CC BY
398
УДК 622.279+550.83 А.Я. Хавкин ИПНГ РАН, Москва
РЕАЛЬНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ И ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ НЕФТИ
Извлекаемые запасы на нефтяных объектах определяются достигаемым значением КИН при окончании реализации проекта разработки месторождения по технологическим и/или экономическим критериям.
Технологически извлекаемые запасы определяются технической возможностью реализации методов извлечения нефти, что для нефтяных месторождений означает достижение обводненности добываемой нефти 99% [1].
Для оценки рентабельности варианта разработки традиционно рекомендуется вычислить дисконтированный поток наличности (ЫРУ), при положительном дисконтированном потоке наличности ЫРУ с нормативом дисконтирования потока наличности q внутреннюю норму доходности вложений (1ЯЯ), индекс доходности [1-3]. Критериями рентабельности варианта разработки являются условия ЫРУ >0 , Р1 >1 и 1ЯЯ > q [1-4].
Экономическим критерием извлекаемых запасов традиционно принимается величина КИН в год перед появлением отрицательных потоков наличности ЫУ после срока окупаемости проекта [1-3]. Этот год - ТМ. Значение КИН при Т = ТМ традиционно принимают как техникоэкономический КИН [1, 3].
Разработка месторождений требуют тщательной оценки ее рентабельности из-за значительности инвестируемых средств и длительности сроков. Важно правильно выбрать те технологии, которые позволят экономически эффективно повысить извлекаемые запасы на объектах разработки.
При реализации инвестиционного проекта разработки месторождения недропользователю (инвестору), когда государство выдает ему лицензию на право разработки месторождения, важна не только стоимость проекта в начале его реализации, но и реальные потоки денег в последующие годы, и скорость нарастания этих потоков - внутренняя норма доходности (рентабельности). Без этого не определить привлекательность инвестиционного проекта.
Для государства же важны налоги с доходов от реализации проекта, а если важен сам продукт проекта, то это надо учитывать в стоимости этого продукта.
Использование 1ЯЯ для оценки внутренней нормы доходности приводит к перекосу в выборе рациональных вариантов реализации инвестиционных проектов [5-7]. Действительно, внутренняя норма доходности 1ЯЯ характеризует не проект, а гипотетический банк с нормой доходности 1ЯЯ. А внутренняя норма доходности проекта должна характеризовать
рентабельность именно проекта при банковской норме доходности q как на инвестиции, так и на вложенные в банк средства.
Для определения реальной внутренней нормы рентабельности IRRR рассмотрим другие показатели. Срок окупаемости проекта (То) - наименьшее число лет, за которые вложения окупаются, т.е. NPVTo = 0. Период вложения инвестиций (TI) - последний год, когда значение NVt и NPVT отрицательны. Отметим, что Т1 меньше срока окупаемости проекта То, а ТМ больше То.
Для реальной оценки значимости вариантов реализации
инвестиционного проекта, расчет дисконтированного дохода надо приводить к текущему году Т [5-7], что не противоречит государственным нормативным документам и международным рекомендациям [1-4].
Приведенные к текущему году Т затраты NFVT определяются по формуле NFV1 = NVь NFVT= NFVT._, <1 +q) + NVT
Срок окупаемости проекта То будет определяться соотношением NFVТо = 0. Экономический предел реализации проекта - год TE, когда NFVte снова станет равным нулю после ТО и ТМ [5-7].
Введем NFVt - дисконтированная к концу текущего года сумма потоков наличности NV после периода инвестирования Т1. Будем считать, что значения NVприведены к концу каждого года. Значение NFVt следующее: NFVn = 0; NFVt = NFVT.x <1 +q) + NVFT.
Реальная норма доходности IRRRt будет определяться по формуле
п
NFVT* = £Щ1 + лш )
i=\
В формуле для IRRR поток NVt считается полученным в конце года и что он учитывает инвестиционную составляющую (дисконтированные прибыль или убыток) [5-7].
Рентабельный срок реализации проекта Трен, больший Тм, определяется соотношением [5-7]:
IRRRTpeH = q
Утвержденный (согласованный) срок реализации проекта Ту будет определяться максимизацией дохода заинтересованных сторон (недропользователя и государства), но Ту не будет больше Трен.
Проанализируем пример разработки нефтяной залежи. В таблице приведены значения коэффициента нефтеотдачи COR, обводненности продукции F, NVt, NPVt', IRR, NFVt', qT' - нормы роста накопленного дохода NFVt (qT = NFVT /NFVT-1-1), NFVT+, IRRR, SVt - накопленного дохода государства.
Значения NVt и NPVt приведены к началу первого года реализации проекта, а NFVT+ и NFVT приведены к текущему году Т с нормой дисконтирования q=10%. Динамика технико-экономических показателей проекта приведена на рисунке.
Рис. Динамика технико-экономических показателей проекта
Из таблицы видно, что даже тогда, когда накопленный доход сравнялся с расходами на реализацию проекта (IRRR = 0), значение IRR говорит о рентабельности проекта выше q. Поэтому обоснование рентабельности добычи нефти возможно только на основе IRRR (реального учета денежных потоков).
В рассматриваемом проекте нефтеотдача при обводненности продукции 99% составляет 30,6%. Такое значение COR определяет «технологически» извлекаемые запасы, хотя без учета финансовых затрат извлечь можно почти 100%.
Таблица 2. Технико-экономические показатели реализации технологии
Годы COR % F % NVt т$ NPVt тыс.$ IRR % NFVt тыс.$ qT % NFVt+ тыс.$ IRRR % SVt т$
1 12,1 16 -110 -100 - -110 - - - 239
2 12,9 25 -152 -225 - -272 - - - 916
3 16,0 55 777 359 106 478 186 777 106 2759
4 18,2 71 656 807 147 1182 147 1511 101 4125
5 19,9 79 87 861 149 1387 17 1749 72 5154
6 21,0 84 -63 825 148 1463 5 1861 55 5864
7 22,3 87 -224 147 1385 -5 1823 43 6670
8 23,3 89 -529 146 994 -28 1476 31 7261
9 24,0 90 -552 145 541 -46 1072 21 7741
10 24,7 91 -752 12 -157 426,9 6
11 25,4 92 -937 18 -1109 -467 0
На пятый год, когда нормативные документы рекомендуют прекращать реализацию проекта, значение недропользователя и государства, что значительно меньше 30,6%. Более того, обводненность продукции F на 5 год составляет только 79%. При Т = 5 имеем IRRRT=5 = 72% (таблица). Таким образом, реальная внутренняя норма рентабельности проекта при Т = 5 равна 72%, а не 149% (таблица). CORT=5 = 19,9%.
Из таблицы видно, что IRR не учитывает изменение qT - нормы роста накопленного дохода NFVT. При Т = 5 значение qT равно 17%, что значительно меньше его значения 147% при Т = 4. Однако IRR5 больше IRR4. А вот IRRR уменьшается вместе с qT. Исходя из значения qT=5 довольно вероятен следующий сценарий развития проекта - реализация проекта будет остановлена на 4 год его реализации, а полученный доход будет вложен в другой проект, дающий намного большее чем qT=5 = 17% значение нормы доходности на вложенные средства. Это означает, что ограничение снизу значения доходности, необходимого недропользователю, приведет к уменьшению «экономически обоснованного» COR, а, следовательно, «экономически обоснованных» извлекаемых запасов.
Изложенное показывает, что понятие «экономически обоснованные» извлекаемые запасы требует уточнения.
Основываясь на значении IRRR видно, что экономический предел реализации проекта наступает при Т = 11, т.е. ТЕ = 11. Следовательно, экономически обоснованные извлекаемые запасы определяются COR = 25,4%, что значительно меньше 30,6%. Обводненность продукции F на 11 год составляет 92% (таблица), что значительно меньше 99%.
Также основываясь на значении IRRR можно заключить, что Трен = 9 (таблица). Назовем извлекаемые запасы при IRRRTpeH = q, реальными извлекаемыми запасами. Реальные извлекаемые запасы определяются COR = 24%, Ft=9 = 90%.
Как видно из таблицы, значение 1ЯЯЯ уменьшается до нуля при Т = 11, а вот значение 1ЯЯТ=ц больше 10%. Это означает, что даже тогда, когда накопленный доход сравнялся с расходами на реализацию проекта (ЫГУ = 1ЯЯЯ = 0), значение 1ЯЯ говорит о рентабельности проекта выше q.
По-видимому, значения реальных извлекаемых запасов (точнее величину нефтеотдачи при 1ЯЯЯТрен = q) и экономически извлекаемых запасов (точнее величину нефтеотдачи при 1ЯЯЯТрен = 0) необходимо указывать в проектах также, как и величину технологического СОЯ.
Основываясь на значении 1ЯЯЯ можно поставить вопрос о разработке месторождения не до получения отрицательных потоков наличности, а до достижения согласованной недропользователем и государством рентабельности проекта. При обосновании утверждаемой рентабельности проекта разработки важно обеспечить гармонизацию интересов недропользователя и государства.
Например, если согласовать реальную рентабельность проекта на уровне 40% (что является весьма высоким значением рентабельности), то разработка месторождения в рассматриваемо проекте будет продолжена не до пятого года, а до седьмого. Извлекаемые запасы будут определяться СОЯт=7 = 22,3%. Если же согласовать реальную рентабельность проекта на уровне 30%, что также является весьма высоким значением рентабельности, то разработка месторождения будет продолжена до восьмого года, и извлекаемые запасы будут определяться СОЯт=8 = 23,3%.
Как видно из таблицы, при этом будут получены дополнительные доходы в бюджет: 8¥т вырастет на 29% при продолжении добычи до 1ЯЯЯ = 40%, и на 41% при продолжении добычи до 1ЯЯЯ = 30%.
К трудноизвлекаемым запасам обычно относят запасы в месторождениях с низкопроницаемым коллектором, с высоковязкой нефтью, в подгазовых зонах [8, 9]. Однако льготы на трудноизвлекаемые запасы из формулировки закона «О недрах» впоследствии исчезли [9], по-видимому из-за непонимании экономистами этих терминов.
Исходя из предложенного подхода вычисления реальной рентабельности разработки, можно получить определение экономически трудноизвлекаемых запасов. К экономически трудноизвлекаемым запасам нефти следует отнести запасы, для которых максимальное значение 1ЯЯЯ меньше q при всех возможных технологических решениях, в том числе с учетом внешних факторов, включая внешние технологии (переработку нефти, извлечении попутных компонент и т.п.) [5-7].
Экономически трудноизвлекаемые запасы - это запасы, рентабельность разработки которых не превосходит банковской нормы доходности при любой современной технологии. Если максимальное значение 1ЯЯЯ при всех вариантах будет меньше q, тогда следует рассмотреть льготное налогообложение.
Решением круглого стола РАЕН «Проблемы взаимоотношения государства и нефтяного бизнеса» предложенные автором определения
реальноизвлекаемых и трудноизвлекаемых запасов рекомендовано ввести в практику [10].
Использование критерия рентабельности разработки запасов позволит повысить выработку месторождений и ввести в правовое поле налоговые льготы по разработке экономически трудноизвлекаемых запасов нефти и газа.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД-153-39-007-96 // М., Минтопэнерго РФ, 1996, 205 с.
2. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов / Минэкономики РФ, Минфин РФ // М., Экономика, 2000, 421с.
3. Андреев А.Ф. Оценка эффективности и планирование проектных решений в нефтегазовой промышленности // М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1997, 276с.
4. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов: теория и практика // М.: Дело, 2001, 832с.
5. Хавкин А.Я. Извлекаемые и трудноизвлекаемые запасы нефти // ТЭК, 2002, № 2, с. 28-29.
6. Khavkin A.Y. The Modern Trend in Estimation of EOR/IOR Technologies Profitability // 13-th European Symposium on Improved Oil Recovery. Budapest, Hungary, 2527 April 2005, D27, 8p.
7. Хавкин А.Я. Геолого-физические факторы эффективной разработки месторождений углеводородов // М.: ИПНГ РАН, 2005, 312с.
8. Приказ Министерства природных ресурсов РФ от 13.02.1998г. № 41 «О временных критериях отнесения запасов нефти к категории трудноизвлекаемых».
9. Закон РФ «О недрах» от 21.02.1992г. № 2395-1 (в редакции ФЗ от 03.03.1995 № 27-Ф3 с изменениями на 29.05.2002г.).
10. Материалы круглого стола РАЕН «Проблемы взаимоотношения государства и нефтяного бизнеса» // Наука и технология углеводородов, 2003, № 2, c.47-49.
© А.Я. Хавкин, 2006
