономических показателей. Под технологическими и технико- экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рисунок 1). Графики построены в зависимости от безразмерного времени , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

Рисунок 4- Типовая динамика темпа добычи нефти Tдн , жидкости Tдж и обводненности продукции в n при водонапорном режиме с выделением стадий разработки: 1 - освоение эксплуатационного объекта; 2 - поддержание высокого уровня добычи нефти; 3 - значительное снижение добычи нефти; 4 - завершающая

Первая стадия - освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:

- интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1 2 % в год от балансовых запасов);

- быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 0,8 от максимального;

- резким снижением пластового давления;

- небольшой обводненностью продукции (обводненность продукции достигает 3 4 % при вязкости нефти не более 5 мПас и 35 % при повышенной вязкости);

- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи (около 10 %).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия - поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется:

- более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3 17 %) в течение 3 7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1 2 года - при повышенной вязкости;

- ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

- нарастанием обводненности продукции (ежегодный рост обводненности составляет 2 3 % при малой вязкости нефти и 7 % и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65 %);

- отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

- текущим коэффициентом нефтеотдачи , составляющим к концу стадии 30 50 %, а для месторождений с "пиком" добычи - 10 15 %.

Третья стадия - значительное снижение добычи нефти - характеризуется:

- снижением добычи нефти (в среднем на 1020 % в год при маловязких нефтях и на 3 10 % при нефтях повышенной вязкости);

- темпом отбора нефти на конец стадии 12,5 %;

- уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;

- прогрессирующим обводнением продукции до 8085 % при среднем росте обводненности 78 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

- повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи на конец стадии до 50 60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПас и до 20 30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

- суммарным отбором жидкости 0,5 1 объема от балансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности .

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 90 % извлекаемых запасов нефти.

Четвертая стадия - завершающая - характеризуется:

- малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти (в среднем около 1 %);

- большими темпами отбора жидкости (водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м³/м³);

- высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1 %);

- более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

- отбором за период стадии 10 20 % балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98 %.

2.3 Оценка экономической эффективности проекта

В основе процесс принятия управленческих решений инвестиционного характера лежат оценка и сравнение объема предполагаемых инвестиций и будущих денежных поступлений. Поскольку сравниваемые показатели относятся к различным моментам времени, ключевой проблемой здесь является проблема их сопоставимости. Относиться к ней можно по-разному в зависимости от существующих объективных и субъективных условий: темпа инфляции, размера инвестиций и генерируемых поступлений, горизонта прогнозирования, уровня квалификации аналитиков и т.д.

Методические рекомендации по экономическому обоснованию систем разработки могут быть использованы в различных проектных документах:

- проект пробной эксплуатации;

- технологическая схема (проект) опытно-промышленной разработки;

- технологическая схема разработки;

- проект разработки;

- уточненный проект разработки (доразработки);

- ТЭО (добывных возможностей, коэффициента нефтеизвлечения, целесообразности ввода месторождения в разработку).

Экономически обоснованная величина коэффициента нефтеизвлечения определяется за период рентабельной эксплуатации объекта. За рентабельный срок принимается период получения положительных значений текущего (годового) дисконтированного потока наличности.

Методические рекомендации предусматривают использование программных средств для решения задач, поставленных в проектных документах.

Критерии, используемые в анализе инвестиционной деятельности, можно разделить на две группы в зависимости от того, учитывается или нет временной параметр:

1. Основанные на дисконтированных оценках ("динамические" методы):

1.1. Чистая приведенная стоимость - NPV;

1.2. Индекс рентабельности инвестиций - PI;

1,3 Модифицированная внутренняя норма доходности-MIRR;

1.4 Внутренняя норма прибыли - IRR;

1.5. Дисконтированный срок окупаемости инвестиций - DPP.

2. Основанные на учетных оценках ("статистические" методы):

2.1. Срок окупаемости инвестиций - PP;

2.2. Коэффициент эффективности инвестиций - ARR.

Общая накопленная величина дисконтированных доходов (PV) и чистый приведенный эффект (NPV) соответственно рассчитываются по формулам:

,

(1)

Очевидно, что если:

NPV > 0, то проект следует принять;

NPV < 0, то проект следует отвергнуть;

NPV = 0, то проект ни прибыльный, ни убыточный.

Если проект предполагает не разовую инвестицию, а последовательное инвестирование финансовых ресурсов в течение m лет, то формула для расчета NPV модифицируется следующим образом:

 (2)

где i -- прогнозируемый средний уровень инфляции.

Индекс рентабельности (PI) рассчитывается по формуле

(3)

Очевидно, что если:

РI > 1, то проект следует принять;

РI< 1, то проект следует отвергнуть;

РI = 1, то проект ни прибыльный, ни убыточный.

Логика критерия PI такова: он характеризует доход на единицу затрат; именно этот критерий наиболее предпочтителен, когда необходимо упорядочить независимые проекты для создания оптимального портфеля в случае ограниченность сверху общего объема инвестиций.

В отличие от чистого приведенного эффекта индекс рентабельности является относительным показателем. Благодаря этому он очень удобен при выборе одного проекта из ряда альтернативных, имеющих примерно одинаковые значения NPV, либо при комплектовании портфеля инвестиций с максимальным суммарным значением NPV.

Порядок расчета модифицированной внутренний нормы доходности MIRR:

1. Рассчитывают суммарную дисконтированную стоимость всех денежных оттоков и суммарную наращенную стоимость всех притоков денежных средств.

Дисконтирование осуществляют по цене источника финансирования проекта (стоимости привлеченного капитала, ставке финансирования или требуемой нормы рентабельности инвестиций, Capital Cost, CC или WACC), т.е. по барьерной ставке. Наращение осуществляют по процентной ставке равной уровню реинвестиций.

Наращенную стоимость притоков называют чистой терминальной стоимостью (Net Terminal Value, NTV).

2. Устанавливают коэффициент дисконтирования, учитывающий суммарную приведенную стоимость оттоков и терминальную стоимость притоков. Ставку дисконта, которая уравновешивает настоящую стоимость инвестиций (PV) с их терминальной стоимостью, называют MIRR.

Формула для расчета модифицированной внутренней нормы доходности (MIRR):

(4)

CFt - приток денежных средств в периоде t = 1, 2, ...n;

It - отток денежных средств в периоде t = 0, 1, 2, ... n (по абсолютной величине);

r - барьерная ставка (ставка дисконтирования), доли единицы;

d - уровень реинвестиций, доли единицы (процентная ставка, основанная на возможных доходах от реинвестиции полученных положительных денежных потоков или норма рентабельности реинвестиций);

n - число периодов.

Внутренняя норма доходности - наиболее широко используемый критерий оценки эффективности инвестиций. Под внутренней нормой доходности понимают значение ставки дисконтирования r, при котором чистый приведенный эффект инвестиционного проекта равен нулю: IRR = r, при котором NPV = 0.

Экономический смысл этого показателя заключается в следующем: предприятие может принимать любые решения инвестиционного характера, уровень рентабельности которых не ниже текущего значения показателя CC (или цены источника средств для данного проекта, если он имеет целевой источник)².

Именно с ним сравнивается показатель IRR, рассчитанный для конкретного проекта, при этом связь между ними такова. Если: IRR > CC. то проект следует принять; IRR < CC, то проект следует отвергнуть; IRR = CC, то проект ни прибыльный, ни убыточный.

Практическое применение данного метода осложнено, если в распоряжении аналитика нет специализированного финансового калькулятора. В этом случае применяется метод последовательных итераций с использованием табулированных значений дисконтирующих множителей. Для этого с помощью таблиц выбираются два значения коэффициента дисконтирования r1<="" p="">

(5)

где r1 -- значение табулированного коэффициента дисконтирования, при котором f(r1)>0 (f(r1)<0);

r2 -- значение табулированного коэффициента дисконтирования, при котором f(r2)<О (f(r2)>0).

Дисконтированный срок окупаемости показывает время, за которое отток денежных средств, инвестированных в проект, будет покрыт таким притоком, при котором проект начинает приносить чистый доход.