Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Завершающим этапом жизни скважины является ее обязательная ликвидация - комплекс мероприятий, направленных на восстановление нарушенного скважиной естественного состояния горных пород с целью охраны недр.

В условиях дефицита у нефтегазодобывающих компаний свободных финансовых ресурсов проблема ликвидации скважин стала наиболее острой, поскольку для проведения этих работ требуются большие единовременные затраты. В настоящее же время на многих предприятиях не существует специального накопительного фонда для аккумулирования денежных средств на протяжении всей жизни скважины для их последующего целевого назначения, а именно ликвидации.

Цель настоящего проекта - изучить основные аспекты проблемы ликвидации скважин и выбрать оптимальный механизм накопления ликвидационного фонда на одном из месторождений НГДУ «Правдинскнефть».

При этом решаются следующие задачи:

обоснование необходимости формирования специального фонда для ликвидации скважин;

определение основных аспектов программы ликвидации скважин;

анализ возможных источников и способов формирования ликвидационного фонда;

организация процесса ликвидации скважин в НГДУ «Правдинскнефть» с рассмотрением технологических особенностей ликвидационных работ в ряду прочих капитальных ремонтов и будущих экологических опасностей в случае отказа предприятия от проведения ликвидации скважин.

1 характеристика производственно-хозяйственной деятельности НГДУ «правдинскнефть»

1.1 Организация производства в НГДУ «Правдинскнефть»

ликвидационный фонд скважина

Первое месторождение НГДУ "Правдинскнефть", Правдинское, было открыто 12 января 1964 года. Дебит первой скважины № 51-Р составил 150 тонн в сутки. Через два года, в сентябре 1966, была введена в эксплуатацию скважина № 502. 1 января 1968 года приказом Главтюменнефтегаза в составе объединения "Тюменьнефтегаз" организовано НПУ "Правдинскнефть". 18 марта 1968 года была получена первая тонна промышленной нефти.

В апреле того же 1968 года был построен нефтепровод "Усть-Балык-Омск" и введены в эксплуатацию скважины №№ 5,6,73. В октябре была организована служба ППД. Спустя немногим более года после создания НПУ "Правдинка" отметила добычу миллионной тонны нефти. В этом же году сверхплановые показатели по добыче углеводородного сырья составили 22 000 тонн /5/.

В декабре 1969 года приказом министров нефтедобывающей и газовой промышленности принято решение по основанию Правдинского месторождения с применением импортного оборудования.

В октябре 1970 года пущена временная ТХУ, благодаря чему было положено начало созданию мощностей по подготовке нефти. Через год, в 1971 году, НПУ "Правдинскнефть" стало именоваться НГДУ.

В 1972 году начала действовать первая блочная кустовая насосная станция № 3 (БКНС-3). В течение последующих двух лет - организована районная инженерно-технологическая служба № 1, а также цех специальной и промысловой техники.

В 1974 году вступил в строй газопровод "Правдинское месторождение - Сургутская ГРЭС". Через год Нефтеюганск и поселок "Пойковский" соединила новая дорога.

В 1977 году началась эксплуатация Тепловского месторождения. Спустя пять лет, в 1982 году, - Северо-Салымского месторождения, а также началось пробное освоение Ханты- Мансийской площади. Одно из перспективных современных месторождений - Приразломное - начали осваивать в 1986 году, а в 1988 году приступили к разработке «жемчужины» Западной Сибири - Приобского месторождения.

Таким образом предприятие ведет разработку шести месторождений: Правдинское, Восточно-Правдинское, Северо-Салымское, Приразломное, Тепловское и Приобское.

В настоящее время НГДУ "Правдинскнефть" - одно из перспективных подразделений ОАО "Юганскнефтегаз", в процессе добыче нефти использующее передовые технологии и опыт как российских, так и зарубежных партнеров.

Цель подразделения - получение прибыли и удовлетворение общественных потребностей в товарах и услугах, производимых им.

Основной вид деятельности НГДУ - промышленная разработка нефтяных месторождений. Под промышленной разработкой нефтяного месторождения понимается технологический процесс извлечения из недр нефти и сопутствующих ценных компонентов для реализации их нефтеперерабатывающим организациям или организациям, осуществляющим транспортировку нефти.

НГДУ работает также в следующих направлениях:

- обустройство, капитальный и подземный ремонт скважин;

- ремонт и строительство автодорог, мостов и сооружений;

- оказание платных услуг населению;

- производство товаров народного потребления;

- производство и переработка сельскохозяйственной продукции;

- торгово-закупочная и посредническая деятельность;

- проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт нефтепромысловых объектов;

- транспортные услуги, услуги специализированной техники;

- подготовка и повышение квалификации кадров;

- маркетинговая и инвестиционная деятельность;

- организация общественного питания;

- проектирование и строительство объектов промышленного и жилищно-гражданского назначения, коммунального хозяйства с правом их последующей реализации;

- осуществление технического надзора за строительством объектов промышленного и гражданского строительства;

- производство и реализация пара и воды;

- проведение единой с Компанией экономической , ценовой, технической и экологической политики.

Организационная структура НГДУ «Правдинскнефть» представлена в Приложении 1 и включает следующие подразделения.

Аппарат управления

1.1. Руководство

1.2. Аппарат при руководстве

2. Отделы аппарата управления

2.1. Юридический отдел

2.2. Группа по реализации инвестиционного проекта "Обустройство Приразломного месторождения"

2.3. Производственно-технологический отдел

2.4. Технологический отдел по подземному и капитальному ремонту скважин

2.5. Технологическая служба по повышению нефтеотдачи пластов

2.6. Отдел охраны окружающей среды

2.7. Служба по автоматизации производственных процессов

2.8. Технологическая служба по подготовке и реализации нефти

2.9. Геологический отдел

2.10. Технологический отдел по разработке нефтяных и газовых
месторождений

2.11. Служба главного механика

2.12. Служба главного энергетика

2.13. Служба по охране труда и технике безопасности

2.14.Отдел планирования капитального строительства

2.15. Служба по строительству скважин

2.16. Группа супервайзеров

2.17. Производственный отдел по обустройству месторождений

2.18. Отдел капитального строительства и капитального ремонта
промышленных объектов

2.19. Финансовый отдел

2.20. Планово-экономический отдел

2.21. Отдел организации труда и заработной платы

2.22. Отдел социального развития

2.23. Хозяйственный отдел

З. Инженерно-технические службы

3.1. Центральная инженерно-технологическая служба

3.2. Цех по добыче нефти и газа N 1

3.3. Цех по добыче нефти и газа N 4

3.4. Нефтепромысел "приразломное"

3.4.1. Руководство

3.4.2. Производственно -диспетчерская служба

3.4.3. Социальная служба

3.4.4. Цех по добыче нефти и газа N 3

3.4.5. Цех по добыче нефти и газа N 5

4. Производственно-диспетчерская служба

5. Цех комплексной подготовки и перекачки нефти

6. Цех по сборудодготовке и транспорту газа (газовый)

7. Цех по поддержанию пластового давления

8. Цех научно-исследовательских и производственных работ

9. Цех материально-технического обеспечения и комплектации оборудованием

10. База производственного обслуживания

10.1. Руководство

10.2. Служба технического контроля и учета погружного

оборудования

10.3. Цех по техническому обслуживанию и ремонту трубопроводов

10.4. Цех подготовки производства

10.5. Цех подземного ремонта скважин

11. Маркшейдерская группа

12. Проектно-сметное бюро

13. Участок охраны производственных объектов

14. Прочие участки и подразделения

1.2 Анализ основных технико-экономических показателей нгду «Правдинскнефть»

Основные технико-экономические показатели НГДУ представлены в таблице 1, приложение А. Стоимостные показатели приведены к уровню 1999 г.

Деятельность НГДУ в период с 1995 по 1999 г.г. характеризуется относительно стабильными показателями валовой добычи нефти и годовой добычи попутного газа. Колебания величины добычи нефти в среднем 2,4 %, попутного газа - 10,5 %.

Разница в показателе ввода нефтяных скважин в 1995 г. по сравнению с 1999 г., составившая 87,33 %, обусловлена вводом в 1995 г. нового месторождения. Этим же фактом объясняется более, чем десятикратное сокращение сдачи скважин из бурения за анализируемый период. К 1997 г. месторождение вышло на проектную мощность, именно поэтому в 1997 г. наблюдается максимальный среднесуточный дебит 16,8 т/сут.

В ходе факторного анализа были выявлены изменения и причины изменений таких показателей как валовая добыча нефти, фондоотдача, производительность. Факторный анализ проводился логарифмическим методом, который для мультипликативных моделей дает наиболее точные результаты.

Изменение объема добычи нефти складывается из изменений среднесуточного дебита, коэффициента эксплуатации и скважино-месяцев, числящихся по действующему фонду.

В целях экономического анализа определим степень влияния перечисленных факторов на объем добычи нефти.

Учитывая, что Qн = q * Kэ * Cот , проведем факторный анализ изменения добычи нефти по годам по следующей формуле:

; (7)

где ,,,- суммарное изменение объема добычи нефти, изменение объема добычи нефти за счет изменения среднего дебита, коэффициента эксплуатации, скважино-суток отработанных соответственно;

Q0, q0 , Kэ0, Сот0 и Q1, q1 , Kэ1, Сот1 - соответствующие показатели в 1998 и 2000 гг.

Условия 1995 г.: Qн0 = 5318772 т, q0=8,7 т/сут., Кэ0=0,894, Сот0=600120 скв.-сут. (скважино-сутки отработанные рассчитываются как произведение числа скважин на среднее число дней их эксплуатации).

Условия 1996 г.: Qн1 = 4886129 т., q1=11,4 т/сут., Кэ1=0,883, Сот1=415800 скв.-сут.

Согласно расчету, объем добычи нефти в 1996 г. снизился на 432643 т. (8,13%), в том числе за счет уменьшения коэффициента эксплуатации добыча снизилась на 63250,5 т (2%), за счет уменьшения скважино-месяцев отработанных - на 1749500,1 т (54,8%), за счет роста суточного дебита добыча возросла на 1380107,7 т (43,2%) . Таким образом, уменьшение величины скважино-месяцев отработанных практически полностью было компенсировано ростом суточного дебита, а снижение коэффициента эксплуатации на 14,6% снижение объемов добываемой нефти.

Резкое увеличение выработки за последний год на 56,2% на фоне ежегодного роста на 1,2 -16,8% обусловлено на 79,9% увеличением выручки и на 20,1% - снижением численности производственного персонала. Выработка увеличилась на 42,8%, численность снизилась на 8,5%.

Увеличение фондоотдачи в 1999 г. на 6,5% по сравнению с 1997 г. и на 11,3% по сравнению с 1998 г. связано с ростом мировой цены на нефть.

Для НГДУ «Правдинскнефть» характерно отсутствие добычи природного газа.

Всего за 1999 г. добыто 5482 тыс. т нефти (на 412 тыс. тонн больше плана), 241,14 млн. м3 попутного газа. Добыча нефти механизированным способом в процентном отношении от общей добычи составила в этом году 97,34 %.

Всего в эксплуатацию в 1999 г. введено 6 скважин при плане 0. Дополнительно добыто за счет ввода 2,032 тыс. т.

На механизированный способ добычи из фонтанного фонда переведено 47 скважин при плане 17 скважин., в том числе на ЭЦН переведено 40 скважин при плане 13, на ШГН - 7 скважин при плане 4.

Всего дополнительно добыто за счет перевода на механизированную добычу 62,795 тыс. т при плане 24,85 тыс. т, что на 37,945 тыс. т выше запланированного.

План по подземному ремонту скважин выполнен на 105,8 %, т.е. при плане 1431 отремонтировано 1514 скважин. Капитальных ремонтов выполнено 116 при плане 125.

2. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ МЕХАНИЗМ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИН

2.1 Обоснование необходимости формирования специализированного фонда для ликвидации скважин

Все законодательные акты в сфере недропользования, как международные, так и российские, как правило, содержат требование ликвидации, а также нормы, регламентирующие порядок и сроки выполнения этих работ, они возлагают ответственность за их выполнение на собственника ликвидируемых объектов, т.е., как правило, на недропользователя, который должен осуществлять их за свой счет /6/.

Необходимость накопления средств для осуществления ликвидационных работ является причиной основного конфликта интересов государства и недропользователя, при котором недропользователь заинтересован в том, чтобы государство возмещало его предстоящие ликвидационные затраты, т.е. в период времени, когда в распоряжении государства имеется компенсационная продукция. Естественная позиция государства заключается в требовании к инвестору в процессе добычи минерального сырья в полном объеме осуществлять специальные отчисления в ликвидационный фонд. Для недропользователя это означает опережающую трату финансовых ресурсов, что не выгодно с экономической точки зрения.

В мировой практике существуют различные варианты компромиссного решения этой проблемы, в каждом конкретном случае определяющие взаимоприемлемое для государства и недропользователя решение.

Стоимость ликвидационных работ может быть достаточно велика как в абсолютном, так и в относительном выражении и составляет десятки и сотни миллионов рублей. При ликвидации выплатить такие суммы необходимо, во-первых, практически сразу и, во-вторых, в период, когда текущая рентабельность разработки месторождения достигла минимально приемлемой величины. Кроме того, следует иметь в виду, что величина затрат на ликвидацию, как бы велика она ни была, практически не оказывает влияния на критериальные показатели-оценки эффективности проекта: внутреннюю норму прибыли, дисконтированный чистый доход, срок окупаемости.

Перед недропользователем уже в самом начале возникает задача определить стоимость работ по ликвидации и установить источник их финансирования. Поэтому в механизме формирования источников финансирования приходится предусматривать возможность периодического корректирования первоначальных оценок.

Проведение работ по ликвидации и консервации промышленных объектов, а также ликвидации последствий экологически опасных ситуаций требует значительных финансовых ресурсов, которые в условиях общего экономического кризиса страны и снижающихся объемов добычи нефти, практически отсутствуют на предприятиях нефтегазодобычи.

Если возникает необходимость ликвидации крупных дорогостоящих объектов, осуществлять их за счет только текущих расходов невозможно. В этой связи возникает объективная необходимость в постепенном накоплении средств в форме некоторого целевого фонда. Осуществление работ по ликвидации объектов обустройства месторождения связано с поиском источников формирования ликвидационного фонда и определением хозяина этого фонда.

В настоящее время НГДУ «Правдинскнефть» в сфере ликвидационных работ реализует концепцию Компании. На месторождениях, эксплуатируемых на условиях соглашения о разделе продукции, в обязательном порядке создается ликвидационный фонд, который формируется исходя из потонной ставки отчислений с момента разработки месторождения.

На месторождениях, разрабатываемых по лицензии, специализированный фонд еще не создавался, а та небольшая доля ликвидированного фонда (см. п.1.2.) финансируется из средств, предназначенных для проведения капитальных ремонтов /7/. Ликвидационные работы выполняются силами специализированных бригад по капитальному ремонту скважин, затраты по ним включаются в себестоимость добываемых нефти и газа

По состоянию на начало 1995 г в ожидании ликвидации находилось 19 скважин, на начало 1996 г. - 8 скважин, на начало 1997 г. - 7 скважин, на начало 1998 г. - 15 скважин, на начало 1999 г. - 21 скважина. Причем большая часть скважин находится на «старых» месторождениях, срок эксплуатации которых достиг 30 лет и более (например, на Правдинском месторождении). В настоящее время скважины ликвидируются в процессе разработки, но объемы этих работ невелики. Необходимо создавать ликвидационный фонд уже сейчас, пока месторождения имеют относительно стабильный высокий уровень добычи, так как при возникновении острой необходимости проведения ликвидационных работ в нужном объеме у предприятий, как правило, возникает нехватка средств. Например, в такой ситуации оказалась АНК «Башнефть». Накопленный фонд скважин, требующих ликвидации в АНК "Башнефть" насчитывает более 2000, тогда как в год ликвидируется в среднем только 150. Следовательно, ликвидационный фонд со временем не только не будет уменьшаться, но и будет возрастать до катастрофических размеров.

Уже в ближайшие десятилетия, когда крупные месторождения Западной Сибири выйдут на завершающую стадию разработки, проблемы организации работ по ликвидации скважин и других объектов обустройства, источников их финансирования станут особенно актуальными, и решать их нужно незамедлительно.

2.2 Определение затрат на ликвидацию основных производственных фондов в проектах разработки месторождений

Для оценки работ по ликвидации необходима программа, в которой должны быть определены /8/:

сроки и последовательность выполнения работ (прогноз выбытия скважин в соответствии с проектами разработки);

сметная стоимость ликвидации одной скважины;

общая сумма периодических отчислений, рассчитанных исходя из сметной стоимости ликвидации одной скважины и числа скважин, выводимых из эксплуатации за оставшийся период разработки с момента утверждения программы;

источники формирования ликвидационного фонда;

порядок и организация мониторинга (системы наблюдения и контроля) за состоянием устьев ликвидируемых скважин в соответствии с требованиями по охране недр.

На нефтяных и газонефтяных месторождениях ОПФ делятся на две группы /9/:

подземные - скважины различного назначения (добывающие, нагнетательные, резервные и др.);

наземные - системы промыслового обустройства (сбор и транспорт нефти и газа, электроснабжение и связь, промводоснабжение и др.).

Воспроизводство ОПФ осуществляется через капитальное строительство. В стоимостной форме оно представляется стоимостью оборудования и строительно-монтажных работ (СМР). При этом СМР на стадии создания основных производственных фондов включают затраты на строительство зданий (сооружений) и монтаж оборудования, а на стадии ликвидации данных фондов - затраты на их разборку и демонтаж. Источниками финансирования капитальных вложений служат амортизационные отчисления и часть прибыли от реализации добытых нефти и газа /10/.

Особое положение занимают подземные ОПФ - скважины. Во-первых, срок начисления амортизации по ним ограничен 15 годами, тогда как основное число ликвидируемых скважин приходится на значительно более поздние сроки. Во-вторых, технологически сам процесс ликвидации не имеет ничего общего с разборкой и демонтажем. Это скорее всего процесс захоронения ОПФ, причем на неограниченно большой период времени. Многообразие геолого-физических свойств пород и насыщающих их флюидов на месторождениях решающим образом влияет на конструкции сооружаемых скважин и последующее обеспечение надежности их захоронения. В связи с этим применяются самые различные технологии ликвидационных работ. Отраслевой инструкцией установлен общий порядок ликвидации скважин, а регламентами он конкретизирован для условий работ, например, на месторождениях Западной Сибири.

В настоящее время ликвидационные работы выполняются силами специализированных бригад по капитальному ремонту скважин, затраты по ним включаются в себестоимость добываемых нефти и газа.

Затраты на ликвидацию скважин должны определяться по обоснованному набору технологически необходимых ремонтно-изоляционных работ, их продолжительности в бригадо-часах и стоимости одного бригадо-часа именно на ликвидационных работах. В стоимость бригадо-часа входят стоимости трудовых затрат, материалов, проката применяемого бригадой оборудования.

В проектах и технологических схемах затраты на обустройство определяются системой нормативов удельных капитальных вложений, которая разрабатывается на основе экономического анализа проектно-сметной документации на промысловое обустройство совокупности представительных месторождений. Тот же порядок должен сохраняться и при разработке нормативов затрат на ликвидацию объектов промыслового обустройства.

По причине экономической не заинтересованности нефтяных предприятий проектно-сметной документации на ликвидацию целых нефтяных месторождений в отрасли в настоящее время не существует, отсутствует также база для разработки показателей удельных затрат на ликвидацию.

При определении стоимости ликвидации одной скважины необходимо прежде всего знать точную номенклатуру всех работ и их объемы. На каждый вид ликвидационных работ в НГДУ имеется специальный наряд-задание, который определяет перечень работ, их объемы, нормативное время на выполнение каждого виды работ, используемую технику и расценку для данной работы. В приложении А, табл. 2 приведен пример типового наряда для проведения ликвидации скважины с наращиванием цементного кольца за эксплуатационной колонной. Согласно такого наряда составляется смета на ликвидацию.

В приложении А табл. 3 предложена типовая смета на ликвидацию скважины, составленная планово-экономическим отделом НГДУ «Правдинскнефть».

Прямые затраты составляют 70 % от суммарных затрат на проведение данного вида ликвидации скважины, из них наибольший удельный вес приходится на транспортные затраты (используется специальная техника) - 56,3%, фонд заработной платы с отчислениями на социальные нужды составил 36,9%, амортизационные отчисления - 6,8%. В целом стоимость ликвидации скважины с наращиванием цементного кольца в ценах 1999 г. составила 297051 рублей, что составляет примерно 8,4% от первоначальной стоимости строительства скважины.

2.3 Методы и источники формирования ликвидационного фонда

2.3.1 Многообразие концепций накопления ликвидационного фонда

В данной части дипломного проекта рассматриваются три аспекта:

определение размера фонда;

определение источников накопления;

схема накопления.

Размер фонда определяется прогнозным путем и связан с разработкой плана работ по ликвидации и сметы затрат на его реализацию.

В настоящее время в соответствии с Регламентом составления проектных документов по разработке газовых и газоконденсатных месторождений, утвержденным 5 февраля 1999 г, затраты на ликвидацию скважин предусмотрены. Стоимость ликвидации скважин по фактическим данным за 1998 г не превысила 4 % от первоначальной их стоимости (табл. 2). В то же время, по данным зарубежных фирм, эта величина для объектов на суше может составлять от 5 до 10 %, а на шельфе 15% /11/.

Таблица 2 - Фактическая стоимость ликвидации скважин на 01.01.99 г.

Предприятие	Номер скважины	Стоимость ликвидации, млн. руб.	Стоимость первоначальная (в сопоставимых ценах), млн. руб.
Надымгазпром	723	0,52	19
Оренбурггазпром	174-Д	0,76	19
Астраханьгазпром	316 (наблюд.)	1,95	49
АНК «Башнефть»	-	0,308	4,0
НГДУ «Правдинскнефть»	1019 (развед.)	0,48	4,25

Стоимость ликвидации в НГДУ «Правдинскнефть» по состоянию на 01.01.99 г. колеблется в зависимости от вида скважины от 0,28 до 7,7 млн. р., что составляет для нефтяных добывающих скважин примерно 7-9% от их первоначальной стоимости.

Методологические вопросы о порядке формирования и использования ликвидационного фонда поднимались при разработке Закона «О соглашениях о разделе продукции». Однако все разработки касались новых месторождений в частности, морских. В этих исследованиях сумма периодических отчислений определяется произведением удельной стоимости ликвидационных работ в расчете на суммарную добычу на объем добычи за год, квартал, месяц.

К решению проблемы образования ликвидационного фонда на месторождениях на завершающей стадии разработки существуют различные подходы. В одном из них предлагается включить ликвидационную стоимость скважин в первоначальную стоимость основных фондов и возмещать ее через амортизацию С другой стороны, имеется предложение формировать ликвидационный фонд, исходя из суммарной стоимости ликвидации объектов по каждому году в соответствии с принятой программой работ, и аккумулировать указанную сумму на специальном счете в банке

При включении ликвидационной стоимости объектов в первоначальную стоимость несколько увеличивается налог на имущество и на прибыль Вместе с тем, при таком подходе у предприятия может возникнуть «соблазн» использовать суммы, предназначенные на ликвидацию объектов, для реализации других мероприятий (новое строительство, реконструкция), если это не будет закреплено законодательно /12/.

Отчисления в центральный фонд нефтедобывающего предприятия - обладателя лицензии на разработку данного месторождения - можно осуществлять или равными долями за проектный период, или в виде потонной ставки на добытую нефть.

2.3.2 Формирование и использование ликвидационного фонда при реализации соглашения о разделе продукции

При реализации соглашения о разделе продукции инвестор создает по окончании срока действия соглашения ликвидационный фонд в виде внебюджетного фонда при Министерстве топлива и энергетики Российской Федерации с целью накопления финансовых средств, необходимых для осуществления работ по консервации и ликвидации всех видов скважин, по демонтажу оборудования и иных сооружений, связанных с пользованием недрами, а также для рекультивации территории, использованной при проведении работ по соглашению.

Фонд создается по каждому соглашению о разделе продукции. Затраты рассчитываются на предполагаемую дату начала работ по ликвидации с учетом ожидаемой инфляции /13/.

Фонд создается за счет ежеквартальных отчислений, осуществляемых инвестором с даты начала промышленной добычи пропорционально объемам добытого минерального сырья устанавливается управляющим комитетом с таким расчетом, чтобы к планируемому сроку начала работ по ликвидации сумма средств фонда была достаточна для финансирования работ по ликвидации в соответствии с утвержденными управляющим комитетом планом работ по ликвидации и сметой затрат на его реализацию.

До полного возмещения затрат инвестора, связанных с ежеквартальными отчислениями им средств в фонд для проведения работ по ликвидации, инвестор обладает правом собственности на часть этих средств в пределах не возмещенных ему затрат. После полного возмещения затрат инвестора, связанных с отчислениями средств в фонд, право на средства фонда переходит к РФ /14/.

В случае прекращения действия соглашения о разделе продукции или отказа инвестора от части территории, предусмотренной соглашением, уполномоченными органами могут быть приняты следующие решения:

а) о продолжении поисково-разведочных работ и (или) добычи минерального сырья и эксплуатации сооружений и иного имущества, созданного при исполнении соглашения;

б) о проведении работ по ликвидации другими организациями;

в) о проведении работ по ликвидации инвестором. В соглашении о разделе продукции предусмотрены обязательства инвестора об осуществлении работ по ликвидации, а также право уполномоченных органов утверждать фактические затраты инвестора в связи с выполнением работ по ликвидации после прекращения действия соглашения/15/.

3. РАСЧЕТ И СРАВНЕНИЕ АЛЬТЕРНАТИВНЫХ СХЕМ ФОРМИРОВАНИЯ ЛИКВИДАЦИОННОГО ФОНДА НА ПРАВДИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Поиск оптимального пути формирования ликвидационного фонда проводился для скважин Правдинского месторождения, старейшего из всех месторождений НГДУ «Правдинскнефть». Возраст скважин здесь достигает тридцати лет и выше.

Всего на месторождении, по данным 1999 г., пробурено 1411 скважин, из них 971 - эксплуатационные, 311 - нагнетательные, 8 - контрольные, 39 - водозаборные, 3 - поглощающие и 79 - разведочные.

Добыча нефти по месторождениям НГДУ приведена ниже в таблице 3. По Правдинскому месторождению добыча составила по итогам 1999 г. 792 тыс.т, или 14,4% от общей добычи.

Таблица 3 -Добыча нефти по месторождениям по итогам 1999 г.

Месторождение	Добыча нефти, тыс. т	Отношение к валовой добыче НГДУ, %
Правдинское	792	14,4
Восточно-Правдинское	149	2,7
Северо-Салымское	303	5,5
Приразломное	3465	63,2
Тепловское	71,6	1,3
Приобское	701,4	12,9
Валовая добыча по НГДУ	5482	100,0

Сметная стоимость ликвидации одной скважины в ценах на 01.01.2000 г. условно принята 300 тыс. руб., процент хранения средств на депозите - 6% и ставка налога на доход по депозиту в соответствии с действующим законодательством 15%.

Число подлежащих ликвидации скважин должно быть принято в соответствии с Программой капитальных ремонтов скважин предприятия «Юганскнефтегаз» на соответствующий период, но так как подобная информация не предоставляется, то были взяты оценочные данные.

Суммарная сметная стоимость на ликвидацию скважин определялась произведением балансовой стоимости одной скважины с учетом НДС на число скважин, выводимых из эксплуатации за оставшийся период разработки.

1 способ. Указанная выше сумма распределяется по годам периода, за который предполагается ликвидировать скважины, пропорционально годовому числу скважин, подлежащих ликвидации (см. приложение Б, таблица 1).

Полученные таким образом денежные средства вносятся в
коммерческий или инвестиционный банк, инвестиционную компанию на депозитный счет, по которому процентный платеж за
год добавляется к первоначальной сумме, уменьшая
вносимые годовые денежные средства на сумму полученного
чистого дохода. С годового дохода в соответствии с действующим налоговым кодексом Российской Федерации, выплачивается налог 15 %.

Расчеты производились следующим образом.

Начисления на депозит:

НД = 0,06*ЕО, (8)

где ЕО - ежегодные отчисления в ликвидационный фонд, которые рассчитывались с учетом начислений на переходящую сумму накоплений и на вклад в текущем году по формуле:

ЕО = НОтг / (1 + 0,06*0,85) - НЛФ*0,06*0,85 = НОтг / 1,051 - НЛФ*0,051, (9)

где НО - необходимые текущие отчисления в ЛФ, рассчитанные по формуле:

НО = Ктг * Сл, (10)

где Ктг - количество ликвидируемых скважин в текущем году;

Сл - стоимость ликвидации одной скважины.

Налог на депозит:

Н = 0,06*0,15*ЕО. (11)

Доход по депозиту:

ДД = НД - Н. (12)

Величина накопленного ликвидационного фонда:

НЛФ = ЛФтг + НЛФпер, (13)

где ЛФтг - отчисления в ликвидационный фонд в текущем году, рассчитанные по формуле:

ЛФтг = ДД + ЕО. (14)

К концу 2010 г. накопленный ликвидационный фонд
составит 26,8 млн руб.( при потребности 26,5 млн.р.), в том числе 20,7 млн руб. отчисления, вносимые предприятием, и 6,1 млн. руб. отчисления по депозиту за вычетом налога на депозит. В течение 2001-2010 гг. предприятие может использовать по мере необходимости средства фонда для проведения работ по ликвидации скважин.

В данном способе формирования ликвидационного фонда изначально заложено противоречие. Используется принцип накопления фонда, тогда как в строке 2 расчетной таблицы заложено условие, согласно которому предприятие должно ежегодно ликвидировать заданное количество скважин. Т.е. пополняясь на заданную сумму, фонд в конце года уменьшается практически на ту же величину.

Расчетные таблицы по формированию ликвидационного фонда 2-м способом представлены в приложении Б, табл. 2.

2 способ. Ежегодные отчисления в ликвидационный фонд производятся исходя из потонной ставки и текущей добычи нефти.

Требуемая величина ликвидационного фонда:

ЛФ = К * Сл; (15)

где К - общее количество скважин на месторождении.

Валовой объем добычи (ВД) за исследуемый период составит по оценочным данным 26746 тыс. т нефти.

Таким образом, потонную ставку отчислений (СО) определим по следующей формуле:

СО = ЛФ / ВД; (16)

СО = 1411 * 0,3 / 26746 = 15,8 (руб./т), при себестоимости 1 тонны нефти на 01.01.99 г. равной 167, 05 рублей.

В данном случае должна учитываться текущая потребность предприятия в финансовых средствах на ликвидацию (стр. 9 и стр. 10 табл. 2, прил. Б), которая вычитается из накопленного к текущему моменту фонда.

При принятых условиях данным способом можно накопить ликвидационный фонд в размере 1381,4 млн. р. ( приложение Б, табл. 2, стр. 6) при необходимом размере фонда 423,3 млн. р. (в 3 раза меньше).

С учетом текущей ликвидации скважин неиспользованный остаток по фонду составил 1003,4 млн. р., не ликвидированных скважин 1411 - 1260 = 151 (скв.), что потребует денежных средств в размере 45,3 млн. р.

Таким образом, излишек накопленных средств по фонду составит 958,1 млн. р. (это еще без учета его возможного вложения по проценты в послепроектный период).

Принимая во внимание возможность только целевого использования данного фонда, сразу можно отметить невыгодность второго способа накопления фонда из-за значительного остатка собственных предприятия.

Основное наращение фонда произошло в начальный период накопления, когда величина отчислений в фонд была максимальная именно ввиду принятого метода потонной ставки отчислений, а текущее расходование средств на ликвидационные работы - минимальное.

Все используемые модели упрощенные. Чтобы получить более точные расчеты, нужно учесть инфляционный процесс и динамику процента по вкладам. Учитывая объективное отставание темпа роста банковского процента по депозиту от темпов инфляции, следует отметить, что такого разрыва между накопленной и необходимой величиной ликвидационного фонда, какой наблюдается во второй схеме, не будет. Разрыв будет гораздо меньше.

Один из выходов из создавшегося положения - снижение величины потонной ставки отчислений. Проведем дополнительный расчет по данной схеме при потонной ставке отчислений в ликвидационный фонд равной 7 руб./т нефти (приложение Б, табл. 3). На конец срока разработки месторождения остаток фонда составит 47,15 млн. р., что покроет дальнейшие ликвидационные работы на данном месторождении.

3 способ. Отчисления в специализированный фонд производятся равными долями в течение проектного периода.

Необходимые отчисления в фонд постоянны и составляют следующую величину:

НО1 = ЛФ / n, (17)

где n - срок эксплуатации месторождения.

НО1 = 423,3 млн. р. / 41 год = 10,32 млн. р.

Ежегодные отчисления рассчитываются по формуле:

ЕО1 = НОтг / 1,051 - НЛФ*1,051. (18)

При этом способе отчислений, как можно увидеть в расчетной таблице (приложение Б, табл. 4), на определенном этапе возникает дефицит финансовых средств на проведение ликвидационных работ.

Скорректируем формулу для расчета ежегодных отчислений (ф. 18). Убрав второе слагаемое, получим новую расчетную формулу:

ЕО11 = НОтг / 0,051. (19)

Но чтобы избежать излишних отчислений на начальном этапе, будем применять новую формулу ежегодных отчислений с более позднего периода. Этот период определили путем итерационного подбора. В таблице 5 приложения Б ячейка, с которой для расчета ежегодных отчислений стала использоваться формула (19), выделена серым цветом (2016 г.).

На конец периода эксплуатации месторождения накопленный ликвидационный фонд составил 17,0 млн. р.. Этих средств достаточно для ликвидации лишь 55 скважин, тогда как требуется ликвидировать 151 скважину.

Чтобы ликвидировать такую нехватку средств, начнем применять новую формулу для расчета текущих отчислений с более раннего периода, например, с 2015 г.. Тогда накопленный ликвидационный фонд в конце срока эксплуатации месторождения составит 49,3 млн. р. (см. приложение Б, табл. 6).

Расчеты проводятся с использованием универсальной системы обработки данных (табличного процессора) Microsoft Excel. Достоверность произведенных расчетов подтверждают таблицы 7 - 9 ( см. приложение Б).

Для выбора оптимальной схемы проанализируем все предложенные схемы. Для этого сведем их в таблицу 4.

Основными критериями для выбора оптимального способа накопления служат:

полное покрытие потребности в финансовых средствах на ликвидацию;

минимальная доля собственных средств в формировании ликвидационного фонда.

Первую схему отбрасываем сразу, так как здесь не учитывается текущая ликвидация скважин. При втором варианте в связи с большим временным разрывом между периодом максимальных отчислений и началом наибольшего расходования ликвидационных средств накопился излишне большой фонд, что свидетельствует о нерациональном расходовании средств предприятия.

Четвертый вариант неприемлем из-за отрицательного остатка средств. В пятом варианте остаток средств положительный, однако он не покрывает предстоящие расходы на ликвидацию оставшейся 151 скважины. Шестой вариант доработан с учетом доликвидациию.

Таблица 4 - Сравнение альтернативных схем накопления ликвидационного фонда.

Номер схемы	База для расчета потребности в финансовых средствах	Потребность в финансовых средствах, млн. р.	Накоплен-ный ликвидаци-онный фонд, млн. р.	Сумма отчислений собственных средств предприятиямлн. р.
1	Стоимость ликвидации объектов в текущем году	26,7*	26,84	20,7
2	Потонная ставка отчислений (15,83 р./т)	423,3	1381,4	389,4
3	Потонная ставка отчислений (7 р./т)	423,3	425,2	178,1
4	Отчисления равными долями	423,3	365,1	344,7
5	Отчисления равными долями	423,3	395,0	285,7
6	Отчисления равными долями	423,3	427,3	294,6

* Расчет производился на меньший срок (10 лет).

Из всех вариантов в большей степени выдвинутым критериям удовлетворяет третий вариант, при котором накопление средств производится на базе сниженной потонной ставки отчислений и в зависимости от текущих объемов добычи нефти. Доля расходования собственных средств НГДУ (без учета дохода по депозиту) составит 42,1 % от необходимого размера фонда.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В первой части дипломного проекта были рассмотрены технологические особенности проведения ликвидационных работ на нефтяных месторождениях НГДУ «Правдинскнефть», проанализировано состояние фонда нефтяных скважин НГДУ, даны характеристики скважин, подлежащих ликвидации, технологическая последовательность операций на конкретном примере ликвидации скважины, перечень специального оборудования и примеры расчета процесса установки цементных мостов при ликвидационно-изоляционных работах.

Во второй части освещается текущее производственно-экономическое состояние НГДУ «Правдинскнефть». Анализ основных технико-экономических показателей предприятия выявил достаточно стабильное положение НГДУ в период с 1995 по 1999 годы. Колебания величины добычи нефти в среднем 2,4 %, попутного газа - 10,5 %

В третьей главе исследован собственно экономический механизм формирования ликвидационного фонда, обоснована актуальность вопроса, рассмотрена существующая методика определения затрат на ликвидацию и проанализированы возможные методы и источники формирования ликвидационного фонда. В качестве источника для формирования специализированного фонда принята себестоимость добычи нефти. Анализ сметы затрат на ликвидацию скважины выявил, что максимальные расходы приходятся на эксплуатацию специальной техники - 56,3 %.

В расчетной части были проанализированы три способа формирования ликвидационного фонда:

равными долями в течение всего срока эксплуатации месторождения,

исходя из потонной ставки отчислений,

в зависимости от текущих объемов ликвидации скважин.

На их основе было разработано шесть схем отчислений в ликвидационный фонд. Переходящая из года в год сумма ликвидационного фонда за вычетом текущих расходов на ликвидацию накапливалась на специальном счете в банке под 6% годовых.

Фонд рассчитывался для проведения ликвидационных работ на Правдинском месторождении НГДУ «Правдинскнефть». Для обработки данных применялся табличный процессор Microsoft Excel.

В результате исследования была определена оптимальная схема накопления ликвидационного фонда ( 6-я схема в расчетах), при которой отчисление средств производится на базе сниженной потонной ставки и в зависимости от текущих объемов добычи нефти.

Критериями оптимальности служили полное покрытие потребности в финансовых средствах на ликвидацию и минимальная доля собственных средств в формировании ликвидационного фонда. Потребность в средствах составила 423,3 млн. руб., накопленный фонд - 427,3 млн. руб.

Таким образом оптимальный вариант накопления фонда позволяет полностью покрыть потребность в финансовых ресурсах на ликвидацию скважин и минимизирует величину собственных текущих отчислений предприятия, которая составила 294,6 млн. руб., или 42,1 % от необходимого размера фонда.

Результаты исследования могут быть уточнены и дополнены включением в анализируемые схемы таких существенных факторов как темп инфляции и динамика процента по вкладам.

5. В пятой главе дипломного проекта представлены экологические предпосылки решения проблемы ликвидации скважин, изучены требования безопасности и экологичности ликвидационных работ на нефтегазодобывающих предприятиях, а также оценены мероприятия НГДУ «Правдинскнефть» в области охраны окружающей среды и экологическая политика ОАО «Юганскнефтегаз» в целом.

Список использованных источников

Щуров В. И. Техника и технология добычи нефти.- М.: Недра, 1983.- 516 с.

Сведения о ликвидации (консервации) объектов, состоящих на балансе горнодобывающих и геологоразведочных организаций. Форма № 1. Госкомстат России, № 36. 03.06.99

Инструкция «О порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов», РД 08-347-00.

Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-9-007-96.-М.: Минтопэнерго РФ, 1996.- 118 с.

Годовые отчеты НГДУ «Правдинскнефть» за 1995-1999 гг.

Крайнова Э.А., Капитонов Г.Н., Савичева А.Г. Региональные особенности формирования и использования ликвидационного фонда // Сборник «Башнипинефть».- 2000.- С. 21-24.

Макаров А.В., Спиридонова Г.П. Экономические критерии пределов эксплуатации добывающих скважин в условиях рыночных отношений // Проблемы формирования механизма эффективного функционирования производственной деятельности компании. Сборник научных трудов.- Уфа.: Башнипинефть.- 2000.- С.76-80.

Юрьев А.Н., Исаченко В.М., Шеметилло В.Г. Обоснование экономического предела эксплуатации добывающих скважин // Экономика и право. -1997.- №9.- С. 19-21.

Пономарев С.А. Методика определения затрат на ликвидацию основных производственных фондов в проектах разработки месторождений // Нефтяное хозяйство.-2001.- № 1.- С. 31-33.

Макаров А.В., Пономарев С.А. и др. Экономический механизм управления фондом нефтяных добывающих скважин // Экономика и право. -1999.- №1.- С. 8-9.

Чаруйская Л.А., Злочевер А.Х., Маковская Е.С. и др. Ликвидационная стоимость скважин // Газовая промышленность.- 2000.- № 6.- С. 39-40.

Крайнова Э.А. Экономика нефти и газа. - Уфа: УГНТУ,1998.- 170 с.

Положение «О формировании и использовании ликвидационного фонда при реализации соглашения о разделе продукции» от 08.07.99 г. № 741.

Макаров А.В., Спиридонова Г.П. Экономические критерии пределов эксплуатации добывающих скважин в условиях рыночных отношений // Сборник «Башнипинефть».- 2000.- С. 76-79

Пономарев С.А., Никитин В.Т., Юсупов Р.Г. Особенности прогнозирования технико-экономических показателей разработки месторождения на поздней стадии // Нефтяное хозяйство.- 2001.- № 7, С. 34-36.

Методические указания по оформлению курсовых и дипломных проектов для специальности 06.08. «Экономика и управление в нефтяной и газовой промышленности».- Уфа.: УГНТУ, 2000.- 19 с.

Методические указания к выполнению раздела «Охрана труда» в дипломных проектах для студентов специальности 07.03. «Экономика и управление в отраслях топливно-энергетического комплекса».- Уфа.: УНИ, 1988.- 10 с.

Кабиров М.М., Ражетдинов У.З. Интенсификация добычи нефти и ремонт скважин.- Уфа: УГНТУ, 1994.-127 с.

Панов Г.Е., Петряшин Л.Ф., Лысяный Г.Н. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности.-М.: Недра, 1986. - 239 с.

Размещено на Allbest.ru