Главная Коллекция "Otherreferats" Экономика и экономическая теория Разработка виртуального нефтяного месторождения

Разработка виртуального нефтяного месторождения

Географическое и административное положение месторождения и его геолого-физическая характеристика. Оценка экономической эффективности проекта разработки нефтяного месторождения, анализ рисков. Экономическая оценка проекта с кислотной обработкой скважины.

Рубрика Экономика и экономическая теория
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 29.10.2016
Размер файла 3,5 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

месторождение скважина экономический

Повышение эффективности производства является ключевой проблемой развития любого предприятия и любой промышленности, но особенно это актуально для капиталоёмких отраслей, например такой, как нефтегазодобывающая отрасль.

Для решения проблемы эффективности производства, необходимы экономические исследования и разработка современных механизмов управления, методических подходов по лучшему использованию основных факторов производства.

Данный дипломный проект проходил в рамках междисциплинарного курса «Проектирование разработки нефтяных месторождений в виртуальной среде профессиональной деятельность».

Суть курса заключается в том, что студенты разных специальностей (геофизики, геологи, разработчики, буровики и экономисты), начиная с получения данных о разведочных скважинах, производят интерпретацию этих данных, строят геологическую и гидродинамическую модели, проектируют скважины и системы сбора и подготовки добываемой продукции, а также производят оценку экономической эффективности.

Задача экономиста данного курса - оценка экономической эффективности проекта разработки месторождения.

Разработка виртуального нефтяного месторождения по проекту предполагается в Западной Сибири, где на сегодняшний день добывается около 73 % российской нефти. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (до 1,1 %), и парафина (менее 0,5 %), высоким содержанием бензиновых фракций (40-60 %), повышенным количеством летучих веществ.

Однако дальнейшее развитие западносибирской нефтедобычи заключается в замедлении темпов, в силу ухудшения качества запасов и роста числа месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Реализация проектов по разработке нефтяных месторождений сопряжена с множеством рисков, которые имеют различную природу. Для принятия инвестиционных решений, планирования исследовательских работ и стратегии разработки часто требуется оценить весь возможный диапазон добычи нефти и газа с учетом всех геолого-физических параметров месторождения, имеющих неопределенность.

Таким образом, целью настоящей выпускной квалификационной работы является выбор наилучшего варианта реализации проекта разработки месторождения и его экономическая оценка.

Для достижения поставленных целей не обходимо решить следующие задачи:

· изучить общую информацию о нефтяном месторождении «Учебное», дать геолого-геофизическую характеристику месторождению;

· изучить теоретические основы проектного анализа, рассмотреть методику оценки экономической эффективности, дать определение понятию «риски» и рассмотреть методы их снижения;

· ознакомиться с представленными технологическими вариантами разработки месторождения;

· составить экономическую модель, провести сравнительный анализ вариантов разработки и на основе технико-экономических показателей;

· дать подробную характеристику и оценку возможных рисков и неопределенностей проекта разработки нефтяного месторождения «Учебное», предложить мероприятия по их снижению;

· оценить эффективность кислотной обработки скважин для базового варианта разработки нефтяного месторождения «Учебное».

Объектом исследования является проектирование разработки Учебного нефтяного месторождения в виртуальной среде профессиональной деятельности.

Предметом исследования является анализ показателей эффективности проекта, оценка рисков по предложенным вариантам разработки и выбор наиболее оптимального.

Теоретической и методологической базой исследования являются труды отечественных и зарубежных ученых-экономистов в области экономики нефтяной и газовой промышленности, организации инвестиционной деятельности, экономической оценки эффективности мероприятий.

В качестве информационной базы используются нормативно-правовые документы в сфере недропользования.

1. Общие сведения о месторождении

1.1 Географическое и административное положение

В географическом отношении месторождение «Учебное» находится в 120 км южнее г. Надыма в Ямало-Ненецком автономном округе и в 185 км западнее г. Муравленко (ЯНАО), Тюменской области 2,500 км от Москвы. Месторождение «Учебное» расположено в пределах Надымской низменности и включает в себя водораздел р. Хейгияха и р. Лев. Хетта.

В административном плане рассматриваемая территория относится к Надымскому району Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области России. Ближайшими населенными пунктами являются п. Лонгъюган и п. Полуй. Коренное население - ханты и манси, ведут полукочевой образ жизни и занимаются оленеводством, рыбной ловлей и охотой. Ближайшими крупными населенными пунктами являются: г. Надым, расположенный в 120 км на северо-восток, и г. Муравленко, расположенный в 185 км на восток от месторождения «Учебное» [4].

Ямало-Ненецкий автономный Округ (ЯНАО) расположен в центральной части Российской Федерации. Занимает часть территории Западно-Сибирской равнины. Столица региона - город Салехард. ЯНАО имеет низкую плотность населения - примерно 0.7 человека на кв. км. Население округа 538,000 человек, при территории 750.3 тысяч кв. км. Около 90 % населения региона проживает в городских условиях. Надым - административный центр Надымского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, третий (после Нового Уренгоя и Ноябрьска) по размеру город округа, один из немногих российских региональных городов, превосходящих административный центр своего субъекта федерации (Салехард) как по численности населения, так и по промышленному потенциалу. Надымский район занимает центральную часть севера Западно-Сибирской низменности и охватывает бассейн реки Надым и западную часть Тазовского полуострова. Западная граница района проходит по водоразделу бассейнов рек Надым и Полуй. На юге и юго-западе район граничит с Ханты-Мансийским автономным округом. С востока граница проходит по водоразделу бассейнов рек Надым и Ныда с одной стороны и бассейна реки Пур - с другой. В северо-восточной части Тазовского полуострова, район граничит с Тазовским районом. Северная граница проходит по акваториям Обской и Тазовской губы. Общая площадь района составляет 110 тысяч квадратных километров. Территория района покрыта множеством озер и более чем наполовину заболочена. Помимо самой крупной реки Надым, на территории района протекают реки Правая Хетта и Левая Хетта и другие.

Основным богатством недр Надымского района являются природный газ и нефть; из других полезных ископаемых на его территории ведется добыча песка, глины, торфа. Практически весь объем добычи нефти и газа в округе сосредоточен в Надым - Пур - Тазовском междуречье. На территории Надымского района расположены старейшие и крупнейшие газовые месторождения страны, которые вот уже 40 лет обеспечивают самым дешевым в мире углеводородным сырьем не только Россию, но и многие страны Европы. Ежегодно здесь добывается более 170 миллиардов кубометров газа высокого качества, не содержащего вредных примесей, в основном - метанового. В настоящее время на территории Надымского района открыто более 45 нефтегазоконденсатных месторождений, в том числе такие супергиганты по запасам углеводородов как Медвежье, Ямбургское, Уренгойское, Северо-Уренгойское, Песцовое, Северо-Комсомольское, Сугмутское, Юрхаровское. Добыча углеводородов на территории Надымского района ведется на 18 месторождениях. На территории Надымского района работают двадцать предприятий ТЭК, из них девять предприятий занимаются только поиском и оценкой месторождений нефти и газа. В процентном отношении по ЯНАО, в Надымском районе добыча углеводородов составляет: газ - 30,4 %; нефть - 11,5 %, газовый конденсат - 24,2 % [4].

Площадь данного лицензионного участка - 2871 км2; площадь месторождения «Учебное» - 322,6 км2. В пределах «Учебного» лицензионного участка находится и Южно-Хулымское нефтяное месторождение площадью 116,2 км2. Крайняя юго-западная часть месторождения площадью 30,57 км2 расположена в Белоярском районе Ханты-Мансийского автономного округа. На рисунке 1 представлена обзорная карта района работ.

Рисунок 1.1. Обзорная карта расположения лицензионного участка

Рассматриваемый участок имеет слабо развитую дорожную сеть, которая представлена грунтовой дорогой, пересекающей участок с запада на восток. На восточной границе лицензионного участка находится оз. Вэрыкорт, от которого, практически вдоль русла р. Лев. Хетта, идет зимняя дорога. Сооружение временных дорог сопряжено с устройством переправ, настилов, лежневок через водные преграды и заболоченные участки.

Ближайшая железнодорожная станция - Надым находится в 265 км на северо-восток от рассматриваемого месторождения. Кроме того, данный участок удален и от речных портов, что затрудняет транспортировку грузов. От Надыма есть круглогодичная дорога с бетонным покрытием до месторождения «Учебное». Кроме того, в зимний период доставку грузов непосредственно на площадь работ можно осуществлять по сети зимников. В ограниченных объемах для грузоперевозок и доставки людей используется авиация, с помощью которой доставляются все срочные грузы и т. п., а также производятся все перевозки рабочих вахт и обслуживающего персонала.

Через «Учебный» лицензионный участок проходит линия электропередачи (ЛЭП) и магистральный газопровод. Непосредственно на участке находится компрессорная станция «Приозерная». Вдоль северо-западной границы участка проходит второй магистральный газопровод.

Ближайшим разрабатываемым месторождением является Тянское газовое месторождение, находящееся в 160 км к юго-востоку от лицензионного участка.

Природно-климатические условия

Вся территория лицензионного участка расположена в подзоне северной тайги с суровыми климатическими условиями и включает в себя восточную часть Полуйской провинции с обособленными возвышенностями, разобщенными заболоченными понижениями, а также западные окраины Надымской провинции со слабовыпуклым заболоченным водоразделом.

Климат территории - континентальный. Зима продолжительная, морозная и снежная, лето короткое. Среднегодовая температура воздуха -5,30С, абсолютный минимум -560С, абсолютный максимум +340С. Средняя температура воздуха зимнего периода -290С. Средняя температура июля +15,50С, средняя температура января -23,40С. Безморозный период составляет около 89 дней в году. Среднегодовое количество осадков 555 мм. Из этого количества около 400 мм выпадает в теплый период с апреля по октябрь. Зимой нередки метели. Число дней с метелями 50-55 дней в году. Среднегодовая скорость ветра 4,2 м/с, преобладающее направление ветра юго-западное. Устойчивый снежный покров образуется примерно к 12 октября и разрушается к 10 мая. Период с устойчивым снежным покровом составляет примерно 210 дней. Средняя из максимальных декадных высот снежного покрова за зиму на защищенных участках составляет 66 см.

На территории лицензионного участка находятся зоны глубокого залегания вечной мерзлоты. Мерзлотный рельеф представлен буграми пучения, воронками и полями протаивания. Нижняя граница распространения многолетней мерзлоты может достигать 400 м [4].

В геоморфологическом отношении рассматриваемая территория представляет собой плоско-волнистую заболоченную, покрытую озерами равнину, местами значительно переработанную процессами денудации. Эрозионное расчленение долинно-балочное, неглубокое. В морфологическом отношении лицензионный участок находится в пределах Надымской низменности с прямым типом морфоструктур.

Гидрографическая сеть данной территории представлена многочисленными несудоходными притоками рек Лев. Хетта и Хейгияха (реки Бол. и Мал. Лонгъеган, Кастыволи и др.). Необходимо отметить, что гидрографическая сеть рассматриваемого района характеризуется высокой густотой. Помимо многочисленных рек, речушек и ручейков здесь отмечается высокая заозеренность. Непосредственно на территории месторождения «Учебное» на фоне практически 100 % заболоченности находится целая сеть мелких неглубоких (0,5-2,5 м) озер термокарстового происхождения с округлыми очертаниями в плане, с илистым или песчаным дном, многие из них промерзают до дна. Начало ледостава на реках происходит в конце октября, в мае реки очищаются ото льда.

На относительно дренированных участках водоразделов и по берегам рек отмечаются разреженные редкостойные сосново-кедрово-лиственные леса, встречаются березы. В остальной части преобладают болотные ландшафты, представленные комплексом грядово-мочажинных и грядово-озерковых талых болот.

Все поверхностные водотоки пригодны для питьевого и технического водоснабжения предприятий по добыче нефти и газа.

1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения

Краткая характеристика литолого-стратиграфического разреза

Геологический разрез месторождения «Учебное» приводится по данным пробуренных в этом районе глубоких поисковых и разведочных скважин, а также данным скважин, пробуренным на соседних месторождениях.

Максимально вскрытый разрез месторождения характеризуется среднеюрскими отложениями.

В геологическом разрезе района можно выделить три структурных этажа: нерасчлененный протерозой-палеозойский складчатый фундамент, триасовый тафрогенный (или промежуточный) этаж и юрско-четвертичный ортоплатформенный чехол.

В районе лицензионного участка ни одна скважина не вскрыла породы фундамента.

Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

При анализе фильтрационно-емкостных свойств, физико-литологических и физико-гидродинамических характеристик пород-коллекторов и пород-покрышек использовались описания керна, выполненные непосредственно на скважине, результатами лабораторных определений физических свойств пород, керна. Весь имеющийся керновый материал был обработан по общепринятой методике.

По данным лабораторных исследований образцов керна из продуктивных пластов (АС10) определялся вещественный состав, глинистость и карбонатность пород, их гранулометрический состав, степень отсортированности зерен, коэффициенты сжимаемости [4].

Статистические ряды распределения проницаемости по данным ГИС и лабораторного изучения керна по пластам представлены в таблице 1.1.

Физико-литологическая характеристика продуктивных пластов АС10 по данным анализов керна и ГИС приведена ниже.

Таблица 1.1. Статистические ряды распределения проницаемости АС10

№

По данным геофизических исследований

По данным лабораторного изучения керна

п/п

Интервалы изменения, мкм2

Число случаев, %

Интервалы изменения, мкм2

Число случаев, %

1

<0,1

0,0

<0,1

10,1

2

0,1-1

0,0

0,1-1

11,7

3

1-10

9,5

1-10

7,0

4

10-50

84,8

10-50

18,8

5

50-100

5,7

50-100

25,8

6

100-200

0,0

100-200

22,2

7

200-300

0,0

200-300

3,8

8

300-400

0,0

300-400

0,7

Литологически породы пласта АС10 представлены песчаниками серыми мелкозернистыми алевритистыми с небольшим содержанием глинистого цемента, алевролитами темно-серыми мелкозернистыми в разной степени глинистыми и аргиллитами темно-серыми алевритистыми. Отмечается слабая буроватая окраска песчаников, связанная с нефтенасыщением пород. Вверх по разрезу отмечается некоторое увеличение среднего размера терригенных зерен и уменьшение содержания глинистого цемента.

Запасы нефти и растворенного газа

В основе подсчета начальных геологических запасов учебного месторождения лежит стандартный объемный метод:

QНГЗ = F·h·KП·KН·и·с

При этом используются следующие параметры, полученные при трехмерном моделировании:

F·h - геометрический объем - объем сетки;

F·h·KП· - поровый объем = объем коллекторов Ч коэффициент пористости;

F·h·KП·KН· - объем УВ в пластовых условиях = поровый объем Ч коэффициент нефтенасыщенности;

F·h·KП·KН·и·с - объем нефти в поверхностных условиях = объем УВ (нефти) в пластовых условиях Ч пересчетный коэффициент Ч плотность нефти.

F·h= Vн.н.колл. = 454 597 тыс. м3 - объем нефтенасыщенного коллектора;

kП = 0,183 - коэффициент открытой пористости пласта;

kн = 0,51 - коэффициент нефтенасыщенности пласта;

с = 815 кг/м3 - плотность нефти в поверхностных условиях;

и = 0,829 - пересчетный коэффициент;

QНГЗ = 454 597•0,183 •0,51•0,829•815 = 28 665,5 тыс. т.

Свойства и состав нефти, газа, а также их запасы.

По месторождению «Учебное» свойства и составы нефти и растворенного газа были изучены по результатам исследований глубинных и поверхностных проб нефти из разведочных скважин, а также эксплуатационных скважин.

Всего на месторождении выполнено 12 анализов физико-химических свойств, учтенных при обосновании средних значений параметров, из них 6 анализов по поисково-разведочным скважинам и 6 анализов по эксплуатационным.

Физико-химические характеристики и компонентный состав разгазированной нефти приведены в таблице 1.2. Компонентный состав растворенного в нефти газа по глубинным пробам нефти при однократном и ступенчатом разгазировании приведены в таблице 1.3.

По данной таблице можно сделать следующий вывод, что наша нефть относится к малосернистой (содержание серы менее 0,5 %), особо лёгкой (выход светлых более 62 %), парафинистой (содержание парафинов 1,5 %-6 %) и малосмолистой (содержание смол менее 18 %).

Ниже представлена таблица с составом ПНГ. Данный состав необходим для расчётов штрафов за сжигание данного газа.

Таблица 1.2. Физико-химические характеристики и компонентный состав разгазированной нефти пласта АС10

Наименование

Диапазон

Среднее

Пластовое давление, Мпа

19,5-28,0

24,6

Пластовая температура, оС

84,0-89,2

85,9

Давление насыщения газом, Мпа

5,09-15,90

11,07

Газосодержание, м3/т

52,38-125,57

93,87

Объемный коэффициент, доли ед.

1,107-1,311

1,218

Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3

694-773

729

Плотность сепарированной нефти, кг/м3

810-821

815

Вязкость пластовой нефти, мПа*с

0,35-0,61

0,49

Коэффициент сжимаемости 104, МПа

12,1-19,3

15,5

Температура застывания нефти, оС

27

-16,2

Температура начала кипения, оС

45,2-78,0

52,8

Содержание светлых фракций, % об. при температуре оС

до 100оС

7,2-12,0

10

до 150оС

19,0-29,0

25

до 200оС

33,0-41,6

38,5

до 250 оС

47,5-52,8

51

до 300оС

61,0-66,7

64,5

Содержание

серы, % масс

0,117-0,240

0,179

масел, % масс

53,58-59,89

56,23

смол селикагелевых, % масс

2,93-4,46

3,96

асфальтенов, % масс

0,32-0,72

0,442

парафина, % масс

2,2-3,0

2,64

воды, % об

0,0-17,4

2,45

Температура плавления парафина, оС

53,0-61,7

58,3

Ниже представлена таблица с составом ПНГ. Данный состав необходим для расчётов штрафов за сжигание данного газа. В данной работе мы не использовали переработку данного газа. В проекте ПНГ сжигается на факельной установке. Данный компонентный состав растворенного в нефти газа необходим для определения штрафов, которые возникнут при сжигании газа.

Наглядно видно, какое содержание различных газов находится в ПНГ.

Таблица 1.3. Компонентный состав растворенного в нефти газа

Наименование

При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях

При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях

Пластовая нефть

Выделившийся газ

нефть

Выделившийся газ

нефть

H2S

-

-

-

0

-

CO2

0,60

-

0,73

0,02

0,38

N2

1,39

-

1,77

0,00

0,42

He

-

-

-

-

-

CH4

63,60

0,28

77,49

0,06

26,47

C2H6

4,36

0,09

4,55

0,19

1,73

C3H8

12,29

1,14

8,61

2,82

5,38

iC4H10

4,00

1,05

1,90

2,04

2,18

nC4H10

7,52

2,96

3,03

5,12

4,76

iC5H12

2,02

2,49

0,62

3,10

2,33

nC5H12

2,18

3,50

0,64

4,12

3,03

C6+высшие

2,05

88,67

0,67

82,60

54,93

Молярная масса, г/моль

29,08

166,25

22,93

159,86

104,83

Плотность, кг/м3

1,213

821

0,948

815

729

Большую долю занимает метан (более 60 %) в двух различных методах. Также большой вес имеет пропан, этан. Плотность газа колеблется около 1 кг на м3.

2. Методология проектного анализа

2.1 Проектный анализ инвестиционного проекта и его методология

Проектный анализ представляет собой особый подход, который позволяет объективно оценить финансовые, экономические и другие достоинства и недостатки инвестиционных проектов. Он является инструментом принятия разумных решений по рациональному распределению ресурсов для развития как предприятия, так и экономики страны в целом.

Проектный анализ основывается на предпосылке, что удачные проекты ведут к улучшению качества жизни и экономическому росту. Таким образом, цель проектного анализа состоит в решении задачи максимизации общественного или частного благосостояния с учётом ряда специальных целей и ограничений.

Основная идея проектного анализа состоит в установлении «ценности» проекта, для чего надлежит установить, превышают ли выгоды, получаемые от проекта, затраты на его осуществление.

Итак, проектный анализ, как метод всесторонней оценки инвестиционных решений, служит средством организации выбора лучшего среди альтернативных вариантов на основе моделирования ситуации конкурентного рынка [1].

В проектном анализе для выработки правильных решений, там где это возможно все выгоды и затраты проекта оцениваются в стоимостном выражении. Если же это невозможно, то пытаются учесть, по крайней мере, в качественном выражении, весь спектр частных и общественных издержек и результатов проекта.

В проектном анализе для выработки правильных решений, там где это возможно, все выгоды и затраты проекта оцениваются в стоимостном выражении. Если же это невозможно, то пытаются учесть, по крайней мере, в качественном выражении, весь спектр частных и общественных издержек и результатов проекта.

Используемые в проекте ресурсы и получаемые выгоды оцениваются по их альтернативной стоимости. Это связано с объективной возможностью их использования в других видах экономической деятельности (других проектах).

Ценность проекта определяется соотношением между его положительными результатами (выгодами) и понесенными на реализацию затратами. Иначе говоря, требуется оценить превышают ли выгоды, получаемые от проекта, затраты на его осуществление.

На практике часто возникает ситуация, когда в состав проекта включаются объекты (активы), созданные до начала реализации проекта, причем затраты на их создание уже нельзя возместить. В нефтегазовом комплексе это дороги к месторождениям, энергосистемы, разведочные скважины и т. п. Такие затраты, называемые часто затратами прошлых периодов или необратимыми издержками, которые в анализе проекта не учитываются [2].

Объекты проекта рассчитаны на длительный срок службы, поэтому при анализе сравнивает выгоды, получаемые в будущем, через длительные промежутки времени, с необходимыми в настоящее время затратами по проекту. Для этого используется техника дисконтирования, которая

позволяет учесть альтернативную стоимость используемых в проекте ресурсов при их долгосрочном использовании.

Затраты и результаты могут иметь различную природу, поэтому инвестиционные проекты рассматриваются с различных точек зрения (в различных аспектах).

В соответствии с этим складывается вполне определенная структура проекта как документа, которая предполагает наличие следующих основных разделов:

- технический;

- коммерческий;

- институциональный;

- финансовый;

- экономический;

- социальный;

- экологический;

- оценка риска проекта [3].

В техническом разделе проекта рассматриваются вопросы, связанные с инженерными решениями, используемой техникой, и технологией. Здесь должны быть указаны конкретные технические параметры проекта, применяемое оборудование, технологии и их характеристики, графики выполнения проекта. Дается также оценка вероятности своевременного строительства объектов и достижения предполагаемых технических и производственных результатов.

В коммерческом разделе инвестиции оцениваются с точки зрения перспектив реализации на рынке производимых продукции или услуг. Этот раздел содержит прогнозы конъюнктурной ситуации, а также мероприятия по организации сбыта продукции (услуг) и мероприятия по снабжению проекта ресурсами, необходимыми для его реализации и эксплуатации.

Вопросы сбыта добытого углеводородного сырья все более остро встают по мере расширения поля альтернативных покупателей. Это экспорт, продажа различным компаниям внутри страны, и переработка.

Социальный раздел определяет пригодность предлагаемых вариантов проекта с точки зрения интересов населения, предлагаются меры по улучшению взаимопонимания между организаторами проекта и теми социальными группами, на которые он влияет.

В институциональном разделе проекта дается оценка организационной, правовой, политической и административной обстановки, в рамках которой он реализуется и эксплуатируются. Излагаются также рекомендации по укреплению деловых возможностей вовлеченных в проект организаций.

Экологический раздел. Проекты, связанные с разработкой нефтегазовых ресурсов, их транспортом и переработкой в большой степени оказывают воздействие на окружающую среду. Задачей является установление потенциального ущерба окружающей среде во время осуществления и эксплуатации проекта, также определение мер, необходимых для снижения или предотвращения этого ущерба.

Финансовый раздел анализ рассматривает результаты проекта с точки зрения интересов его непосредственных участников и охватывает следующие основные аспекты:

- оценка финансовой рентабельности альтернативных вариантов проекта и определение среди них наилучшего;

- разработка финансового плана, охватывающего все фазы реализации проекта и надёжно обеспечивающего потребности предприятия, реализующего проект, в финансовых ресурсах и гарантирующего своевременное погашение им всех обязательств, возникающих в результате осуществления проекта;

- оценка финансовых последствий (результатов) проекта как для инвесторов, которые вкладывают собственные средства в проект, так и для других его участников, а также проверка того, что проект обеспечивает необходимый уровень доходности, который будет удовлетворять инвесторов.

На различных этапах жизненного цикла проекта анализ финансовой рентабельности отличается уровнем глубины и назначением. Используются различные источники исходной информации, причём степень точности и достоверности информации повышается по мере перехода от одного этапа жизненного цикла проекта к другому [1].

Экономический анализ проводится с позиций интересов всего общества, с позиции развития экономики страны в целом.

Главная цель экономического анализа в том, чтобы отобрать проекты, содействующие росту благосостояния страны. Экономический анализ даёт наилучший результат, если проводится на ранней стадии проектного цикла и позволяет отсеивать «плохие» проекты и их компоненты.

Оценить проект с позиций интересов национальной экономики страны означает проверить разумность с точки зрения общества выделения ресурсов на осуществление именно этого проекта при наличии многих альтернатив. Если это не так, то общество должно стремиться направить средства на реализацию другого проекта, более выгодного для экономики. Однако в условиях свободной экономики проект может реализоваться частными инвесторами и при негативной экономической оценке. Тогда важно получить экономическую оценку упущенных обществом выгод, которые обусловлены использованием имеющихся средств именно в данном проекте. По результатам этого возможно принятие решений об отказе от общественной поддержки такого проекта и применении разрешенных законодательством мер по его пересмотру (налоговое давление, отказ от субсидий, гарантий кредиторам, формирование негативного общественного мнения и т. п.).

Особую значимость экономический анализ приобретает для инвестиционных проектов в нефтяной и газовой промышленности, т. к. эта отрасль является одной из важнейших в российской экономике.

Важно заметить, что весь процесс разработки месторождения, ведется согласно, утвержденному проектному документу.

2.2 Оценка экономической эффективности проекта разработки нефтяного месторождения

Эффективность добычи нефти при разработке месторождения проявляется в двух основных формах, каждый из который характеризуется группой показателей.

В количественном аспекте эффективность выражается в максимизации полученных результатов от добычи нефти и газа. Здесь основными показателями являются объем добычи нефти, чистый доход и прибыль, рентабельность и доходность.

Качественный аспект эффективности выражается в минимизации всех видов ресурсов и характеризуется показателями себестоимости продукции, повышении эффективности использования основных средств и капитальных вложений, увеличение степени извлечения нефти из недр, экономию всех видов ресурсов и др. Интегральная эффективность производства, следовательно, характеризуется соотношениям понесённых затрат и полученных результатов.

Эффективность проекта в целом оценивается с целью определения потенциальной привлекательности проекта для возможных участников и поисков источников финансирования. Она включает в себя:

- общественную (социально-экономическую) эффективность проекта;

- коммерческую эффективность проекта [6].

Показатели общественной эффективности учитывают социально-экономические последствия осуществления инвестиционного проекта для общества в целом, в том числе как непосредственно результаты и затраты проекта, так и «внешние»: затраты и результаты в смежных отраслях экономики, экологические, социальные и иные внеэкономические эффекты. Внешние эффекты рекомендуется учитывать в количественной форме при наличии соответствующих нормативных и методических материалов.

Показатели коммерческой эффективности проекта учитывают финансовые последствия его осуществления для участника, реализующего инвестиционный проект, в предположении, что он производит все необходимые для реализации проекта затраты и пользуется всеми его результатами [6].

В настоящее время для рыночной экономики характерно внедрение проектов разработки нефтяных месторождений с точки зрения их экономической целесообразности для каждого участника осуществления его реализации.

Создание проекта разработки нефтяного месторождения и выбор рационального варианта из совокупности предложенных можно рассматривать как процесс принятия важного хозяйственного решения, реализация которого позволит добывающему предприятию оказывать дополнительные воздействия на рыночную экономическую ситуацию в отдельном регионе и на результаты своей будущей коммерческой деятельности.

Выбор рационального варианта разработки месторождения необходимо рассматривать как задачу принятия решений в условиях достоверно неизвестного состояния природы относительно знаний об объемах содержащихся углеводородов и параметрах, характеризующих отдачу пластов.

В результате основой для экономической эффективности проекта разработки нефтяного месторождения служат следующие показатели:

· объем геологоразведочных работ;

· объем разведочного и эксплуатационного бурения;

· ввод новых скважин (добывающих, нагнетательных);

· среднедействующий фонд нефтяных скважин;

· среднедействующий фонд нагнетательных скважин;

· объем добычи нефти;

· объем добычи нефтяного газа;

· объем добычи газового конденсата;

· объем закачки рабочего агента;

· прочие показатели, установленные «Регламентом составления проектных документов на разработку нефтяных месторождений» [2].

Экономическая модель месторождения включает в себя следующие показатели и критерии:

* инвестиции (капитальные вложения);

* валовый доход (выручка от реализации продукции на внутреннем и внешнем рынке);

* себестоимость продукции с выделением амортизационных отчислений и текущих издержек, а также налоговых выплат, включенных в себестоимость;

* валовая прибыль;

* налоговые выплаты из прибыли;

* чистая прибыль;

* денежная наличность;

* чистая текущая стоимость денежной наличности;

* показатели эффективности (прибыльности) проекта и оценки риска;

* внутренняя норма рентабельности;

* срок возврата (возмещения) инвестиций;

* минимальная (средняя за период) цена единицы продукции, обеспечивающая получение нулевого значения чистой текущей стоимости за период разработки объекта [5].

Инвестиции - это выраженные в денежной форме затраты предприятий, результаты которых проявляются в течение длительного периода времени или через длительный период. Их эффективность оценивается на основании общепринятого в рыночной экономике подхода к оценке эффективности инвестиционных проектов.

Расчет инвестиционных расходов в проектах разработки месторождений углеводородов, находящихся в промышленной эксплуатации, проектах освоения новых месторождений углеводородов, проектах проведения геологоразведочных работ и освоения перспективных структур включает учет особенностей каждого конкретного месторождения.

В основу оценок эффективности инвестиционного проекта положены принципы:

- рассмотрение проекта на протяжении всего его жизненного цикла (расчетного периода);

- моделирование денежных потоков, включающих все связанные с осуществлением проекта денежные поступления и расходы за расчетный период с учетом возможности использования различных валют;

- сопоставимость условий сравнения различных проектов (вариантов проекта);

- принцип положительности и максимума эффекта;

- учет фактора времени;

учет только предстоящих затрат и поступлений;

сравнение «с проектом» и «без проекта»;

учет всех наиболее существенных последствий проекта;

учет наличия разных участников проекта, несовпадения их интересов и различных оценок стоимости капитала, выражающихся в индивидуальных значениях нормы дисконта;

- многоэтапность оценки (обоснование инвестиций, ТЭО, выбор схемы финансирования, экономический мониторинг);

- учет влияния на эффективность инвестиционного проекта потребности в оборотном капитале, необходимом для функционирования создаваемых в ходе реализации проекта производственных фондов;

учет влияния инфляции и возможности использования при реализации проекта нескольких валют;

учет (в количественной форме) влияния неопределенностей и рисков, сопровождающих реализацию проекта [2].

Основным показателем, определяющим оценку эффективности инвестиций в проект разработки нефтяного месторождения, является чистый дисконтированный доход (ЧДД). Однако, в первую очередь, необходимо отметить важность источника формирования ЧДД, а именно денежного потока, на основе которого рассчитываются интегральные показатели эффективности проекта:

· чистый доход (ЧД);

· чистый дисконтированный доход (ЧДД);

· внутренняя норма доходности (ВНД);

· индекс доходности затрат (ИД);

· индекс доходности инвестиций (ИДИ);

· сроки окупаемости с учетом и без учета дисконтирования (Ток).

Денежный поток является зависимостью от времени денежных поступлений и платежей при реализации порождающего его проекта в течение расчетного периода. Для его формирования выбирается некоторый временной интервал (для проектов разработки месторождений - год), за который определяется сальдо (разность) ожидаемых притоков и оттоков денежных средств, которое может быть как отрицательным, так и положительным [5].

Денежный поток проекта в i году вычисляется по формуле (1):

ДПi = Bpi - Tpi - Иi - Pтекi - Hi - АОi, (1)

где Bpi - выручка от реализации товарной продукции в i году, млн. руб.;

Tpi - коммерческие расходы в i году, млн. руб.;

Иi - инвестиционные расходы проекта в i году, млн. руб.;

Pтекi - операционные расходы проекта в i году, млн. руб.;

Hi - налоги, платежи и отчисления в i году, млн. руб.;

АОi - амортизационные отчисления в i году, млн. руб. [5].

Денежный поток является исходной базой для расчета всех показателей эффективности инвестиционного проекта и обычно состоит из потоков от отдельных видов деятельности:

денежного потока от инвестиционной деятельности;

денежного потока от операционной деятельности;

денежного потока от финансовой деятельности.

При моделировании денежного потока могут использоваться текущие

и прогнозные цены. Проекты разработки месторождений имеют долгосрочный характер, и в связи с этим прогнозный денежный поток, как правило, рассчитывается в постоянных ценах.

Накопленный денежный поток определяется (на каждом интервале расчетного периода) как алгебраическая сумма сальдо всех предшествующих интервалов.

Учет фактора времени (достижение сопоставимости разновременных денежных средств) осуществляется с помощью операции дисконтирования денежных величин.

Дисконтированием денежного потока называется приведение его интервальных (годовых) денежных значений сальдо к их ценности на определенный момент времени, который называется моментом приведения. В качестве момента приведения (при оценке нефтегазовых проектов) чаще всего выбирается начало первого года расчетного периода [1].

Основным экономическим нормативом, используемом при дисконтировании, является норма дисконта, выражаемая в долях единицы или в процентах в год.

Норма дисконта отражает годовой процент, получаемый на вложенный капитал, ниже которого потенциальный инвестор (инвесторы) считает финансирование инвестиционного проекта неприемлемым.

Дисконтирование сальдо денежного потока, соответствующего году ti, осуществляется путем умножения его значения на коэффициент дисконтирования (dt), рассчитываемый по формуле (2):

(2)

где Ен - норма дисконта, %;

ti - текущий год расчетного периода [1].

Важнейшим показателем эффективности инвестиционного проекта является чистый дисконтированный доход (ЧДД). Он соответствует величине накопленного дисконтированного денежного потока и определяется как алгебраическая сумма дисконтированных значений годовых сальдо за расчетный период [1].

В проектах разработки нефтегазовых месторождений расчет ЧДД производится по следующей формуле (3):

(3)

где Вi - выручка от реализации продукции в году i, млн. руб.;

Т - расчетный период оценки, годы;

Кi - капитальные вложения в разработку месторождения в году i, млн. руб.;

Эпрi - эксплуатационные затраты (производственные) в году i без амортизационных отчислений и налогов, включаемых в состав себестоимости добываемой продукции, млн. руб.;

Нi - налоговые выплаты в году i, млн. руб. [1].

Чистый дисконтированный доход - приведенная к начальному моменту проекта величина дохода, который ожидается после возмещения вложенного капитала и получения годового процента, равного выбранной инвестором норме дисконта.

Если величина ЧДД положительна, инвестиционный проект считается рентабельным, что свидетельствует о целесообразности финансирования и реализации проекта.

При выборе наиболее эффективного варианта проекта разработки месторождения (из альтернативных) наилучшим признается вариант проектных решений, имеющий максимальное положительное значение ЧДД за период оценки.

Другим важным показателем эффективности инвестиционного проекта является внутренняя норма доходности (рентабельности) (ВНД, ВНР), значение которого соответствует годовому проценту, который ожидается получить на вложенный в реализацию проекта капитал. В наиболее распространенных случаях (денежный поток характеризуется одним инвестиционным циклом) - это значение переменной нормы дисконта, при котором чистый дисконтированный доход обращается в ноль. Определение ВНД производится на основе решения следующего уравнения (4):

(4)

где Вi - выручка от реализации продукции в году i, млн. руб.;

Т - расчетный период оценки, годы;

Кi - капитальные вложения в разработку месторождения в году i, млн. руб.;

Эпрi - эксплуатационные затраты (производственные) в году i без амортизационных отчислений и налогов, включаемых в состав себестоимости добываемой продукции, млн. руб.;

Нi - налоговые выплаты в году i, млн. руб. [1].

С рядом допущений считается, что величина ВНД соответствует годовой процентной ставке кредита для полного финансирования инвестиционного проекта, при которой предприятие - заемщик в состоянии расплатиться с кредитором, но его прибыль оказывается равной нулю [1]. Для оценки эффективности инвестиционного проекта ВНД сопоставляется с нормой дисконта. Если значение ВНД больше величины нормы дисконта, ЧДД положителен, следовательно, инвестиционный проект эффективен. Если значение ВНД меньше величины нормы дисконта, ЧДД отрицателен, то инвестиционный проект неэффективен.

Сроком окупаемости проекта характеризуется период, за пределами которого накопленный ЧД становится положительным, т. е. период от начального момента реализации проекта до момента окупаемости. Моментом окупаемости является тот наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого накопленный дисконтированный денежный поток становится положительным и в дальнейшем остается неотрицательным (срок окупаемости с учетом дисконтирования) [1].

Срок окупаемости (Т) может быть определен из равенства (5):

(5)

где Вi - выручка от реализации продукции в году i, млн. руб.;

Т - расчетный период оценки, годы;

Кi - капитальные вложения в разработку месторождения в году i, млн. руб.;

Эпрi - эксплуатационные затраты (производственные) в году i без амортизационных отчислений и налогов, включаемых в состав себестоимости добываемой продукции, млн. руб.;

Нi - налоговые выплаты в году i, млн. руб.;

Ен - норма дисконта, % [1].

Дополнительно выделяют показатель потребности в дополнительном финансировании, который предполагает максимальное значение абсолютной величины отрицательного накопленного дисконтированного сальдо денежного потока инвестиционного проекта. Эта величина показывает минимальный дисконтированный объем финансирования проекта, необходимый для его финансовой реализуемости, т. е. до выхода проекта на самофинансирование. Этот показатель иногда называют капиталом риска.

Индексы доходности (ИД) характеризуют «отдачу проекта» на вложенные в него денежные средства. Отдача измеряется количеством денежных единиц, получаемых на каждую вложенную денежную единицу за расчетный период реализации проекта с учетом дисконтирования.

Индекс доходности дисконтированных затрат - отношение суммы дисконтированных денежных притоков к сумме дисконтированных денежных оттоков. Расчет индекса доходности дисконтированных затрат (R) производится по следующей формуле (6):

(6)

где Вi - выручка от реализации продукции в году i, млн. руб.;

Т - расчетный период оценки, годы;

Кi - капитальные вложения в разработку месторождения в году i, млн. руб.;

Эi - эксплуатационные затраты в году i с учетом амортизационных отчислений и налогов, включаемых в состав себестоимости добываемой продукции, млн. руб.;

Ен - норма дисконта, %;

Нi* - налоги, в году i, не включаемые в состав себестоимости добываемой продукции, млн. руб. [1].

Индекс доходности дисконтированных инвестиций - отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности. Его значение равно увеличенному на единицу отношению ЧДД к накопленному дисконтированному объему инвестиций, что в свою очередь характеризует экономическую отдачу средств. Расчет индекса доходности инвестиций (РI) производится по следующей формуле (7):

(7)

где Пi - прибыль от реализации нефти в году i, млн. руб.;

Кi - капитальные вложения в разработку месторождения в году i, млн. руб.;

Ен - норма дисконта, % [1].

Таким образом, в условиях рыночной экономики в рамках проектов разработки нефтяных месторождений для принятия решений используется ряд интегральных показателей, в которых учитывается выбранная оптимальная норма дисконта на основе прогнозирования денежного потока, являющегося следствием осуществления инвестиций.

2.3 Методика анализа рисков, возникающих при разработке нефтяного месторождения

Вследствие нестабильности и непредсказуемости экономической ситуации одной из важнейших задач управления проектами является оценка рисков.

В экономике существуют две наиболее распространенные точки зрения на сущность риска:

- риск как возможность потерь в форме фактических убытков или упущенной выгоды;

- риск как степень нестабильности, непредсказуемости доходов.

Нефтяная и газовая промышленность, как система, в отличие от других отраслей материального производства обладает рядом специфических особенностей. Наиболее существенными из них с точки зрения анализа эффективности инвестиционных проектов и оценки риска являются [1]:

· Большая зависимость показателей и критериев эффективности затрат от природных условий, от уровня использования разведанных и извлекаемых ресурсов углеводородов;

· Динамический характер (изменчивость во времени) природных факторов;

· Вероятностный характер большинства технико-экономических показателей разработки нефтяных и газовых месторождений;

· Изменение воспроизводственной структуры капиталовложений в масштабе отрасли в сторону увеличения их доли, направляемой на компенсацию падения добычи на старых месторождениях;

· Большая продолжительность реализации нефтяных и газовых проектов;

· Высокая капиталоемкость нефтегазодобычи, необходимость осуществления крупных начальных инвестиций, длительный период возмещения начального капитала и др.

Эти особенности нефтяной и газовой промышленности оказывают влияние и на формирование системы проектных рисков. Инвестиционным проектам в этих отраслях присуще все виды рисков, рассмотренных ранее. Кроме этих рисков специфическими для нефтяной отрасли являются: риск неоткрытия месторождения; риск открытия нерентабельного месторождения; риск, связанный с неточным определением геолого-промысловых характеристик объекта разработки (объема геологических запасов, динамики добычи углеводородов и т. д.); риск, связанный с завершением проекта; риск, связанный с условиями рынка сбыта нефти, газа, нефтепродуктов; риск, обусловленный качествами участников проекта; риск, вызванный повышенной вероятностью возникновения форс-мажорных ситуаций.

В таблице 2.1 Приведена классификация рисков, возникающих при реализации проектов в нефтегазовой промышленности.

Основными причинами рисков, возникающих при реализации нефтегазовых проектов, являются: распределение отдачи от проекта во времени; разброс значений каждой переменной, влияющей на величину критериев эффективности; значительные расходы, связанные со сбором дополнительной информации.

Все участники проекта заинтересованы в том, чтобы снизить вероятность принятия неудачного (неэффективного) решения, избежать полного провала проекта или хотя бы значительных убытков. Для этого участники проекта вынуждены учитывать все возможные последствия реализации проекта в быстро меняющейся рыночной среде.

Назначение анализа риска заключается в том, чтобы дать потенциальным партнерам необходимую информацию для принятия решений о целесообразности участия в проекте и предусмотреть меры по защите от возможных финансовых потерь.

Таблица 2.1. Классификация рисков проектных решений в нефтегазовой промышленности

Признак классификации

Виды рисков

А. Общие

1. Сфера проявления

Юридический, страновой, социальный, производственный, коммерческий, финансовый, экологический, риск участников проекта, инвестиционный, производственный и т. д.

2. Стадия проявления

Предоперационный, операционный.

3. Причины возникновения

Функциональный, денежный, инфляционный, риск ликвидности и т. д.

4. Последствия проявления

Риск прекращения деятельности, вариационный риск и т. д.

Б. Специфические

5. Стадия поисков

Риск неоткрытия месторождения,

Риск открытия нерентабельного месторождения.

6. Стадия развития

Риск отклонения от оптимальной стратегии разведки.

7. Стадия разработки

Риск потерь, вызываемых неточным определением объема запасов и коэффициентов нефтегазоизвлечения,

Риск строительства объектов (скважин) с низкими качественными характеристиками,

Риск, вызываемый изменениями условий рынка сбыта нефти, газа, продуктов переработки,

Риск возникновения форс - мажорных ситуаций.

8. Стадия транспорта газа, нефти, конденсата

Риск потерь, вызванных неточным определением объёма транспорта продукции,

Риск потерь, вызванных низкими качественными характеристиками транспортируемых продуктов,

Риск строительства объектов транспорта с низкими качественными характеристиками,

Риск отказов в работе оборудования,

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены