Железнодорожный путь, изыскание и проектирование железных дорог

поддержание  мощности  и  добычу  нефти.  В  эксплуатационных  учитываются  все  виды 
расходов на извлечение продукции в соответствии с действующей системой учета затрат 
за  исключением  амортизационных  отчислений  на  реновацию.  В  предстоящие 
капитальные вложения входят затраты на бурение скважин всех назначений, промысловое 
обустройство  месторождения  и  при  необходимости  реконструкцию  объектов 
обустройства, оборудование не входящее в сметы строек, затраты на геологоразведочные 
работы при до разведке месторождения и др. За расчетный период оценки месторождения 
принимается  время  от  момента  года  проведения  оценки (t=l) до  года  отработки  запасов. 
При  этом  за  год  отработки  запасов,  если  нет  ограничений  технологического  характера, 
принимается год, когда затраты на разработку месторождения достигнут экономического 
предела [1]. В  настоящее  время  с  этим  положением  трудно  согласиться.  Во-первых, 
экономическая  ситуация  в  стране  подвержена  сильным  колебаниям,  а  во-вторых,  такой 
подход  не  учитывает  тех  возможностей,  в  частности,  применения  гибких  налоговых 
систем для продления рентабельного срока эксплуатации месторождения. На наш взгляд, 
расчетный  период  оценки  месторождения  должен  заканчиваться  при  достижении 
коэффициента 
нефтеизвлечения 
передовыми 
технологиями 
добычи 
нефти, 
зафиксированного  в  последнем  утвержденном  проектном  документе.  В  тоже  время 
рентабельный  срок  разработки  является  важнейшим  критерием  оценки  месторождения, 
позволяющим  судить  об  экономическом  запасе  прочности  и  прогнозировать 
соответствующие  мероприятия.  Проведение  экономической  оценки  месторождений 
необходимо  для  решения  целого  ряда  задач.  Наиболее  сложным  в  настоящее  время 
является  определение  предела  разработки  залежи  и  отдельных  добывающих  скважин. 
Данным положением прекращение разработки нефтяной залежи производится постепенно 
по  мере  остановки  скважин,  достигших  экономически  обоснованного  предела 
эксплуатации,  вплоть  до  последней  добывающей  скважине  на  объекте.  Эксплуатация 
объекта  становится  экономически  неоправданной,  если  высвобождаемые  затраты  (Звс) 
больше экономического предела разработки (Эпр) в расчете на одну тонну нефти: 
 
                      Зво>Эпр.                                                      (2) 
 
 
Критерий - норматив замыкающих затрат - был введен для определения ценности 
нефти,  как  важнейшего  стратегического  сырья,  и  представлял  собой  предельно 
допустимые с народнохозяйственных позиций затраты на прирост (поддержание) добычи 
нефти для рассматриваемого периода. В настоящее время, когда повсеместно действуют 
рыночные отношения, этого критерия не существует, но понятие  предельно допустимые 
затраты  на  извлечение  тонны  нефти  как  с  народнохозяйственных,  так  и  позиций  любой 
нефтяной компании осталось. И здесь много различных мнений, точек зрения [2].  
 
Современные  нормативные  документы  и  законодательство  практически  также 
формулируют 
ценность 
углеводородного 
сырья 
нефтяных 
и 
нефтегазовых 
месторождений.  Для  проведения  экономической  оценки  нефтяного  месторождения  на 
всех  этапах  проектирования  (проект  пробной  эксплуатации,  ТЭО  КИН,  технологическая 
схема, проекты разработки и до разработки). 
третий - во  многом  сохранили  свою  силу  отраслевые  "Методические  рекомендации  по 
комплексной  оценке  эффективности  мероприятий,  направленных  на  ускорение  НТП  в 
нефтяной промышленности" (РД 39-01/06-0001-89).-1989г. 
 
Основным  экономическим  критерием  является  чистый  дисконтированный  доход 
или  поток  денежной  наличности  (ЧДД)  и  определяется  как  сумма  текущих  эффектов  за 
весь  расчетный  период,  приведенный  к  начальному  шагу,  или  как  превышение 
интегральных результатов над интегральными затратами. При постоянной норме дисконта 
ЧДД определяется по формуле: 
 

,
)
1
(
1
)
3
(
t
T
t
E
t
Rt
ЧДД
+
∗
−
Σ
=
                                           (3) 
 
где Rt - результаты, достигаемые в t-ом году; 3t - затраты, осуществляемые в том же году; 
Т - количество лет расчетного периода; t - в первый год t=0. 
Важным  моментом  при  экономической  оценке  является  определение  результатов,  в 
данном случае выручки от реализации добываемых нефти и попутного газа (Rt), которая 
рассчитывается по формуле: 
 
Rt = Цн х QH+Цг х Qr, 
                                       (4) 
 
где  Цн  и  Цг - соответственно  цена  тонны  нефти  и 1000куб.м.  попутного  газа,  тен/т  и 
тен/1000  куб.м; Qn и Qr - соответственно,  количество  добываемой  нефти  и  попутного 
нефтяного газа, тонн и 1000 куб.м. 
Таким  образом,  при  определении  ценности  добываемого  углеводородного  сырья 
или  стоимостной  оценки  результатов,  современными  документами  предусматриваются 
только  цены  реализации  нефти  и  газа.  И  здесь  необходимо  отметить,  что  есть  большое 
количество цен, используемых для различных целей: 
-   для реализации нефти на Казахстанском рынке; 
для поставки нефти на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) в пределах холдинга 
(внутрикорпоративные цены); 
- при поставке на экспорт (экспортные цены); 
- при поставке на НПЗ по давальческой схеме; 
- средневзвешенные цены реализации нефти с учетом экспорта.  
 
Если  величина   ЧДД положительна,  то  прибыльность  инвестиций больше нормы 
дисконта.  При  равенстве  ЧДД  нулю,  прибыльность  равна  минимальной  норме  прибыли 
(cut - oft rate) без  учета  погрешности  расчетов.  Если  величина  ЧДД  отрицательна,  то 
прибыльность  ниже  возможной  стоимости  капитала  (проект  нецелесообразен).  Лучший 
вариант проекта (нового технического решения) должен удовлетворять требованию ЧДД -
max,  но  в  любом  случае  чистый  дисконтированный  доход  должен  иметь  положительное 
значение. 
 
Индекс доходности (ИД) сравнительно недавно введен в отечественную практику и 
определяется  отношением  суммы  приведенных  эффектов  к  сумме  дисконтированных 
капитальных вложений. Величина индекса доходности тесно связана с величиной чистого 
дисконтированного  дохода.  Если  ЧДД  положителен,  то  ИД>1,  наоборот,  если  ЧДД 
отрицателен, то ИД<1. Основное применение индекса доходности - сравнение различных 
альтернативных проектов [3]. 
 
Внутренняя  норма  доходности  (ВНД)  достаточно  широко  применяется  в  мировой 
практике  и  имеет  много  различных  переводов.  Например,  Институт  Экономического 
Развития Мирового банка (Economic Development Institute of the World Bank) рекомендует 
этот показатель переводить как внутренняя ставка дохода (доходности), в отечественных 
методиках внутренняя норма рентабельности или прибыли, а в последних рекомендациях 
[4]  используется  термин  "внутренняя  норма  доходности" (ВНД).  За  рубежом - 
общепринятое  его  обозначение IRR (Internal Rate of Return), что более  соответствует,  на 
наш  взгляд,  переводу - "внутренняя  ставка  окупаемости".  Величина  ЧДД  зависит  от 
величины  (ставки)  дисконта E, которая  устанавливается  в  настоящее  время  экспертным 
путем.  Пример  зависимости  ЧДД  от (E) представлен  на  рисунке 1. Значение  ставки 
дисконта,  при  котором  чистый  дисконтированный  доход  (ЧДД)  обращается  в  ноль 
называется внутренней нормой доходности - ВНД и его экономический смысл состоит в 
том,  что  он  показывает  максимальную  ставку  платы  за  инвестиции,  при  которой  они 
остаются  безубыточными.  Таким  образом,  ВНД  может  трактоваться  как  нижний 
гарантированный  уровень  прибыльности  (доходности)  инвестиционных  затрат.  При 

сравнении нескольких альтернативных вариантов лучшим является проект с наибольшим 
ее значением. 
 
 
 
 
Рисунок 1 - З
ависимость чистого дисконтированного дохода от нормы  
приведения (ставки дисконта) 
 
 
Срок  окупаемости  (Ток) - продолжительность  периода,  в  течение  которого 
начальные  отрицательные  значения  накопленной  денежной  наличности  полностью 
компенсируются  ее  положительными  значениями.  Принято  различать  обычный 
дисконтированный и не дисконтированный период окупаемости проекта. В отечественной 
практике используются оба показателя. Периоды окупаемости проектов, рассчитанные без 
и с учетом дисконтирования будут существенно различаться и величина этой разницы во 
многом зависит от уровня ставки дисконта. 
 
Важнейшим  участком  работы  в  нефтяной  промышленности  является 
проектирование  разработки  нефтяных  месторождений.  По  проектным  документам, 
утверждаемым в Центральной комиссии по разработке нефтегазовых месторождений, во 
многом  происходит  контроль  со  стороны  государства  за  рациональным  использованием 
недр,  соответствием  проектных  и  фактических  показателей  разрабатываемых 
месторождений. 
 
При  проведении  экономической  оценки  действующих  месторождений  на 
перспективу  показатели  индекса  доходности,  внутренней  нормы  доходности  (ВНД)  и 
срока  окупаемости  (Ток)  не  определяются,  так  как  здесь  большое  влияние  на 
эффективность  разработки  оказывают  инвестиции  прошлых  лет.  Для  большинства 
длительно  разрабатываемых  месторождений,  как  правило  полностью  разбуренных  и 
обустроенных,  используется  только  один  критерий - ЧДД.  Возможностей  для  расчета 
других основных критериев (ВНД, ИД и Ток), как справедливо указывают авторы [5] на 
таких  месторождениях  зачастую  просто  не  существуют - проектные  годовые  денежные 
потоки оказываются положительными. 
 
Методы  оценки  экономической  эффективности  по  до  разработке  нефтяных 
месторождений  должны  отличаться  от  методов  экономической  оценки  вводимых  в 
разработку  новых  месторождений.  Методология  экономической  оценки  месторождений, 
находящихся  в  завершающей  стадии  разработки,  то  есть  полностью  разбуренных  и 
обустроенных, должна состоять из двух частей: первая, продолжение разработки за счет 
созданных  в  прошлые  годы  основных  фондов,  вторая,  инвестиционная  составляющая  на 
создание  новых  основных  фондов  и  дополнительных  мероприятий,  направленных  на 
улучшение  систем  разработки  и  повышения  коэффициента  нефте  извлечения.  В  этой 

связи  возникает  необходимость  введения  понятия  базового  варианта  разработки  для 
месторождений,  находящихся  в  поздней  и  завершающей  стадиях.  И  после  этого 
формировать  все  последующие  технологические  варианты  и  их  количество  может  быть 
равно  количеству  дополнительных  мероприятий,  направленных  на  совершенствование 
системы  разработки:  бурение  добывающих  и  нагнетательных  скважин,  горизонтальных 
скважин  и  боковых  стволов,  переводы  на  другой  объект,  МУН  и  др.  В  этом  случае, 
эффективность  дополнительного  мероприятия,  например  проводки  боковых  стволов, 
будет  определяться  разницей  чистых  денежных  потоков  последующего  и  предыдущего 
вариантов  разработки,  Необходимо  отметить,  что  оценка  эффективности  инвестиций  в 
этом  случае  будет  производиться  только  по  одному  критерию - ЧДД,  что  опять  же 
недостаточно. К тому же такой подход применить ко многим месторождениям технически 
очень  сложно.  Необходимо  будет  составлять  множество  технологических  вариантов 
разработки.  Поэтому  по  всем  дополнительным  мероприятиям  необходимо  формировать 
отдельные  технологические  массивы  информации,  на  основании  которых  проводить 
экономическую  оценку  инвестиций  предложенных  решений  по  до  разработке 
месторождения и по всем основным критериям. Таким образом, действующий Регламент 
не учитывает эту особенность разрабатываемых месторождений. 
 
На наш взгляд, под базовым понимается вариант до разработки месторождения за 
счет  созданных  в  прошлые  годы  основных  фондов  и,  при  необходимых 
капиталовложениях,  на  замену  изношенного  оборудования  и  реконструкцию  объектов 
обустройства.  И уже применительно  к  базовому  необходимо  формировать  последующие 
технологические  варианты  до  разработки  месторождения  с  мероприятиями  по 
уплотнению сетки скважин, применению гидродинамических и физико-химических МУН 
и  других  решений.  При  этом  оценка  эффективности  инвестиций  ведется  по  каждому 
мероприятию  по  действующим  Рекомендациям  и  производится  отбор  рентабельных 
мероприятий  в  сравниваемые  технологические  варианты  до  разработки  месторождения. 
После  чего  осуществляется  экономическая  оценка  каждого  варианта  разработки 
месторождения  с  учетом  прошлых  основных  фондов  и  запроектированных 
инвестиционных решений. И опять таки здесь оценка ведется по одному критерию - ЧДЦ, 
который относится к группе абсолютных показателей. 
Выводы 
 
Таким  образом,  для  действующих  месторождений  современными  методическими 
положениями предусматривается фактически один критерий для оценки эффективности - 
чистый дисконтированный доход. Тем не менее, для оценки действующих месторождений 
на перспективу одного критерия - ЧДД - недостаточно, так как зачастую он не отражает 
потребную  величину  источников  финансирования  для  воспроизводственного  процесса. 
Абсолютная  величина  ЧДЦ  не  в  полной  мере  характеризует  эффективность  разработки 
месторождения.  Здесь  необходим  дополнительный  критерий - рентабельность  добычи 
нефти,  определяемая  отношением  чистой  прибыли  к  эксплуатационным  затратам.  В 
совокупности  эти  два  критерия  довольно  тесно  взаимосвязаны  и  дают  более  полную 
характеристику экономического положения объекта во времени. 
 
ЛИТЕРАТУРА 
 
          1. Абалкин Л.И. Назревшие перемены //М., Вопросы экономики, 1998, №6, с.4-9. 
          2. Абалкин Л.И. Диалектика социалистической экономики.М., Мысль, 1989, 246 с. 
          3.  Алекперов  В.Ю.  Вертикально  интегрированные  нефтяные  компании  России.  М., 
АУТОПАН, 1996, 190 с. 
          4.  Абрамов  А.Е.  Основы  анализа  финансовой,  хозяйственной  и    инвестиционной 
деятельности предприятия. АКДИ. /М., Экономика и жизнь, 1994, 357 с. 
          5.  Андреев  А.Ф.,  Зубарева  В.Д.  Имитационное  моделирование  воспроизводственных 
процессов с нефтегазовой промышленности //М., Нефть, газ и бизнес, 2000, №2, с.52-55. 
 

УДК 621.300.2.5 
 
Серикова Мадина Амангалиевна - соискатель (Атырау, Институт нефти и газа)  
 
ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 
АТЫРАУСКОЙ ОБЛАСТИ В УСЛОВИЯХ ИСТОЩЕНИЯ РЕСУРСОВ 
 
Для  повышения  добычи  нефти  в  Атырауской  области  необходимо  провести  анализ 
основных показателей разрабатываемых месторождений.
 
Основными причинами снижения добычи нефти в Атырауской области [1] явились: 
•
 
систематическое  уменьшение  основного  извлекаемого  запаса  (ОИЗ)  нефти 
вследствие  некомпенсации  текущей  добычи  ежегодным  приростом  запасов.  В  среднем 
ежегодный прирост запасов не превышает 39% объема текущей добычи нефти; 
•
 
сокращение  объема  эксплуатационного  бурения,  снижение  продуктивности 
новых скважин; 
•
 
сокращение  объема  геолого-технических  мероприятий  (ГТМ),  выполняемых 
силами  бригад  КРС  из-за  их  вынужденного  отвлечения  на  работы  по  охране  недр  и 
окружающей среды, вследствие старения фонда добывающих и нагнетательных скважин; 
•
 
остановка  и  консервация  низкодебитных  и  высокообводненных  скважин  из-за 
нерентабельности их эксплуатации; 
•
 
сокращение  объемов  капитального  строительства,  капремонта  и  реконструкции 
нефтепромысловых  коммуникаций  из-за  недофинансирования,  низкой  материально-
технической обеспеченности вновь вводимых и действующих объектов. 
Фонд  количества  добывающих  скважин  ежегодно  увеличивался  и  достиг 
максимума  в 1991г. — 1944 ед.,  в  последующие  годы  пошел  на  снижение  (рисунок 1.) 
Основной  причиной  такого  снижения  явилась  нерентабельность  эксплуатации 
значительного  фонда  скважин,  ввиду  низких  цен  реализации  нефти  и  высокой  доли 
налогов  в  составе  себестоимости  и  цене  нефти.  Образовался  значительный  фонд 
бездействующих  скважин,  который  мог  бы  давать  до  миллиона  тонн  нефти  в  год  при 
наличии гибких налоговых режимов. В девяностые годы разработка месторождений была 
сильно  интенсифицирована  для  поддержания  уровней  добычи  нефти  и  на  многих 
объектах  применялся  форсированный  отбор  жидкости.  Но  убедительных  свидетельств  в 
пользу увеличения нефтеотдачи за счет применения форсированных отборов жидкости не 
было  получено.  В  то  же  время  были  сильно  увеличены  объемы  добычи  жидкости  и 
закачки  воды,  что  привело  к  значительному  росту  энергетических  затрат  и  повышению 
себестоимости  добычи  нефти.  В  последние  годы  объемы  бурения  новых  скважин 
сокращались.  Основными  причинами  здесь  являются  ожидаемый  низкий  дебит,  малая 
вероятность  окупаемости  вкладываемых  средств.  В 1999-2000 гг.  начался  существенный 
рост буровых работ, объясняемый улучшением конъюнктуры цен на нефть.  
Процесс  освоения  нефтяного  месторождения  ведется  на  основе  утвержденных 
проектных документов и включает четыре стадии разработки: 
•
 
первая - период  обустройства  и  разбуривания.  Начало  добычи  нефти,  объемы 
которых  увеличиваются  и  достигают  максимума.  Этот  период  можно  назвать 
инвестиционным и характеризуется значительными капвложениями; 
•
 
вторая - период  максимальной  добычи  нефти  и  завершение  разбуривания 
месторождения  по  утвержденному  проектному  документу.  Характеризуется  высокими 
значениями основных экономических показателей; 
•
 
третья - период  значительного  снижения  объемов  добычи  нефти  и  требуемых 
существенных  капиталовложений  на  поддержание  нефтедобывающих  мощностей  и 
совершенствование систем разработки месторождений; 
•
 
четвертая - завершающая  стадия  разработки,  характеризующаяся  плавным 
снижением  объемов  добычи  нефти  на  протяжении  длительного  периода  времени  и 

низкими  значениями  показателей  экономической  эффективности  эксплуатируемых 
объектов.  
Каждой  стадии  соответствует  составление  проектных  документов  на  разработку 
месторождения:  для  первой - проект  пробной  эксплуатации  и  технологическая  схема 
разработки, для второй – проект разработки месторождения, третьей - уточненный проект 
разработки и четвертой - проект до разработки месторождения. 
На  протяжении  всего  проектного  периода  основные  технологические  показатели 
разработки  месторождений  подчиняются  определенным  закономерностям  и,  начиная  с 
конца второй стадии, имеют тенденцию ухудшения: снижаются дебиты скважин и объемы 
добычи нефти, растет обводненность продукции, увеличиваются  объемы закачки воды  в 
пласт  для  возмещения  отбора.  Соответственно  этому  постепенно  ухудшаются 
экономические  показатели  разрабатываемых  объектов:  растет  себестоимость  добычи 
нефти, снижается чистый доход, увеличиваются удельные капиталовложения. 
На рисунках 1 и 2 показаны соотношения капитальных вложений и чистого дохода 
по  стадиям  разработки  месторождений.  На  основе  анализа  представительной 
совокупности объектов выявлен характер изменения во времени основных экономических 
показателей  разрабатываемых  месторождений.  Для  группы  мелких  месторождений  на 
первой стадии характерным является наибольшие капвложения в расчете на тонну нефти 
и  отрицательные  значения  чистого  дохода.  По  средним  и  крупным  месторождениям 
требуется  меньше  инвестиций  на  тонну  нефти,  и  чистый  доход  имеет  положительное 
значение, срок окупаемости средств меньше инвестиционного периода. 
Для второй стадии положительные значения ЧД для разных групп месторождений 
различаются  только  величиной,  а  также  длительностью  самого  периода.  Для  поздней 
стадии характерным являются значительные инвестиции 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
  -  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

жүктеу/скачать 5,71 Mb.

Достарыңызбен бөлісу: