26 Оценка эффективности проектов нефтегазовой отрасли

Основными критериями оценки эффективности вариантов разработки нефтяных и газовых месторождений на уровне предприятий являются следующие показатели.

Чистый дисконтированный доход (ЧДД) – определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период, приведенных к начальному шагу (году, кварталу, месяцу).

где: ВД_t – валовой доход (выручка) в период времени t, руб.;

К_t – капитальные вложения в разработку месторождений, руб.;

И_t – текущие издержки (без амортизационных отчислений) на добычу нефти и газа;

Н_t – налоговые выплаты, не входящие в себестоимость продукции (налог на прибыль, налог на имущество и др.);

t – 1, 2, … Т, при этом Т – расчетный период, годы;

Е – норма дисконта, доли единиц.

Внутренняя норма рентабельности – представляет собой то значение нормы дисконта, которое обращает ЧДД от проекта в нуль. Данный показатель позволяет выявить реальную доходность проекта по сравнению с рыночной ставкой ссудного процента.

Срок возмещения начального капитала – показывает тот момент времени, когда будут возвращены все инвестиции и предприятие начнет получать дополнительный эффект. Срок окупаемости может быть простым (статическим) (без учета влияния на эффективность проекта фактора времени) и динамическим (с учетом фактора времени).

Индекс доходности – определяется отношением чистого дохода предприятия за период Т к начальному капиталу, вложенному в проект.

Каждый из этих критериев описывает эффективность проекта с различных точек зрения, имеет свои преимущества и недостатки, и поэтому только комплексное использование всей системы критериев позволяет снизить вероятность применения малоэффективного проекта.

Для оценки эффективности проектного решения на уровне национальной экономики также используется система критериев, основным из которых является доход общества, определяемый по формуле [6]:

где DC_t – добавленная стоимость в году t, вычисляемая как разность между выручкой от реализации продукции и суммой материальных и приравненных к ним затрат.

27. Содержание, этапы и стадии геологоразведочного процесса

Ресурсный потенциал является естественной базой существования и развития

нефтяной и газовой отрасли. Запасы нефти и газа следует рассматривать как элемент основного капитала добывающих предприятий.

Геологические запасы нефти и газа делятся на следующие категории:

A – запасы, детально разведанные и подсчитанные на площадях, оконтуренных скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа.

B – запасы на площадях, промышленная нефтегазоносность которых доказана наличием на ней скважин с благоприятными показателями каротажа и промышленного притока нефти или газа из месторождения не менее чем в двух скважинах, вскрывших продуктивную залежь.

C₁ – запасы месторождений, для которых условия залегания нефти и газа выявлены по данным геологопоисковых или геофизических работ или по аналогии с соседними месторождениями при получении на оцениваемой площади хотя бы в одной скважине промышленного притока нефти или газа. К этой же категории относятся запасы залежей на площадях, непосредственно примыкающих к запасам более высоких категорий.

С₂ – запасы нефти и газа новых структур в пределах района с доказанной промышленной нефтегазоносностью, а также запасы известных месторождений в отдельных неразведанных тектонических блоках и пластах, продуктивность которых предполагается.

Геологоразведочный процесс – это совокупность взаимосвязанных, применяемых в определенной последовательности основных и вспомогательных производственных операций, обеспечивающих решение конечной задачи – открытие и подготовку к эксплуатации промышленных месторождений и залежей нефти и газа, их геологическую и экономическую оценку.

Стадия 1. Региональное прогнозирование – изучение перспектив нефтегазоносности и нефтегазонакопления крупных малоисследованных регионов. Основыне объекты: нефтегазоносные провинции, т.е. крупные регионы, имеющие геологическое строение, отличающееся предпосылками и условиями для нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

Для решения геологических задач на данной стадии осуществляются следующие виды работ: аэрофотосъемка, дешифрирование данных космической съемки, аэромагнитная и гравиметрическая съемки; электроразведка, сейсморазведка, бурение опорных и параметрических скважин и т.д.

Стадия 2. Зональное изучение перспектив нефтегазоносности – изучение зон нефтегазонакопления, т.е. областей нефтегазоносной провинции, обладающих наиболее благоприятными условиями для скоплений углеводородов.

Поисковый этап делится на три стадии:

Стадия 1. Выявление и подготовка перспективных площадей.(поиски районов наиболее благоприятных для обнаружения месторождений нефти и газа) По итогам данной стадии определяются и уточняются ресурсы и запасы нефти и газа по подгруппе D₁, иногда С₃.

Стадия 2. Подготовка площадей под поисковое бурение. Более тщательное изучение нефтегазоносности, выявленной на первой стадии, подготовка наиболее перспективных районов под поисковое бурение.

Стадия 3. Поиски месторождений (залежей), имеющих промышленную значимость. Основным методом исследования на данной стадии является бурение поисковых скважин на подготовленных на предыдущих этапах площадях.

Разведочный этап состоит из двух стадий:

Стадия 1. Детальная разведка нефтяных и газовых месторождений. На данной стадии открытые месторождения готовятся к разработке. (подсчитываются запасы по категориям C₁, B, A. )

Стадия 2. Доразведка отдельных залежей нефти и газа. На данной стадии на разрабатываемых месторождениях осуществляется эксплуатационная разведка отдельных залежей с целью уточнения их размеров, определение более точной оценки запасов нефти и газа по категориям B и A и составление проектов доразработки месторождений.

Таким образом, в течение всего геологоразведочного процесса бурят следующие категории скважин.

Опорные – изучение основных черт глубинного строения малоисследованных крупных регионов с определением общих закономерностей строения земной коры и территориального распределения отложений, благоприятных для нефтегазонакопления.

Параметрические – изучение глубинного строения пород, слагающих исследуемый район, уточнение результатов геофизических исследований, выявление наиболее перспективных районов для геологопоисковых работ, анализ возможных зон нефтегазонакопления.

Поисковые – определение на площадях, подготовленных с помощью параметрического и структурного бурения, а также геофизических работ, наличия или отсутствия залежей нефти и газа, выявление новых залежей на разрабатываемых месторождениях.

Разведочные – детальное изучение геологического строения найденных месторождений с целью обоснования оптимальных методов их разработки.

Эксплуатационные – осуществление добычи нефти и газа. По окончании полного комплекса работ по эксплуатационному бурению месторождение вводится в разработку. К этой же категории скважин относятся нагнетательные, оценочные, наблюдательные и вспомогательные.

К основным геофизическим методам поиска и разведки месторождений относятся следующие:

1. Гравиразведка – геофизический метод разведки, основанный на изучении аномального гравитационного поля, обусловленного геологическим строением и разной плотностью пород земной коры и внутренних зон Земли.

2. Магниторазведка –основана на различиях магнитных свойств геологических пластов и руд. Аэромагнитная съемка – это модификация магниторазведки, выполняемая с помощью самолетов или вертолетов.

3. Электроразведка –основана на изучении естественных и искусственно созданных в недрах электрических (электромагнитных) полей постоянного и переменного тока.

28 Циклы геологоразведочного процесса

Технологическая последовательность этапов и стадий разведки, необходимых для решения конечной геологоразведочной задачи, определяет полный производственный геологоразведочный цикл.

Продолжительность цикла – это период календарного времени от первой до последней операции соответствующего процесса. Структура цикла – это соотношение отдельных затрат времени, слагающих общую его продолжительность.

Выделяют следующие циклы геологоразведочного процесса: региональный, поисковый и разведочный.

Каждый цикл можно подразделить на время выполнения производственных операций и время перерывов. Перерывы в геологоразведочном процессе делятся на следующие группы [6]:

1. Полные перерывы, во время которых полностью прекращаются работы на данной площади. Чаще всего полные перерывы связаны с выполнением отдельных этапов и стадий геологоразведочного процесса.

2. Междуметодные перерывы, охватывающие период от завершения работ по одному методу разведки на данной площади до начала работ по следующему методу.

3. Внутриметодные перерывы, или перерывы в производственном процессе, относящиеся к процессу выполнения различных видов работ по отдельному методу разведки, включая перерывы, связанные с режимом работы предприятия (нерабочие дни, перерывы на обед и пр.).

Продолжительность и структура геологоразведочного цикла зависит от следующих факторов:

1) форма организации процессов во времени; уровень произ-водительности труда;

2) применяемые на предприятии методы организации производства (своевременное обеспечение рабочих мест всем необходимым, их правильное обслуживание, установление обоснованных режимов работы и т.п.);

3) существующая система планирования.

Наибольшее влияние оказывает форма организации процес-сов.

Производственные процессы, составляющие геологоразведочный комплекс, в зависимости от распределения их во времени могут выполняться последовательно, параллельно-последовательно и параллельно.

Если решение геологоразведочной задачи обуславливает необходимость осуществления магниторазведки, гравиразведки, сейсморазведки и поисково-разведочного бурения, то при последовательной форме организации процессов сначала выполняются магниторазведочные работы, потом гравиразведочные, сейсморазведочные и в самом конце буровые. Продолжительность геологоразведочного цикла (T_ц) в данном случае будет максимальной. Определить ее можно по формуле:

T_ц =t₁ + t₂ + t₃ +…+ t_n

где t₁ , t₂, t₃ ,…, t_n – время выполнения работ по отдельным методам.

При параллельно-последовательной форме организации процессов отдельные методы разведки могут частично или полностью совмещаться, продолжительность цикла в данном случае будет равна:

T_ц =(t₁ + t₂ + t₃ +…+ t_n) – t_совм

где t_совм – время совмещения работ по отдельным методам разведки.

Продолжительность цикла является одним из основных показателей, характеризующих деятельность геологоразведочных предприятий. Чем она меньше, тем больше конечной продукции производится за один и тот же период времени, тем меньше размер незавершенного производства, а также потребность в основных и оборотных средствах для выполнения заданного объема работ, а соответственно, выше производительность труда и ниже себестоимость выполняемых работ