Анализ экономических показателей

Экономическая оценка эффективности разработки Павловского месторождения выполнена по двум суммарным вариантам по месторождению в целом, а также по объектам разработки пластам Т₁+Т₂, Мл+Бб+Тл, Бш₁+Бш₂ и В₃В₄.

Для обоснования экономической эффективности были определены капитальные вложения, текущие затраты, налоги, прибыль от реализации, поток денежной наличности, NPV (коэффициент дисконтирования принят 10% и 20%), IRR, индекс доходности и срок окупаемости.

Все показатели рассчитывались в динамике по годам и за весь расчетный период. Результаты экономических расчетов представлены в таблицах П.5.1 - П.5.14.

Экономическая оценка эффективности разработки Павловского месторождения предусматривает сопоставление основных технико-экономических показателей проекта за расчетный период (табл. 5.1 – 5.7).

Экономическая оценка эффективности объекта разработки пласта Т ₁ +Т ₂.

По первому варианту разработки турнейского объекта за рассматриваемый период (2004-2103г.г.) добыча нефти составит 5643, 70 тыс.тонн. На реализацию данного варианта требуется (табл.5.1):

- текущих затрат – 7052, 77 млн.рублей;

- суммарный дисконтированный поток наличности (при норме дисконта 10%) – 1524, 96 млн. рублей;

- затраты окупаются с 1 года.

По второму варианту разработки турнейского объекта с бурением новых скважин, проведением мероприятий и вводом 24 скважин из консервации за рассматриваемый период (2004-2064г.г.) добыча нефти составит 9706, 70 тыс.тонн. На реализацию данного варианта требуется (табл.5.1):

- капитальных вложений – 2304, 69 млн.рублей;

- текущих затрат – 11713, 86 млн.рублей;

- суммарный дисконтированный поток наличности (при норме дисконта 10%) – 1947, 58 млн. рублей;

- затраты окупаются с 1 года.

Экономическая оценка эффективности объекта разработки пласта Мл+Бб+Тл.

По первому варианту разработки яснополянского объекта за рассматриваемый период (2004-2103г.г.) добыча нефти составит 8672, 30 тыс.тонн. На реализацию данного варианта требуется (табл.5.2):

- текущих затрат – 15218, 24 млн.рублей;

- суммарный дисконтированный поток наличности (при норме дисконта 10%) – 2909, 11 млн. рублей;

- затраты окупаются с 1 года.

По второму варианту разработки яснополянского объекта с бурением новых скважин, проведением мероприятий и переводом с нижележащего объекта за рассматриваемый период (2004-2099г.г.) добыча нефти составит 9309, 40 тыс.тонн. На реализацию данного варианта требуется (табл.5.2):

- капитальных вложений – 252, 12 млн.рублей;

- текущих затрат – 16449, 83 млн.рублей;

- суммарный дисконтированный поток наличности (при норме дисконта 10%) – 2947, 68 млн. рублей;

- затраты окупаются с 1 года.

Экономическая оценка эффективности объекта разработки пласта Бш ₁ +Бш ₂.

По первому варианту разработки башкирского объекта за рассматриваемый период (2004-2103г.г.) добыча нефти составит 3672, 00 тыс.тонн. На реализацию данного варианта требуется (табл.5.3):

- текущих затрат – 6992, 57 млн.рублей;

- суммарный дисконтированный поток наличности (при норме дисконта 10%) –704, 28 млн. рублей;

- затраты окупаются с 1 года.

По второму варианту разработки башкирского объекта с проведением мероприятий и переводом скважин с нижележащих объектов за рассматриваемый период (2004-2059г.г.) добыча нефти составит 5813, 80 тыс.тонн. На реализацию данного варианта требуется (табл.5.3):

- капитальных вложений – 10, 16 млн.рублей;

- текущих затрат – 7201, 93 млн.рублей;

- суммарный дисконтированный поток наличности (при норме дисконта 10%) – 1778, 23 млн. рублей;

- затраты окупаются с 1 года.

Экономическая оценка эффективности объекта разработки пласта В₃В₄ (нефтяная залежь).

По первому варианту разработки верейского объекта за рассматриваемый период (2007-2087г.г.) добыча нефти составит 153, 90 тыс.тонн. На реализацию данного варианта требуется (табл.5.4):

- текущих затрат – 470, 42 млн.рублей;

- суммарный дисконтированный поток наличности (при норме дисконта 10%) – 21, 99 млн. рублей;

- затраты окупаются за 1 год.

По второму варианту разработки верейского объекта за рассматриваемый период (2007-2100г.г.) добыча нефти составит 6795, 36 тыс.тонн. На реализацию данного варианта требуется (табл.5.4):

- капитальных вложений – 2760, 45 млн.рублей;

- текущих затрат – 8704, 32 млн.рублей;

- суммарный дисконтированный поток наличности (при норме дисконта 10%) отрицательный – 100, 4 млн. рублей;

- затраты за расчетный период не окупаются.

Экономическая оценка эффективности разработки газовой шапки пласта В₃В₄.

За рассматриваемый период (2004-2073 г.г.) добыча газа составит 1225, 00 млн.м³. На реализацию данного варианта требуется (табл.5.5):

- текущих затрат – 763, 74 млн. рублей,

- суммарный дисконтированный поток наличности (при норме дисконта 10%) – 85, 41 млн. рублей,

- затраты окупаются с 1 года.

Вторым этапом экономической оценки является анализ технико- экономических показателей трех суммарных вариантов нефтяных залежей. Сопоставление основных технико-экономических показателей по вариантам разработки отражено в таблице 5.6 и проиллюстрировано на диаграмме.

Сравнение рассматриваемых вариантов разработки проводилось, прежде всего, по основному показателю эффективности – накопленному дисконтированному потоку наличности.

Первый суммарный вариант включает первые варианты разработки турнейского, яснополянского, башкирского и верейского объектов нефтяных залежей. Суммарный дисконтированный поток наличности (при норме дисконта 10%) по суммарному первому варианту составляет 5160, 45 млн. рублей, добыча нефти за рассматриваемый период (2004-2103) – 18141, 90 тыс. тонн, поступления государству – 28025, 62 млн. рублей (табл. 5.6, П.5.10).

Второй суммарный вариант включает вторые варианты разработки турнейского, яснополянского, башкирского объектов и первый вариант верейского объекта нефтяных залежей. Суммарный дисконтированный поток наличности (при норме дисконта 10%) по суммарному второму варианту составляет 6696, 0 млн. рублей, добыча нефти за рассматриваемый период (2004-2099) – 24983, 80 тыс. тонн, поступления государству – 40783, 22 млн. рублей (табл. 5.6, П.5.11).

Третий суммарный вариант включает вторые варианты разработки турнейского, яснополянского, башкирского объектов и второй вариант верейского объекта нефтяных залежей. Суммарный дисконтированный поток наличности (при норме дисконта 10%) по суммарному третьему варианту составляет 6575, 64 млн. рублей, добыча нефти за рассматриваемый период (2004-2100) – 31625, 26 тыс. тонн, поступления государству – 51079, 95 млн. рублей (табл. 5.6, П.5.12).

Все рассмотренные варианты разработки характеризуются высокой эффективностью.

Дополнительно выполнен экономический расчет для суммарного второго варианта с учетом принятых Компанией сценарных условий для оценки инвестиционных проектов в бизнес-сегменте «Геологоразведка и добыча» (письмо от 21.04.2004 № ЛФ-335):

- цена нефти на внутреннем рынке – 2254, 35 руб./т;

- цена на экспорт – в динамике 158, 41 долл./т в 2004 г. до 135, 05 долл./т в 2012 г.;

- вывозная таможенная пошлина – в динамике с 2004 г. 14, 82 долл./ т до 8, 8 долл./т в 2014 г.;

- ставка НДПИ на нефть с 1 января 2002 года в соответствии с учетом изменений и дополнений от 8 августа 2001 года № 126-ФЗ. В 2004 году – 528, 76 руб./т, в 2005 году – 538, 65 руб./т, в 2006 году – 507, 3 руб./т, с 2007 года – 16, 5%;

- обменный курс доллара – 28, 5 рублей.

Суммарный дисконтированный поток наличности (при норме дисконта 10%) в сценарных условиях ОАО «ЛУКОЙЛ» составляет 3058, 39 млн. рублей, затраты окупаются с 1 года (табл. 5.8, П.5.14). Выполненные расчеты обеспечивают положительный экономический результат.

В соответствии с протоколом расширенного заседания (нефтяная секция) Центральной Комиссии по разработке месторождений горючих полезных ископаемых Министерства Энергетики Российской Федерации от 29.05.2003 г. № 2995 «О состоянии и мерах по совершенствованию проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений», дополнительно по вариантам выполнены расчеты, учитывающие потенциальные возможности месторождения при современном уровне технологии разработки и техники без учета налогообложения добычи нефти. Результаты расчетов приведены в таблицах П.5.10 - П.5.12 «Расчет потока наличности до налогообложения».

Для суммарного второго варианта проведена оценка эффективности инвестиций на дополнительный объем продукции, получаемый за счет проведения геолого-технических мероприятий. Результаты расчетов приведены в таблицах 5.9 – 5.11. Применяемые при разработке пластов геолого-технические мероприятия увеличивают нефтеотдачу пласта Т₁+Т₂ на 579, 9 тыс.т, пласта Мл+Бб+Тл на 695, 7 тыс.т, пласта Бш₁+Бш₂ на 1853, 8 тыс.т. Затраты окупаются с первого года осуществления мероприятий. Затраты от восстановления старых скважин путем бурения боковых стволов окупаются за 3 года.

В ходе расчетов для второго суммарного варианта выполнен анализ чувствительности основных показателей эффективности к изменению различных факторов. Анализ чувствительности особенно важен для понимания, какие параметры оказывают наиболее критическое воздействие на экономическую жизнеспособность проекта. Наиболее важными для рассматриваемого проекта видятся несколько переменных, которые могут оказать решающее влияние на его прибыльность и которые могут быть подвергнуты анализу. Показатели потока наличности и окупаемости затрат, приведенные в таблице 5.12, получаются в результате анализа чувствительности цены на нефть, капитальных вложений, добычи нефти к базовому варианту уменьшением на 30% или, наоборот, увеличением на 30%. Хотя изменения одного параметра могут, на самом деле, быть связаны с изменениями других параметров, при проведении анализа чувствительности вариативные воздействия рассматривались по отдельности, изменяя лишь один параметр в ходе анализа. Диаграмма результатов анализа чувствительности представляет собой графическое отображение изменения некоторых критериев принятия экономического решения (таких как поток денежной наличности, период окупаемости), вытекающих из изменения ряда параметров, таких как цена, капитальные вложения, извлекаемые запасы. Диаграмма иллюстрирует влияние увеличения и уменьшения значений отдельных параметров в сравнении с результатами базового варианта. Данная диаграмма показывает, что проект экономически устойчив.

Третьим этапом проведена экономическая оценка эффективности разработки Павловского месторождения в целом.

Основные технико-экономические показатели разработки по трем суммарным вариантам приведены в таблице 5.7 и проиллюстрированы на диаграмме.

Суммарные варианты I, II, III в целом по месторождению предусматривают разработку газовой шапки пласта В₃В₄ вариант 1 и суммарные варианты I, II, III нефтяных залежей соответственно.

Как видно из таблицы 5.7, разработка Павловского месторождения высоко эффективна.

Табл.5.1. Показатели эффективности проекта. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Т1+Т2

Табл.5.2. Показатели эффективности проекта. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Мл+Бб+Тл

Табл.5.3. Показатели эффективности проекта. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Бш1+Бш2

Табл.5.4. Показатели эффективности проекта. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласт В3В4

Табл.5.5. Показатели эффективности проекта. Месторождение Павловское. Площадь Павловская + Григорьевская. Объект разработки – газовая шапка залежи В3В4

Табл.5.6. Показатели эффективности проекта. Месторождение Павловское. Суммарные варианты I – III

Табл.5.7. Показатели эффективности проекта. Месторождение Павловское. Суммарный вариант IV

Табл.5.8. Показатели эффективности проекта. Месторождение Павловское. Суммарный вариант II (сценарные условия ОАО «ЛУКОЙЛ»)

Табл.5.9. Показатели эффективности мероприятий. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Т1+Т2. Вариант 2

Табл.5.10. Показатели эффективности мероприятий. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Мл+Бб+Тл. Вариант 2

Табл.5.11. Показатели эффективности мероприятий. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Бш1+Бш2. Вариант 2

Табл.5.12. Результаты анализа чувствительности. Месторождение Павловское. Суммарный вариант II

Табл.П.5.1. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Т1+Т2. Вариант 1

Табл.П.5.2. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Т1+Т2. Вариант 2

Табл.П.5.3. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Мл+Бб+Тл. Вариант 1

Табл.П.5.4. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Мл+Бб+Тл. Вариант 2

Табл.П.5.5. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Бш1+Бш2. Вариант 1

Табл.П.5.6. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласты Бш1+Бш2. Вариант 2

Табл.П.5.7. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласт В3В4. Вариант 1

Табл.П.5.8. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Объект разработки – пласт В3В4. Вариант 2

Табл.П.5.9. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Площадь Павловская + Григорьевская. Объект разработки – газовая шапка залежи В3В4. Вариант 1

Табл.П.5.10. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Суммарный вариант I

Табл.П.5.11. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Суммарный вариант II

Табл.П.5.12. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Суммарный вариант III

Табл.П.5.13. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Суммарный вариант IV

Табл.П.5.14. Расчеты экономической эффективности. Месторождение Павловское. Суммарный вариант II (сценарные условия ОАО «ЛУКОЙЛ»)

5.7. Обоснование выбора варианта разработки месторождения, рекомендуемого к реализации

Решение о принятии варианта, рекомендуемого к реализации, принимается с учетом значений всех показателей эффективности и интересов всех участников проекта.

На Павловском месторождении выделено пять объектов разработки. По выделенным объектам выбраны варианты и рассчитаны технологические показатели разработки. Для каждого объекта разработки нефтяных залежей рассчитано по 2 варианта, для газовой залежи – 1 вариант.

В целом по месторождению рассмотрено 3 суммарных варианта для нефтяных залежей. По всем объектам и по суммарным вариантам разработки месторождения дана экономическая оценка эффективности и проведен анализ экономических показателей. В целом по месторождению рассчитан IV вариант для оценки разработки верейской газовой залежи.

По I варианту месторождение предлагается разрабатывать по существующей системе разработки пробуренным фондом скважин. Всего на месторождении пробурено 712 скважин. Из них: 184 на турнейской залежи, 282 – на залежи нефти пластов Мл+Бб+Тл, 197 – на залежи нефти пластов Бш₁+Бш₂, 15 скважин на залежи нефти пластов В₃В₄, 37 газовых скважин.

По II варианту рекомендуется добуривание проектного фонда скважин, для этого нужно пробурить 80 скважин, из них 73 добывающих и 7 нагнетательных. Основной фонд рекомендуется пробурить на залежь нефти пластов Т (66 добывающих и 7 нагнетательных). На залежь нефти пластов Мл+Бб+Тл предлагается пробурить 7 добывающих скважин. Предусмотрен ввод из консервации 68 скважин (24 скважины на залежи нефти пластов Т, 13 - на залежи нефти пластов Мл+Бб+Тл, 29 - на залежи пластов Бш, 8 - на верейской залежи), перевод 41 скважины на вышележащие объекты (2 из них на залежь нефти пластов Мл+Бб+Тл и 39 на башкирскую залежь), пробурить 10 боковых стволов (БС) из простаивающих скважин залежи нефти пластов Мл+Бб+Тл на залежь нефти пластов Т. Для охвата выработкой не вовлеченных в разработку пропластков провести повторную перфорацию в 24 скважинах (10 на залежи нефти пластов Мл+Бб+Тл и 14 на залежи нефти башкирских пластов). А также предусмотрено проведение мероприятий увеличения нефтеизвлечения (МУН).

Для осуществления III варианта разработки необходимо в дополнение ко второму варианту ввести из консервации и разбурить проектным фондом залежь нефти верейских пластов. Дополнительно будет пробурено 90 добывающих и 37 нагнетательных скважин, введено из консервации 8 и переведено с башкирской залежи нефти 17 скважин. Общий пробуренный фонд составит 207 скважин (163 добывающих и 44 нагнетательных).

Из сравнения технологических показателей разработки видно, что все три варианта рентабельны, окупаются с первого года, по I варианту достигается самый низкий КИН (0, 301) и самый большой срок разработки. II вариант предполагает разработку месторождения фондом скважин, пробуренным в соответствии с проектным документом, в рамках которого проводится авторский надзор, этот вариант предусматривает ввод из консервации залежи нефти пластов В₃В₄, разработка которой проектным документом не предусмотрена, но запасы нефти утверждены ЦКЗ и стоят на балансе в количестве 6593 тыс.т извлекаемые. Из-за ввода в разработку верейской залежи достигнутый КИН по II варианту меньше утвержденного (0, 343 при утвержденном 0, 383). С целью оценки возможности вовлечения в разработку запасов верейской залежи рассчитан III вариант. Для осуществления этого варианта необходимо сверх проектного фонда пробурить 127 скважин (90 добывающих и 37 нагнетательных). Бурение такого количества скважин увеличивает капитальные затраты вдвое по сравнению со II вариантом (2567, 0 млн.руб. – по II варианту и 5327, 4 млн.руб. – по III варианту), суммарный дисконтированный поток по верейской залежи (при норме дисконта 10 %) отрицательный –100, 4 млн.рублей. Но в целом по месторождению III вариант предпочтительней и с технологической, и с экономической точки зрения. По III суммарному варианту достигается утвержденный КИН и накопленная добыча нефти за расчетный период по сравнению со II вариантом больше на 6641 тыс.т Аккумулированный поток наличности по III варианту выше на 10.7 млн. рублей, а выплаты в бюджет на 10.3 млн.рублей.

Несмотря на то, что среди рассмотренных суммарных вариантов наибольшей эффективностью характеризуется III вариант, к реализации рекомендуется II вариант. На дату составления авторского надзора залежь нефти пластов В₃В₄ находится в консервации, разбуривание этой залежи не предусмотрено проектным документом, рекомендовать бурение такого количества скважин авторский надзор неправомочен, поэтому необходимо составить новый проектный документ и в нем рассмотреть вопросы ввода в эксплуатацию верейской залежи нефти.

В таблице 5 приведены технико–экономические показатели разработки месторождения по вариантам.

Табл.5. Сводная технико-экономическая оценка вариантов разработки месторождения

6. Технология и техника добычи нефти