1.1.Подготови-тельные

работы

Материальные затраты - всего

За 2008 год затраты на производство составили 3 185 177 тыс. рублей, что составляет рост 17 % к уровню 2007 года.

Материальные затраты по СУПНП и КРС включают в себя следующие статьи:

«Материалы» – в этой статье расходов объединены все материальные затраты, связанные с бурением и креплением ствола скважин, основными из которых являются: трубы обсадные, тампонажные материалы и материалы для приготовленных буровых растворов (глина, глинопорошок, химические реагенты и утяжелители), запасные быстроизнашивающиеся детали буровых насосов, долота, соль и прочие материалы. Расход долот включает в себя все затраты, связанные с приобретением, содержанием и эксплуатацией долот всех типов. За 2008 год сумма затрат по материалам увеличилась на 60 567 тыс. руб. в основном за счет увеличения объема бурения и роста цен на материалы.

«Топливо» – приобретаемое со стороны топливо всех видов расходуемые на технологические цели. Рост по этой статье составил 5 015 тыс. руб.

«Электроэнергия» - потребляемая электроэнергия на производственные и технологические нужды. Рост составил 13 068 тыс.руб.

И последняя статья – это «Услуги». Сюда входят услуги транспорта, услуги проката оборудования, услуги собственных цехов, услуги сторонних предприятий. Рост по этой статье составил 315 075 тыс.руб.

Наибольший удельный вес в материальных затратах по СУПНПиКРС занимают затраты на материалы (33 % в 2007 году и 32 % в 2008 году) в общей сумме затрат на производство. На примере материалов рассмотрим причины изменения затрат по этой статье.

Затраты на материалы увеличились в 2008 году на 60 567 тыс.руб. (таблица 1.8.).

Таблица 1.8

Анализ фактического расхода обсадных труб, химреагентов, глины, цемента и долот за 2007г, 2008г

Затраты на материалы зависят от объема бурения и роста цен на материалы. Изменение объема горизонтального бурения влияет на количество потребляемых материалов.

Количественное влияние этих факторов определим методом элиминирования, данные приведены в таблице 1.8.

ЗQ = (Qф- Qб) х Цб                                                                       (1.1)

Зц = (Цф - Цб) х Qф                                                                      (1.2)

где ЗQ, Зц - изменение затрат на материалы в зависимости от изменения количества потребляемых материалов и цены на них;

Qб, Qф - базисное и фактическое количество материалов;

Цб, Цф - базисная и фактическая цена.

1. Определим рост отклонения по обсадным трубам в результате увеличения количества (табл.1.8)

ЗQ = (965 185 – 863 853) х 428,5 = 43 420 762 руб.

Определим рост отклонения по обсадным трубам в результате увеличения цены на трубы:

Зц = (441,5 – 428,5) х 965 185 = 12 547 405 руб.

Суммируем факторы отклонения:

(43 420 762 + 12 547 405) = 55 968 167 руб.

Перерасход в 2008 году по сравнению с 2007 годом по обсадным трубам произошел за счет увеличения количества и цены израсходованных труб в 2008г.

2. Определим рост отклонения по химическим реагентам, используемые в процессе строительства скважин для обработки промывочной жидкости (таблица 3.5):

ЗQ = (434,0 – 404,8) х 40 887,5 = 1 193 915 руб.

Определим рост отклонения по химическим реагентам в результате увеличения цены:

Зц = (47 061,6 – 40 887,5) х 434,0 = 2 679 559,4 руб.

Суммируем факторы отклонения:

(1 193 915 + 2 679 559,4) = 3 873 474,4 руб.

Перерасход по сравнению с 2007г. по химическим реагентам произошел за счет увеличения их фактического расхода и цены на эти реагенты.

3. Определим рост отклонения по цементу, используемый для крепления скважин в результате увеличения количества:

ЗQ = (23 920,8 – 22 815,4) х 539,6 = 596 473,84 руб.

Определим рост отклонения по цементу в результате увеличения цены:

Зц = (719,0 – 539,6) х 23920,8 = 4 291 391,52 руб.

Суммируем факторы отклонения:

(596 473,84 + 4 291 391,52) = 4 887 865,36 руб.

Перерасход по цементу в 2008 году произошел в основном за счет увеличения цены используемого материала.

В результате анализа видно, что в 2008 году по сравнению с 2007 годом затраты по всем материалам выросли за счет увеличения цены или количества этих материалов, в итоге этот рост составил сумму в 78 057 765 рублей 94 копейки.

Ежемесячно СУПНП и КРС предоставляет в планово-экономическое управление ОАО «Сургутнефтегаз» сравнительный анализ удельных материальных затрат в расчете на 1 метр проходки по сравнению с предыдущим годом. Если уровень отчетного года превышает базисный уровень, то делается пересчет разницы цен на фактические объемы. За не превышение удельных материальных затрат по сравнению с соответствующим периодом прошлого года лимит фонда заработной платы по СУПНП и КРС увеличивается на 10% от суммы премий за сверхплановую добычу нефти. В связи с этим экономия материальных затрат приобретает стимулирующий характер, так как появляется возможность для выплаты дополнительных премиальных сумм различного рода.

Анализ использования материалов для строительства скважин необходимо начинать с общей оценки выполнения задания по снижению себестоимости. Для этого нужно сметную стоимость и плановую себестоимость предварительно пересчитать на фактически выполненный объем работ по строительству скважин, а из фактических затрат вычитать стоимость работ, не предусмотренных сметой, но финансируемых заказчиком (например, ликвидация осложнений). Общую оценку выполнения задания по снижению себестоимости строительства скважин можно провести путем сопоставления фактических затрат на выполненный объем работ по строительству скважин со сметной стоимостью и плановой себестоимостью этих работ.

Снижение стоимости буровых работ одно из важнейших условий повышения эффективности капитальных вложений в разработку нефтяных и газовых месторождений. А этого можно добиться, уменьшив материальные затраты – главной статьи затрат в производстве. А так как в структуре материальных затрат наибольший удельный вес приходиться на материалы (32%), то анализу материалов должны уделять самое пристальное внимание. Материалы необходимо анализировать в стоимостном и натуральном выражениях, так как отклонения их фактической стоимости от сметной может быть вызвана не только изменением цен и наценок, но и изменением количественного расхода материала.

Далее проведем анализ трудовых затрат.

Анализ трудовых затрат целесообразно начать с оценки обеспеченности Управления поисково – разведочных работ ОАО «Сургутнефтегаз» персоналом в 2008 г. (таблица 1.9)

Таблица 1.9

Обеспеченность СУПНП и КРС персоналом в 2008 г. (чел.)

Из общего числа работающих бригадной формой организации труда охвачено 653 человека или 51,6%.

Из общего числа бригад:

- с оплатой по единому наряду 479 - человек - 37,8% работающих

- по нормируемому заданию 174 человек -13,7 % работающих

- с применением коэффициента трудового участия 1459 человек или 100%.

Рабочим буровых бригад, бригад испытания, участку пуско-наладочных работ, работникам базы производственного обслуживания, обслуживающих основное производство, установлен график работы с суммированным учетом рабочего времени, для остальных рабочих установлена еженедельная продолжительность рабочего времени по 8 часов согласно правилам внутреннего трудового распорядка.

Таким образом, в целом по предприятию фактическая численность сотрудников была меньше плановой величины на 1,6%. При этом наблюдалась нехватка инженеров и служащих 0,3% , а нехватка рабочих составила 1,8%.

Структура обеспеченности предприятия персоналом представлена в таблице 1.10.

Таблица 1.10

Распределение среднесписочной численности работников СУПНП и КРС по категориям

В 2008 году на предприятии производили прием в основном рабочих. По категории служащих были приняты молодые специалисты после окончания ТюмГНГУ и Сургутского нефтяного техникума, что положительно повлияло на возрастную структуру коллектива.

Ранее для коллектива СУПНП и КРС была актуальна проблема старения коллектива.

В 2008г. происходит снижение текучести кадров по следующим причинам:

1) рост объем бурения скважин и как следствие:

-           рост заработной платы;

-           рост занятости (увеличение рабочего времени работников);

2)         повышение тарифных ставок, окладов;

3)         ужесточение мер воздействия на нарушителей трудовой дисциплины и т.д.

Для оценки соответствия квалификации рабочих предприятия и сложности выполняемых работ сравним средние тарифные разряды работ и рабочих.

Средний разряд работ по предприятию - 2,96.

Фактический средний разряд рабочих по предприятию - 2,89.

Можно сделать вывод, что фактическая квалификация рабочих позволит выполнить запланированный объем работ качественно и в срок. Однако необходимо уделять значительное внимание повышению квалификации промышленно-производственного персонала, что и делается на предприятии. Организовано обучение вновь пришедшей молодежи рабочим профессиям, а также обучение рабочих вторым профессиям и повышение квалификации (таблица 1.11).

Таблица 1.11

Численность рабочих СУПНП и КРС ОАО «Сургутнефтегаз», прошедших разные виды подготовки и повышения квалификации

Трудовой потенциал СУПНПиКРС представлен квалифицированными служащими. Силами специалистов управления, имеющими высокий уровень подготовки и опыт в области бурения строительства и крепления скважин, в последние годы были освоены многие промышленные технологии.

Без отрыва от производства обучается заочно и на вечерних отделениях вузов и техникумов 79 работников предприятия, получая специальное, высшее или второе высшее образование. А это, кроме всего прочего, говорит о понимании того, что полученные когда-то знания устарели, и их уровень не соответствует требованиям современной экономической ситуации.

Использования фонда рабочего времени.

Среднесписочная численность работников СУПНП и КРС за 2008 год составила - 1445 человек, из них рабочих 1057 человек, руководителей, специалистов и служащих – 388 человек.

По балансу использования рабочего времени удельный вес отработанного времени в максимально возможном фонде составил 96,6 %. Время, не использованное по уважительным причинам составило 3,3 %. Потери рабочего времени 0,1%, в том числе по рабочим 0,1 %, по руководителям, специалистам и служащим -0%.

Потери рабочего времени связаны в основном:

- с неявками с разрешения администрации - 0 чел. дня или 0 дн. на одного человека;

с целодневными и внутрисменными простоями - 265 чел. дней или 0,20дн. на одного человека;

- прогулами -15 чел. дней или 0,011 дн. на одного человека.

Для более полного анализа использования рабочего времени рабочих вспомогательного производства проведены фотографии рабочего времени в бригадах участках электрооборудования и электроснабжения, трубно-инструментальном участке.

Полноту использования персонала можно оценить по количеству отработанных дней и часов одним работником за период времени, а также по степени использования фонда рабочего времени. По действующим методикам был проведен детальный анализ использования рабочего времени с использованием статистических данных, документов по движению работающих, оперативной отчетности подразделений, другой отчетности СУПНП и КРС, связанной с трудовым потенциалом.

В 2008 году фонд рабочего времени увеличивается по сравнению с 2007 годом:

1)   за счет увеличения среднесписочной численности:

2)   за счет увеличения количества рабочих дней в году рабочего:

3) за счет увеличения количества продолжительности рабочего дня рабочего:

Имеющиеся трудовые ресурсы предприятие использует недостаточно полно. В 2008 году в среднем одним работником отработано по 209,2 дня вместо 218,5, в связи с чем сверхплановые целодневные потери рабочего времени составили на одного работника 9,3 дней, а на всех - 34457 дней, или 274959 чел/час (34456 х 7,98). По сравнению с 2007 годом явочный фонд рабочего времени одного работающего увеличился на 11,01 дня, увеличилась также продолжительность рабочей смены на 0,02 чел/часа, следовательно, на предприятии по сравнению с 2007 годом улучшили организацию труда.

Существенны и внутрисменные потери рабочего времени в 2008 году за один день они составили (- 0,02 чел/час.), а за все отработанные дни всеми работниками - 7751 чел/час. При выше указанных потерях рабочего времени на предприятии работающими сверхурочно отработано 15008 чел/часов, а также в выходные дни - 55040 чел/часов. Это говорит о том, что администрацией в связи с отсутствием материалов, комплектующих, своевременно не были предусмотрены в графиках работы переносы выходных дней и т. д.

На основании выше приведенных расчетов можно сделать вывод, что в 2006 году из-за внутрисменных потерь рабочего времени на предприятии не работало (не производили ни какой продукции, услуг) примерно 5 человек.

Сокращение потерь рабочего времени - один из резервов увеличения объемов бурения. Однако, нужно иметь в виду, что потери рабочего времени, не всегда приводят к уменьшению объема разведанных и испытанных скважин, так как они могут быть компенсированы повышением интенсивности труда работников. Оплата труда работников управления производится по сдельно-премиальной, повременно-премиальной системам оплаты труда. Труд рабочих буровых бригад, бригад по испытанию (опробованию) скважин оплачивается по сдельно-премиальной системе оплаты труда, рабочих вспомогательного производства по повременно-премиальной системам оплаты труда. Затраты на оплату труда представлены в таблице 1.12.

Таблица 1.12 Затраты на оплату труда в СУПНП и КРС, 2008г

Из проведенного анализа себестоимости метра проходки явственно следует необходимость разработки комплексной стратегии по снижению себестоимости и целенаправленного внедрения ее в производство.

2.1 Цели и сферы инвестиционной деятельности

В условиях рыночной экономики возможностей для инвестирования довольно много. Вместе с тем любая коммерческая организация имеет ограниченную величину свободных финансовых ресурсов, доступных для инвестирования. Поэтому всегда актуальна задача оптимизации инвестиционного портфеля. Для того чтобы из всего многообразия возможных направлений вложения средств выбрать те, которые являются наиболее эффективными с точки зрения инвестиционных целей, необходимо обстоятельно их проанализировать[1].

Цели, которые ставятся при оценке проектов, могут быть различными, а результаты, получаемые в ходе их реализации, не обязательно носят характер очевидной прибыли. Могут быть проекты, сами по себе убыточные в экономическом смысле, но приносящие косвенный доход за счет обретения стабильности в обеспечении сырьем и полуфабрикатами, выхода на новые рынки сырья и сбыта продукции, достижения некоторого социального эффекта, снижения затрат по другим проектам и производствам и др. Так, во многих экономически развитых странах очень остро ставится вопрос об охране окружающей среды и обеспечения безопасности продукции компаний для пользователей и природы. В этом случае традиционные критерии оценки целесообразности принятия проекта, основанные на формализованных алгоритмах, могут уступать место неким неформализованным критериям.

Таблица 2.1

Классификация инвестиционных проектов

Любая используемая схема оценки инвестиций должна базироваться на классификации типов инвестиций. Различные инвестиции вызывают различные проблемы, имеют различную относительную важность для фирмы, и для оценки их важности требуются различные люди. Принятие решений по инвестиционным проектам осложняется такими факторами, как: вид инвестиций, стоимость инвестиционного проекта, множественность доступных проектов, способ влияния других возможных инвестиций на доходы от данного инвестиционного проекта, ограниченность финансовых ресурсов, доступных для инвестирования, риск, связанный с принятием того или иного решения, степень обязательности осуществления. В целом, все проекты можно классифицировать по следующим категориям:

Нередко решения должны приниматься в условиях, когда имеется ряд альтернативных или взаимно независимых проектов. В этом случае необходимо сделать выбор одного или нескольких проектов, основываясь на каких-то критериях. При оценке представленных руководству инвестиционных вариантов важно понимать возможную взаимосвязь между отдельными парами инвестиционных предложений. Любое отдельно взятое инвестиционное предложение может экономически зависеть от другого инвестиционного предложения. Говорят, что инвестиционное предложение экономически независимо (economically independent) от другого инвестиционного предложения, если денежные потоки (или, в более общем случае, затраты и доходы), ожидаемые от первого проекта, не изменятся независимо от того, будет ли осуществлен второй проект. Если решение о принятии или отклонении второго проекта влияет на денежные потоки от первого проекта, то говорят, что первый проект экономически зависим от второго. Очевидно, что, если первый проект зависит от второго, то следует серьезно подумать, стоит ли принимать решение о первом проекте отдельно от решения о втором проекте. Классификацию отношений зависимости можно углубить. Если решение осуществить второй проект увеличит ожидаемые доходы от первого (или уменьшит затраты на осуществление первого без изменения доходов), то говорят, что второй проект является дополняющим (complement) по отношению к первому. Если решение предпринять второй инвестиционный проект уменьшит ожидаемые доходы от первого (или увеличит затраты на осуществление первого без изменения доходов), то говорят, что второй проект является заменяющим для первого, или субститутом (substitute) первого инвестиционного проекта. В крайнем случае, когда потенциальные прибыли от первого инвестиционного проекта полностью сойдут, на нет, если будет принят второй проект, или технически невозможно осуществить первый проект при условии принятия второго, два этих инвестиционных проекта называются взаимоисключающими (mutually exclusive).(рис.2.1.)[2] Весьма существенен фактор риска. Инвестиционная деятельность всегда осуществляется в условиях неопределенности, степень которой может существенно варьировать. Так, в момент приобретения новых основных средств никогда нельзя точно предсказать экономический эффект этой операции. Поэтому решения нередко принимаются на интуитивной основе. Анализ эффективности намечаемых капиталовложений — это процесс анализа потенциальных расходов на финансирование активов и решений, следует ли фирме делать такие капиталовложения. Процесс анализа эффективности намечаемых капиталовложений требует, чтобы фирма:

1)         определила издержки проекта;

2)         оценила ожидаемые потоки денежных средств от проекта и рисковоность этих потоков денежных средств;

3)         определила соответствующую стоимость капитала, по которой дисконтируются потоки денежных средств;

4)         определила дисконтированную стоимость ожидаемых потоков денежных средств и этого проекта.

При этом используются следующие критерии принятия инвестиционных решений:

1.критерии, позволяющие оценить реальность проекта:

·          нормативные критерии (правовые) т.е. нормы национального, международного права, требования стандартов, конвенций, патентоспособности и др.;

·          ресурсные критерии (научно-технические, технологические, производственные критерии, объем и источники финансовых ресурсов).

Рис. 2.1 Этапы инвестиционного проекта

2.  количественные критерии, позволяющие оценить целесообразность реализации проекта.

·          Соответствие цели проекта на длительную перспективу целям развития деловой среды;

·          Риски и финансовые последствия (ведут ли они к увеличению инвестиционных издержек или снижению ожидаемого объема производства, цены или продаж);

·          Степень устойчивости проекта;

·          Вероятность проектирования сценария и состояние деловой среды.

3.   финансово-экономические критерии, позволяющие выбрать те проекты, реализация которых целесообразна (критерии приемлемости).

·          стоимость проекта;

·          чистая текущая стоимость;

·          прибыль;

·          рентабельность;

·          внутренняя норма прибыли;

·          период окупаемости;

·          чувствительность прибыли к сроку планирования, к изменениям в деловой среде, к ошибке в оценке данных.

В целом, принятие инвестиционного решения требует совместной работы многих людей с разной квалификацией и различными взглядами на инвестиции. Тем не менее, последнее слово остается за финансовым менеджером, который придерживается некоторым правилам.

Правила принятия инвестиционных решений:

инвестировать денежные средства в производство или ценные бумаги имеет смысл только, если можно получить чистую прибыль выше, чем от хранения денег в банке;

инвестировать средства имеет смысл, только если, рентабельности инвестиции превышают темпы роста инфляции;

инвестировать имеет смысл только в наиболее рентабельные с учетом дисконтирования проекты.

Таким образом, решение об инвестировании в проект принимается, если он удовлетворяет следующим критериям:

·          дешевизна проекта;

·          минимизация риска инфляционных потерь;

·          краткость срока окупаемости;

·          стабильность или концентрация поступлений;

·          высокая рентабельность как таковая и после дисконтирования;

·          отсутствие более выгодных альтернатив.

На практике выбираются проекты не столько наиболее прибыльные и наименее рискованные, сколько лучше всего вписывающиеся в стратегию фирмы.

Далее имеет смысл рассмотреть методику разработки этапов инвестиционного проекта. Данному вопросу посвящен следующий параграф дипломной работы.

Таким образом, анализ эффективности намечаемых инвестиций включает в себя следующие шесть этапов[3]:

1. определение стоимости (затрат) проекта;

2. оценка ожидаемых потоков денежных средств от этого проекта, включая стоимость активов на определенную временную дату;

3. оценка ожидаемых потоков платежей с учетом фактора времени, т.е. построение дисконтированного потока платежей;

4. оценка риска запроектированных потоков денежных средств при помощи информации о вероятностном распределении потоков денежных средств;

5. оценка стоимости капитала, необходимого для реализации проекта на базе дисконтированной стоимости;

6. определение критериев эффективности и сравнение дисконтированной стоимости ожидаемых денежных поступлений с требуемыми капиталовложениями или издержками проекта.

Если дисконтированная стоимость этих активов превышает издержки по ним, то этот проект следует принять. В противном случае проект должен быть отвергнут. (Альтернативно: может быть подсчитан ожидаемый коэффициент окупаемости капиталовложений по этому проекту, и если этот коэффициент окупаемости превышает требуемый проектный коэффициент, то проект принимается.)

Самым ответственным этапом разработки инвестиционного проекта является оценка его экономической целесообразности и эффективности. По этому, очень важное значение имеет выбор метода оценки эффективности инвестиционного проекта. Данному вопросу посвящен следующий параграф дипломной работы.

2.2 Общая характеристика инвестиционных проектов в нефтедобывающей промышленности

Грамотное проведение оценки эффективности инвестиционного проекта предполагает использование общепринятой системы принципов. Основополагающие принципы оценки экономической эффективности технико-технологических решений, предусмотренных в проектных документах на разработку нефтяных месторождений, можно сформулировать следующим образом[4]:

-        учет геолого-промысловых параметров оцениваемых объектов, которые определяют технологию добычи углеводородов;

-        рассмотрение проекта на протяжении всего его жизненного цикла, включающего этапы проектирования, строительства и эксплуатации;

-        моделирование (прогнозирование) и анализ денежных потоков, включающих все связанные с освоением месторождения и осуществлением мероприятий по добыче и реализации углеводородов денежные поступления и расходы;

-        многовариантный характер проектов. При составлении проектов разработки нефтяных месторождений необходимым условием является рассмотрение многовариантных решений и выбор на основе анализа результатов оценки наиболее оптимального;

-        сопоставимость условий сравнения вариантов. Показатели эффективности должны рассчитываться на основе одних и тех же сценарных условий и исходных предпосылок;

-        многокритериальный подход: предполагает использование не одного, а системы экономических показателей для оценки вариантов разработки месторождения;

-        принцип принадлежности месторождений к двум основным категориям: новые и разрабатываемые месторождения, требующих различных подходов к оценке;

-        много этапность оценки. На различных стадиях разработки и осуществления проекта его эффективность определяется заново, с различной глубиной проработки, включая систему контроля за процессом реализации инвестиционного проекта;

-        учет особенностей расчета эффективности инвестиционного проекта на различных этапах его реализации;

-        оценка на основе доходного подхода, который состоит в определении стоимости объекта на основе тех доходов, которые он способен в будущем принести своему владельцу;

-        принцип положительности и результативности;

-        принцип генерирования достаточной прибыли в долгосрочном аспекте;

-        учет фактора времени;

-        учет только предстоящих затрат и поступлений;

-        учет влияния неопределенностей и рисков, сопровождающих реализацию проекта и др.

Таким образом, из проведенного исследования видно, что система принципов оценки эффективности инвестиционного проекта в нефтедобыче позволяет учесть специфические особенности отрасли, характеристики объектов инвестиций (разрабатываемых месторождений). Важное значение при этом имеет учет особенностей расчета эффективности инвестиционного проекта на различных этапах его реализации, многовариантный характер проектов, сопоставимость условий сравнения вариантов. Принцип положительности и максимума эффекта означает, что эффект от осуществления проекта положителен. В случае наличия нескольких альтернативных проектов или вариантов проекта должен осуществляться тот, у которого эффект максимален. Однако безграмотное соблюдение этого принципа в нефтедобыче может привести к тому, что к реализации будет принята система разработки, обеспечивающая значительно меньший по сравнению с потенциально возможным коэффициент извлечения нефти (КИН).

Помимо соблюдения принципов при проведении технико-экономического обоснования и анализе полученных результатов инвестор ориентируется на определенные критерии оценки. Решение недропользователя об инвестировании в проект принимается, если он удовлетворяет определенным условиям. Обозначим некоторые критерии принятия инвестиционных решений в нефтедобывающей отрасли:

-        выбор оптимальных параметров разработки и эксплуатации месторождения. С технологической точки зрения данный критерий подразумевает определение наиболее рациональной системы разработки месторождения, обеспечивающей возможно полное извлечение из пластов запасов нефти при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды;

-        наибольший экономический эффект от разработки месторождения на основе внедрения наиболее прогрессивной технологии. С экономической точки зрения проект должен обеспечить как возмещение вложенных средств за счет доходов от добычи и реализации углеводородов, так и получение прибыли, обеспечивающей рентабельность инвестиций не ниже желательного уровня и компенсирующей не только риск вложения, но и временной отказ от использования этого капитала;

-        приемлемые сроки окупаемости затрат;

-        эффективное использование ресурсов и оптимизация затрат (капитальных, эксплуатационных);

-        подход "оптимальная вероятность": состоит в том, что из возможных решений выбирается вариант, при котором вероятность результата является приемлемой для инвестора;

-        обоснованность проектных решений по системам разработки, степени их практической реализации при разработке месторождения;

-        соответствие проекта целям и стратегии предприятия.

Для экономической оценки и анализа требуется геолого-технологическая информация: извлекаемые запасы; динамика ввода скважин в эксплуатацию; объем эксплуатационного бурения; фонд скважин - добывающих, нагнетательных и других; объемы годовой и накопленной добычи нефти, жидкости, закачки воды и т.д.

На стадии проектирования экономической оценке подлежит вся добыча нефти. На второй стадии оценке подлежат остаточные запасы нефти (на момент составления проектного документа). На последней стадии разработки, когда месторождение разбурено, оцениваются методы увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи, дополнительная добыча нефти и связанные с ней затраты.

Как правило, на стадии технико-экономических исследований инвестиционных возможностей в расчетах используют постоянные цены, заложенные в проект без учета инфляции. Расчеты в таких ценах имеют смысл для изучения и оценки самой идеи проекта. Экономическую оценку эффективности освоения запасов проводят в постоянных ценах, так как инфляционные процессы в целом не оказывают существенного влияния на выбор варианта разработки месторождения. Целью оценки является не идеальный прогноз величины дохода недропользователя, а выбор оптимального варианта освоения месторождения.

При определении цен реализации можно использовать цены внешнего рынка, заложенные в госбюджет на год проведения оценки; в случае проведения оценки в начале года - данные прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, разработка которого предшествует составлению проекта бюджета. Цены внутреннего рынка в этом случае берутся как процент от экспортных цен, сложившийся в году, предшествующем году проведения оценки. Прогнозные цены рекомендуется использовать при разработке схемы финансирования и оценке эффективности участия в инвестиционном проекте[5].

Оценка эффективности разработки месторождения проводится в условиях действующей системы налогообложения, включающей федеральные, региональные и местные налоги и сборы, установленные налоговым законодательством. Расчет налоговых выплат осуществляется в порядке, установленном в первом году проектного периода.

Для расчета капитальных вложений и эксплуатационных затрат на добычу нефти необходимы удельные затраты, учитывающие развитие технологий, особенности района, стадию разработки месторождения. Наиболее подходящей основой для их определения являются фактические данные о производственно-хозяйственной деятельности нефтедобывающего предприятия, на территории которого находится оцениваемое месторождение, либо расположенного в том же районе. Использование среднегодовых отчетных показателей для обоснования удельных затрат является наиболее корректным по сравнению с полугодовыми или квартальными. Если месторождение находится в неосвоенном регионе, в качестве аналога может быть принято какое-либо предприятие, функционирующее в другом регионе, а корректировка экономических нормативов может быть проведена исходя из соотношения величин производственных затрат по тем элементам, по которым они известны.

Для расчета показателей эффективности освоения месторождения, а также для прогнозирования налога на прибыль, учитывается действующий механизм амортизационных отчислений, величина которых зависит от применяемой нормы амортизации. Сумма амортизационных отчислений в каждом году проектного периода складывается из амортизации переходящих и вводимых основных фондов. При расчете амортизационных отчислений полагают, что оборудование вводится в эксплуатацию в конце года. При оценке инвестиционного проекта в нефтедобыче для определения амортизации среднегодовую стоимость вводимых основных фондов необходимо скорректировать на коэффициент (≈0,5), учитывающий среднее число дней работы новой скважины (около 160 дней).

В состав исходной информации, необходимой для проведения оценки, входит норма дисконта. В связи с многочисленными рисками, связанными с вероятностным характером геолого-промысловых данных, высокой капиталоемкостью инвестиций и длительными сроками окупаемости, нефтяной бизнес требует повышенной нормы дохода по сравнению с другими отраслями. Как показывает российская практика оценки эффективности инвестиционного проекта, в нефтяной отрасли наиболее распространенными являются нормы дисконта 10 и 15%. При экономической оценке на этапе эксплуатации месторождения, когда риск проекта снижается по сравнению с инвестиционным этапом, целесообразно использовать 10-процентную ставку дисконта.

Объем исходной информации зависит от стадии разработки месторождения и соответственно этапа инвестиционного проекта. На первом этапе информация весьма ограниченна. По мере проработки проекта ее состав уточняется. Меняются и методы подготовки информации. На стадии инвестиционного предложения она определяется главным образом экспертно и по аналогам, на последующих стадиях - с учетом фактических данных.

После принятия инвестиционного решения необходимо спланировать его осуществление и разработать систему контроля и анализа. Контроль должен осуществляться на различных этапах реализации проекта, в разрезе объектов контроля, в зависимости от задач, подлежащих решению. В процессе реализации инвестиционного проекта контролю подлежат: объемы, виды и стоимость работ по проекту; производственные издержки и расходы по проекту; временные параметры, включающие сроки, продолжительность выполнения работ и этапов проекта; ресурсы, требуемые для осуществления проекта; качество проектных решений, применяемых ресурсов, компонентов проекта и пр. Для реализации эффективной системы контроля необходима согласованная работа подразделений и центров ответственности предприятия нефтедобычи.

На этапе капитального строительства наиболее важен контроль сроков, качества работ и строительных затрат. Основная задача контроля реализации запланированных капитальных вложений - обеспечение своевременного ввода объектов в эксплуатацию при высоком качестве выполняемых работ и достижении установленных результатов. Для ее решения необходимы мероприятия по совершенствованию технологии и организации строительного производства, увеличение эффективности использования материальных и трудовых ресурсов. В рамках контроля эффективности использования введенных в эксплуатацию активов необходимо проверить соответствие технологических процессов тем нормам, которые закладывались при проектировании, оптимальную нагрузку производственных мощностей, отсутствие перерывов в производстве.

На этапе эксплуатации месторождения основная задача заключается в организации рациональной системы учета затрат и доходов, их контроля и анализа для принятия оперативных управленческих решений. На стадии эксплуатации необходим контроль за обеспечением производства оборудованием и материалами, предусматривающий организацию процесса размещения заказов и заключения контрактов с поставщиками, организацию контроля за доставкой ресурсов, за выполнением условий контрактов, за осуществлением расчетов за поставленные ресурсы. Обязательной является организация входного контроля качества, комплектности и количества поступающей продукции производственно-технического назначения. В дальнейшем необходим контроль за состоянием хранения оборудования и материалов. На этапе реализации проекта также крайне важно иметь тщательно разработанную стратегию закупок оборудования и материалов. Централизация закупок может существенно улучшить контроль над образованием затрат. В процессе производственной деятельности особое внимание должно уделяться контролю за фактическим расходом материальных ресурсов, особенно высокозатратных. Различные отделы и службы нефтедобывающего предприятия по своим направлениям деятельности осуществляют контроль использования и соблюдения норм расхода ресурсов.

Основой системы контроля затрат и результатов является расчет отклонений. Текущий контроль и анализ отклонений позволяют своевременно воздействовать на протекающие процессы и принять управленческие решения. Особое внимание при этом должно быть обращено на выявление величины и причин возникновения затрат, не обусловленных нормальной организацией производственного процесса. Перед тем как провести анализ отклонений необходимо определить, какие отклонения, прежде всего, важны, выявить те параметры, на которые можно повлиять. Кроме того, необходимо классифицировать затраты по степени приоритетности и рассматривать не абсолютные величины, а удельные.

Таким образом, для успешного регулирования расходов необходимо выстроить полный цикл управления затратами: от создания нормативной базы до выработки управленческих решений.

2.3 Методы увеличения нефтеотдачи

Классификация методов увеличения нефтеотдачи, принятая в международном общении, в основном опирается на понятия, сформулированные в США. Но и в США эти понятия оформились не сразу. В этой связи, прежде всего, следует обратить внимание на используемую в этой стране классификацию методов разработки, которая определяется экономическими соображениями. В частности, в целях повышения экономической эффективности разработки, снижения прямых капитальных вложений и максимально возможного использования для этих целей реинвестиций весь срок разработки месторождения разбит на три основных этапа.

На первом этапе для добычи нефти максимально возможно используется естественная энергия месторождения (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил).

На втором этапе реализуются методы поддержания пластового давления путем закачки воды или газа. Эти методы были названы вторичными.

На третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи (МУН) (Enhanced Oil Recovery - EOR). Эти методы называют также третичными. В США и в большинстве нефтедобывающих странах мира под методами увеличения нефтеотдачи понимают группу методов, отличающихся применяемыми рабочими агентами, повышающими эффективность вытеснения нефти. К настоящему времени освоены и применяются в промышленных масштабах следующие четыре группы методов увеличения нефтеотдачи[6]:

-  физико-химические методы (заводнение с применением поверхностно-активных веществ, полимерное заводнение, мицеллярное заводнение и т.п.);

-  газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);

-  тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);

-  микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).

По мере развития технологий реализации МУН введено понятие улучшенные методы повышения нефтеотдачи (Improved Oil Recovery). Эти методы, которые иногда также называют четвертичными, предполагают комбинирование элементов перечисленных выше четырех групп МУН, а также таких перспективных технических средств повышения нефтеотдачи, как горизонтальные скважины. Следует подчеркнуть, что применение горизонтальных скважин для улучшения МУН связывают главным образом с решением таких стратегических задач как организация вертикального воздействия, повышение эффективности гравитационного режима разработки, выработка не вовлеченных в разработку запасов нефти. Это означает, что применение горизонтальных скважин нельзя рассматривать в качестве самостоятельного метода повышения нефтеотдачи, что нередко пропагандируется в нашей стране. Это тем более важно, что горизонтальные скважины часто применяют в качестве средства интенсификации добычи нефти. Далеко не всегда такое применение горизонтальных скважин приводит к повышению нефтеотдачи.

Обсуждая понятие «улучшенные МУН» нужно отметить, что в зарубежной литературе имеется также упоминание об уплотнении сетки скважин. В этой связи напрашивается такое понимание термина «улучшенные МУН», согласно которому реализация МУН сопровождается применением всех технологий и средств повышения охвата процессом вытеснения нефти, в том числе оптимизация сеток размещения скважин и системы воздействия для вовлечения в разработку недренируемых и слабодренируемых запасов, нестационарное воздействие и перемена направлений фильтрационных потоков, выравнивание профиля вытеснения, барьерное заводнение.

Отметим, что в международной практике собственно метод заводнения не упоминается как метод увеличения нефтеотдачи. Однако в нашей стране этот метод является превалирующим и повышение его эффективности с точки зрения полноты извлечения нефти имеет стратегическое значение. Значительное число месторождений характеризуется высокой выработкой запасов. Применение на многих из них приведенных выше базовых (третичных) МУН по техническим и экономическим причинам проблематично. Поэтому представляется целесообразным отнести к категории улучшенных МУН и улучшенное заводнение, если оно предусматривает комплекс технологических и технических средств, приводящих к увеличению нефтеотдачи не на единицы процентов, а на 15 % и более по сравнению с проектной величиной. По оценкам именно с таким порогом в США связано предоставление экономических стимулов.

Таблица 2.2

Добытая нефть за счет применения методов увеличения нефтеотдачи

Это тем более важно, так как согласно данным нефтяных компаний (табл. 2.2) дополнительная добыча нефти в нашей стране за счет применения методов увеличения нефтеотдачи за пятилетний период 1996-2000 г.г. выросла вдвое и достигла 43,1 млн.т. Такой объем дополнительной добычи соответствует примерно 17 % от общей добычи и примерно половине всей добыче из трудноизвлекаемых запасов. Распределение дополнительно добытой нефти по некоторым методам увеличения нефтеодачи приведено в таблице 2.3.

Таблица 2.3

Распределение добытой нефти по методам увеличения нефтеотдачи пластов

Нетрудно в этой связи понять, что в компаниях к методам увеличения нефтеотдачи относят все геолого-технические мероприятия, приводящие к интенсификации добычи нефти, в том числе из активных запасов. В то же время известно, что применение даже таких мощных технических средств как гидроразрыв пласта и горизонтальные скважины далеко не всегда приводит к увеличению нефтеотдачи. Кроме того, согласно опыту применения методов увеличения нефтеотдачи такая высокая доля дополнительной добычи, декларируемая российскими компаниями, может быть интерпретирована таким образом, что в нашей стране методы увеличения нефтеотдачи уже применяются практически на всех месторождениях. Но при этом почему-то нефтеотдача низкая и продолжает падать.

В этой связи уместно напомнить, что согласно официальным данным в США, где нефтеотдача растет, дополнительная добыча нефти за счет применения методов увеличения нефтеотдачи наращивалась в течение последних 25-30 лет и в настоящее время составляет примерно 35 млн.т., т.е. меньше той, о которой рапортуют российские компании[7].

Такая абсурдная ситуация в значительной мере обязана отсутствию четкого определения термина «методы увеличения нефтеотдачи» и максимально формализованных определяющих его критериев.

В условиях еще не сложившихся цивилизованных рыночных отношений эта неопределенность не столь безобидна. Именно она позволяет преподносить такие упомянутые выше мощные средства интенсификации как гидроразрыв пласта и горизонтальные скважины в качестве основных технологий увеличения нефтеотдачи. Более того, в некоторых крупных сверхобеспеченных компаниях эти технологии отождествляют с современными “прогрессивными западными способами разработки”, противопоставляя их “консервативным советским способам разработки”. Под таким знаменем в последние годы осуществляется масштабная выборочная интенсификация обработки активных запасов. В то же время по существу отвергается такой важный компонент “консервативного советского способа разработки”, как необходимость сохранения проектной системы размещения скважин для достижения проектной нефтеотдачи. Количество выводимых из эксплуатации так называемых “нерентабельных” скважин уже исчисляется не единицами и не сотнями, а тысячами. В некоторых компаниях их число приближается к 50% от общего действующего фонда. Сокращены объемы применения химических реагентов, также необходимых для достижения проектной нефтеотдачи. Наконец, кратно снизился по сравнению с советским временем объем дополнительной добычи нефти на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами за счет применения третичных методов увеличения нефтеотдачи, которые возможно тоже попали в разряд «нерентабельных» или «консервативных». Конечно, такая практика приводит к снижению нефтеотдачи, притом существенному. Но себестоимость добычи снижается. В некоторых компаниях она уже находится в пределах 2,0 долларов США за баррель, что характерно для разработки высокопродуктивных месторождений Ближнего Востока.

В этой связи уместно подчеркнуть, что в нефтяном бизнесе нефтеотдача не является первостепенной задачей недропользователя. Главное для него – получение по возможности более высоких прибылей для удовлетворения экономических интересов акционеров компании и инвесторов. Выполнение этой задачи, как правило, объективно входит в противоречие с достижением максимально возможных значений нефтеотдачи. Увеличение нефтеотдачи и извлекаемых запасов на этой основе – одна из важнейших забот хозяина недр, т.е. государства.

В большинстве нефтедобывающих стран мира, даже в тех, которые обеспечены запасами на 50 и более лет, забота о полноте извлечения нефти из недр становится все более приоритетной. Создаются такие экономические условия, при которых недропользователям выгодно развивать и применять современные методы увеличения нефтеотдачи. Одновременно фискальная система и система контроля со стороны государства не допускают получения сверхприбылей за счет интенсивной выборочной обработки активных запасов. Недропользователи, которые пренебрегают современными методами увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов нефти, во-первых, платят налоги сполна, а во-вторых, их акции теряют в цене. Потому, например, в США недропользователи обязаны ежегодно сдавать аудит запасов в Федеральную Комиссию по биржам и ценным бумагам (SEC).

В большинстве нефтедобывающих стран запасы нефти являются национальным достоянием и служат, в первую очередь, для повышения благосостояния народа. Именно поэтому цивилизованные государства берут на себя заботу о сохранении и увеличении извлекаемых запасов нефти за счет повышения нефтеотдачи. Во многих странах эта задача решается надежно и прозрачно. Для этого создаются стимулы для испытаний и применения третичных и четвертичных методов увеличения нефтеотдачи. Одновременно устанавливается одинаковый для всех недропользователей налог или рента, не допускающие получение сверхприбыли. Желает недропользователь иметь стимулы – применяет четко определенные методы увеличения нефтеотдачи, не желает – платит налоги сполна.

В нашей стране формирование такой справедливой системы осложняется следующими факторами:

1.         Отсутствие вразумительной государственной концепции в вопросах повышения нефтеизвлечения.

2.         Чрезмерная обеспеченность извлекаемыми запасами большинства крупных нефтяных компаний, что позволяет им обеспечивать нынешний уровень добычи нефти в основном за счет отработки активной доли запасов, потенциал добычи из которых составляет 315 - 405 млн.тонн в год. Именно поэтому применяются технологии интенсификации добычи нефти из этих запасов, а методы повышения нефтеотдачи практически не используются.

3.         Отсутствие веры многих руководителей крупных нефтяных компаний в то, что наше государство на данном этапе развития рыночных отношений в состоянии сформировать прозрачный и справедливый механизм государственного управления рациональным использованием запасов нефти, свободный от лоббирования и коррупции и основанный на гармонизации интересов государства, недропользователя и инвестора.

В свете сказанного выше при формировании «Концепции» определению термина «методы увеличения нефтеотдачи» придавалось первостепенное значение, ибо от четкости этого определения в значительной мере зависит степень прозрачности всей системы государственного управления рациональным использованием запасов нефти, в том числе и степень гармонизации экономических интересов субъектов нефтяного бизнеса.

Анализ мировой и отечественной практики, учет несовершенства нынешнего этапа рыночных отношений в нашей стране диктуют необходимость отнесения к методам увеличения нефтеотдачи только третичных и четвертичных методов, т.е. тепловых, газовых и физико-химических, их сочетание между собой и с заводнением.

Именно стимулирование этих методов позволит в сжатые сроки кардинально повысить потенциал нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов, а следовательно, и переломить многолетнюю негативную тенденцию ее снижения.

Что касается улучшенных методов заводнения, то эти методы в нашей стране применяются в основном для улучшения разработки активных запасов. Такие мощные средства интенсификации, как ГРП, горизонтальные скважины, боковые стволы, которые для этого применяются, не ухудшают в целом экономические показатели проектов, хотя не всегда дают и ежеминутную выгоду. Об этом, в частности, свидетельствуют показатели большинства проектов, представленных на ЦКР Минэнерго.

В целом, применение улучшенных методов заводнения в лучшем случае могут обеспечить достижение проектной нефтеотдачи, а потому решить проблему повышения нефтеотдачи в стране с их помощью не удается.

Таким образом, инвестиционная деятельность в той или иной степени присуща любому предприятию. Она представляет собой один из наиболее важных аспектов функционирования любой коммерческой организации. Причинами, обуславливающими необходимость инвестиций, являются обновление имеющейся материально-технической базы, наращивание объемов производства, освоение новых видов деятельности.

ГЛАВА 3. ИНВЕСТИЦИОННЫЙ ПРОЕКТ ПО СНИЖЕНИЮ ЗАТРАТ И ПОВЫШЕНИЮ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

3.1 Внедрение телесистемы LWD-650 вместо MWD – 650

Для снижения себестоимости бурения в СУПНПиКРС, нами предлагается внедрение следующих технологических новшеств:

- Внедрение телесистемы LWD-650 вместо MWD – 650;

- Снижение затрат по геофизическим работам;

- Внедрение ДЭС-630 фирмы "Камминс" вместо ДЭС-630 6ДМ21 ;

- Внедрение алмазных долот 214,3 FD 255S-A22 вместо шарошечных.

Бурение первых горизонтальных скважин началось на Федоровском месторождении на группу пластов АС _4-8. Пласты данной группы отличаются малым этажом нефтеносности (12 метров), т.е. необходима большая точность проводки горизонтальных стволов, чтобы сохранить коридор, дающий возможность беспрепятственно добывать нефть без прорыва газа из газовой шапки и быть на достаточном расстоянии от водо–нефтяного контакта. Подобные задачи первые три года решались использованием телесистемы MWD – 650, в которых был лишь один инклинометрический зонд. Геонавигация в стволе производилась с помощью геофизического комплекса АМАК « Обь», т.е. в зависимости от геологического строения района бурения производились промежуточные каротажи.

В 2002 году ОАО «Сургутнефтегаз» начало бурение горизонтальных скважин с «хвостовиками» на пласты БС ₁₀, БС ₁₆ и юрские отложения на Конитлорском, Тончинском и Северо – Юрьевском месторождениях. Проектные глубины скважин колебались в интервалах 3000 – 3450м. Как известно, бурение глубоких горизонтальных скважин сопряжено с большими затратами времени как на проводку ствола, так и на проведение привязочных каротажей (геофизических замеров в стволе скважины) в толще нефтеносного пласта, что, в свою очередь, кратно повышает вероятную аварийность производимых работ. Все это привело к необходимости закупки новых телесистем MWD – 350, в которых кроме инклинометрического зонда курсовые - 700 р. Комментарии: