Оценка эффективности обустройства восточной части Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА

имени И.М.ГУБКИНА

кафедра производственного менеджмента

программа 080500.08 «Управление проектами»

Выпускная квалификационная работа

на соискание степени

магистра менеджмента на тему:

«Оценка эффективности обустройства восточной части Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения»

Студентка факультета

экономики и управления:

Научный руководитель: Руководитель программы:

Москва, 2013 г.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………….4

1. ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ И ОБЪЕКТА РАЗРАБОТКИ……………………………………………………………...6

1.1. Природно-климатические условия реализации проекта……………6

1.2. Геологическое строение объекта разработки………………………11

1.3. Характеристика выбранного варианта разработки………………...16

1. МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОДХОДЫ К ОЦЕНКЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИЙ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ………………………………………………..…27

2.1. Сущность проектного анализа………………………………………27

2.2. Методы оценки финансовой рентабельности проектных решений……………………………………………………………………39

2.3. Методы оценки проектных рисков………………………………….55

1. ОЦЕНКА ФИНАНСОВОЙ РЕНТАБЕЛЬНОСТИ ОБУСТРОЙСТВА ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ УСТЬ-ВАХСКОЙ ПЛОЩАДИ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ……………………………..63
   1. Характеристика системы обустройства площади………………..63
   2. Оценка эффективности обустройства площади………………….66
   3. Оценка проектных рисков…………………………………………74

1. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ ПРОЕКТА НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ…………………………………………………………………….77

4.1. Мероприятия по охране экологии в районе обустройства Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения……………………..77

4.2. Охрана растительного и животного мира…………………………94

4.3. Экономическая эффективность природоохранных мероприятий.........................................................................................................102

Выводы…………………………………………………………………………107

Список используемых источников……………………………………………108

Приложения

ВВЕДЕНИЕ

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) занимает ведущее место в экономике Российской Федерации. Предприятия ТЭК дают более четверти объема производства промышленной продукции России, более трети всех налоговых платежей и других доходов в бюджетную систему, более половины поступлений страны от экспорта. Капитальные вложения в отрасли ТЭК за счет всех источников финансирования составляют около одной трети от общего объема инвестиций. Крупнейшая составляющая ТЭК - нефтегазовый комплекс. Доля нефтегазового комплекса в налоговых поступлениях в государственный бюджет от ТЭК составляет более 90 %, в инвестициях в основной капитал превышает 70 %. Нефтяная промышленность - наиболее динамично развивающаяся в последние годы отрасль экономики России - играет значительную роль в социально-экономической жизни страны, выступает важным элементом мировой системы нефтеобеспечения. В России сосредоточено около 13 % мировых разведанных запасов нефти и более 36 % мировых разведанных запасов газа. По объему экспорта газа и нефти Россия занимает соответственно первое и второе места в мире.

В последние годы, благодаря высоким мировым ценам на нефть наметилась устойчивая тенденция роста инвестиций в нефтяную отрасль. В 2010 году объем добычи нефти в РФ составил 505,2 млн.т, а в ноябре 2010 года был достигнут абсолютный максимум добычи в постсоветсткое время (с 1991 г.). Это стало возможным благодаря вовлечению в разработку новых сравнительно небольших месторождений, которые требуют значительных инвестиций и новых подходов в решении технологических проблем.

Одним из таких, ранее не разрабатываемых участков, является Усть-Вахская площадь Самотлорского месторождения. Гигантское Самотлорское месторождение было открыто в 60-е годы прошлого века. Первая добывающая скважина была пробурена в 1969 году. 1980 году, одиннадцать лет спустя,  Самотлор достиг пика добычи – 158,9 млн. т/год. Миллиардная тонна нефти была извлечена из недр месторождения в 1981 году.  Но конец изобилия наступил после распада Советского Союза в начале 90-х. В 1999 году – меньше, чем через двадцать лет после пика добычи,  производство нефти на Самотлоре упало в 8 раз – до 19,9 млн. т.

Усть-Вах – одна из наиболее известных страниц в разработке Самотлора в последние годы. Площадь расположена на берегах реки Вах, в восточной части месторождения. Компания использовала серьезные проектные решения ведения работ в пойменной зоне реки Вах, которые раньше не рассматривалось в силу технологических и экологических рисков. В течение 2005-2007 гг.. Компанией ТНК-ВР поэтапно были реализованы 1 и 2 очереди разработки Усть-Вахской площади, было построено 9 кустовых оснований и пробурено 169 скважин.

Целью данного исследования является оценка рентабельности ввода в разработку запасов 3-ей очереди Усть-Вахской площади, полное и рациональное использование природных ресурсов Самотлорского месторождения, выполнение утвержденного плана разработки месторождения, минимизация ущерба причиняемого окружающей природной среде и обеспечение высокой надежности и безаварийности нефтепромыслового оборудования.

Для достижения поставленной цели было необходимо решить ряд взаимосвязанных и взаимообусловленных задач:

• проведение комплексной оценки эффективности разработки месторождения;
• оценка технологических и экономических рисков;
• расчет денежных потоков и основных макроэкономических показателей при различных сценариях мировой цены на нефть;
• экономическое обоснование целесообразности инвестиций.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ
И ОБЪЕКТА РАЗРАБОТКИ

1. Природно-климатические условия реализации проекта

Климат рассматриваемого района континентальный. Зима суровая, холодная, продолжительная, с сильными ветрами и метелями, осенними ранними и поздними весенними заморозками. Лето сравнительно короткое, но довольно теплое.

Абсолютный минимум температуры достигает минус 570 С, абсолютный максимум плюс 340 С. Средняя продолжительность безморозного периода составляет 98 дней.

Климат района относится к типу влажного. За год выпадает 510 мм осадков, основное количество которых - 403 мм приходится на теплое время года: с апреля по октябрь, в холодный период (с ноября по март) – 107 мм. Наибольшее количество осадков наблюдается в августе – 81 мм, наименьшее – в феврале – 28 мм. Продолжительная и холодная зима благоприятствует значительному накоплению снега. Время выпадения нового снега близко к дате перехода средней суточной температуры воздуха через 00 С. Обычно появление снежного покрова наблюдается в начале октября (10.X), а к 23.X образуется снежный покров, который лежит всю зиму. Максимальной высоты снежный покров достигает во второй декаде марта. Средняя (из наибольших) высота снежного покрова за зиму составляет на защищённых участках 76 см, а на открытых - около 50 см.

Среднемесячная относительная влажность воздуха, характеризующая степень насыщения воздуха водяным паром, в течение года меняется от 66 до 82%. Наиболее высокая относительная влажность отмечается в октябре, ноябре наименьшая в июне. Средняя годовая скорость ветра составляет 3,6 м/с. Число дней с сильным ветром (более 15 м/сек) равно 10,6.

Значительное повышение уровня загрязнения воздушного бассейна, как правило, наблюдается при застоях воздуха и штилях (низкие скорости ветра - от 0 до 1 м/с). Положительную роль в очищении атмосферы играют интенсивное перемешивание воздушных масс, которое может складываться на фоне повышенных скоростей ветра и других факторов, а также осадки, обеспечивающие вымывание примесей из атмосферы.

Родовые угодья, памятники культуры коренного населения на территории строительства отсутствуют. Коренное население не использует рассматриваемый район для охоты и сбора съедобных ягод.

Ближайшим к месторождению населенным пунктом является г.Нижневартовск, находящийся на расстоянии 15 км от месторождения.

Географически Усть-Вахская площадь размещена в центральной части Западно-Сибирской низменности, в юго-восточной части Самотлорского месторождения, в левобережной пойме р. Вах (рис.1.1).

Рис.1.1. Местоположение Усть-Вахской площади

Рассматриваемая территория представляет слабодренированную равнину. Рельеф территории плоско-волнистый и плоский, территория находится в условиях избыточного постоянного увлажнения.

В геологическом строении рассматриваемой территории принимают участие грунты верхнечетвертичного возраста аллювиального и озерно-аллювиального происхождения. Аллювиальные отложения представлены песками и супесями. На заболоченных участках эти грунты перекрыты современными болотными отложениями, представленными торфом. Техногенные отложения переставлены насыпными грунтами (песком). Болотные отложения представлены торфом. Мощность торфа изменяется от 0,5 до 2,0 м.

Гидрографическая сеть осваиваемой площади месторождения представлена рекой Вах с многочисленными протоками и старицами. Проектируемые объекты располагаются в пойменной части р. Вах. Поэтому территория может подвергаться воздействию эрозионных и оползневых процессов, которые приводят к изменениям береговой линии.

Рассматриваемая территория находится в Западно-Сибирской таежно-лесной области. На территории размещения проектируемых объектов выделены следующие типы почв: торфянисто-подзолистые, болотные верховые и низинные торфяные, аллювиальные лугово-болотные, аллювиальные дерновые. Наиболее представлены и занимают большую часть Усть-Вахской площади аллювиальные почвы. Аллювиальные почвы (пойменные) характеризуются регулярным затоплением паводковыми водами и отложением на поверхности почв свежих слоев аллювия.

По лесорастительному районированию рассматриваемая территория относится к подзоне средней тайги таежной зоны Западно-Сибирской равнины. На хорошо дренированных территориях доминируют в основном темнохвойно-кедровые леса, в переувлажненных местах на водоразделах, склонах встречаются леса с участием сосны. В составе недревесных ярусов лесов доминируют кустарнички - багульник, брусника, голубика, черника. Из деревьев преобладает кедр или, реже, другие темнохвойные - ель или пихта. Пойменные леса р. Вах в прирусловых участках образованы древовидными ивами, и, в меньшей степени, осокорем. На высоких гривах и валах центральной поймы можно встретить осиновые и березовые леса. В пойменных лесах р. Вах широко развито пойменное разнотравье, злаки и осоки.

По результатам геоботанических обследований на территории месторождения видов растений, занесенных в Красную Книгу РФ, нет.

Лесной фонд на территории обустраиваемой часть Усть-Вахской площади отнесен к лесам III группы.

Видовой состав и численность населения животных на территории Усть-Вахской площади обуславливается физико-географической характеристикой территории. На территории месторождения обитает три вида земноводных. Фауна пресмыкающихся представлена двумя видами. Птицы представлены до 80 видами. По численности среди млекопитающих абсолютно доминируют насекомоядные и грызуны, на долю которых приходится более 99% суммарного обилия. К настоящему времени не существует достоверных находок редких видов животных на данной территории.

К наиболее продуктивным охотничьим угодьям в районе восточной части Усть-Вахской площади относится долина р. Вах. В весенний и осенний период здесь скапливается большое количество водоплавающей дичи, а зимой в ивняках и лиственных лесах поймы концентрируется лось, заяц, обычен тетерев, белая куропатка. Следующими по значимости охотничьими угодьями в рассматриваемом районе являются коренные кедровые леса, наиболее привлекательные для белки, соболя, рябчика. В лесах вдоль малых рек обычна норка, сосняки - типичные угодья для глухаря.

Ихтиофауна р.Вах представлена следующими видами рыб: молодь нельмы, стерлядь, язь, судак, щука, елец сибирский, плотва, окунь, ерш, карась, налим, лещ.

Восточная часть Усть-Вахской площади находится на начальном этапе освоения, что обуславливает незначительное воздействие производственной деятельности на экосистемы территории. На территории отмечены линейные и локальные нарушения растительного покрова, связанные как со строительством линейных нефтепромысловых сооружений, разработкой гидронамывного карьера, так и с пожарами и вырубками.

Существенного площадного загрязнения почв нефтью и другими, опасными для окружающей среды веществами, на территории площади не отмечено.

1. Геологическое строение объекта разработки

У Усть-Вахская площадь является краевой зоной гигантского Самотлорского месторождения, находится в зоне деятельности ОАО «Самотлонефтегаз», расположена в центральной части Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Длительное время объекты Усть-Вахской площади не были введены в промышленную эксплуатацию. Это было связано с тем что, практически вся площадь расположена в природоохранной зоне реки Вах, а большая часть запасов относится к низкопродуктивному пласту АВ11-2 (в обиходе употребляется название «Рябчик»), эффективной технологии разработки которого до недавнего времени не существовало. Также разработка Усть-Вахской площади требовала перенос строительства скважин и объектов обустройства на левый берег реки Вах, что несло определенные технологические и экономические трудности.

На сегодня на Усть-Вахской площади проведен большой объем геологоразведочных работ, в результате которых промышленная нефтеносность была установлена по шести пластам: АВ11-2, АВ13, АВ2-3, БВ80 , БВ81-3, БВ10.

Общий объем запасов нефти в пределах участка составляет: геологические - 185,5 млн.т, извлекаемые — 78,1 млн.т. Распределение запасов по нефтеносным пластам приведено на рис.1.2. и в табл. 1.2 (Категории А, В – доказанные, С1, С2 –вероятные).

Рис.1.2. Распределение запасов по нефтеносным пластам

Как видно из графика, 98,7% запасов сосредоточено в 4-х нефтедобывающих пластах - АВ11-2, АВ13, БВ80 , БВ81-3.. Из них, основная доля приходится на пласт АВ11-2 («рябчик») -60,6% доказанных и 51,8% извлекаемых запасов. Соотношение запасов по четырем основным пластам представлено на рис.1.3.

Рис.1.3. Соотношение запасов по четырем основным нефтеносным пластам

Краткая геолого-физическая характеристика пластов Усть-Вахской площади приведена в табл.1.1. и табл.1.2.

Таблица 1.1.
Основные геолого-физические характеристики пластов

Усть-Вахской площади

Параметры	Пласты
	АВ11-2	АВ13	АВ2.3	БВ8°	БВ81-3	БВ10
Общая толщина средняя, м	23,8	16,35	26,1	18,7	26,7	_
Коэф. песчанистости, доли единиц	0,72	0,673	0,356	0,52	0,747	0,29
Пористость, %	24,1	26,2	26,2	22,9	22,8	21,7
Проницаемость, мк2м	33,4	245	282,7	240,3	201,7	62,2
Пластовое давление, МПа	16,1	17,1	_	17,0	20,1	20,2
Пластовая температура, °С	53	57	_	70,3	72	72
Давление насыщения, МПа	8,0	9,4	_	8,2	10,7	10,85
Газовый фактор (при ступен. сепарации), мЗ/т	39,4	54,3	-	56,2	69,1	78,9
Плотность сепариров. нефти
при20°С, тн/мЗ
-после однократ. сепарации	0,856	0,858	_	0,848	0,846	0,841
-после ступенч. сепарации	0,851	0,849	_	0,842	0.833	0,837
Плотность выделив, газа
при20°С, кг/мЗ
при однократ. сепарации	0,92	1,045	_	1,213	1,053	1,129
-при ступенч. сепарации	0,765	0,805	-	1,072	0,851	-

1.3. Характеристика выбранного варианта разработки

Для принятия технических решений при разработке проекта обустройства Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения рассмотрены следующие варианты:

1. Конструктивное исполнение кустового основания.

2. Система прокладки трубопроводов (однотрубная, двухтрубная, комбинированная)

3. Способ прокладки трубопроводов в пойме реки Вах (подземная, в теле автомобильных дорог и надземная – на опорах).

1. Выбор труб для строительства.
2. Электроснабжение промысловых объектов (на напряжении НО КВ от системы ОАО «Тюменьэнерго»; на напряжении 35кВ от системы ОАО «Тюменьэнерго» и частично от ГИЭС, работающей на попутном нефтяном газе УПСВГ-41.)

По конструктивному исполнению кустового основания рассмотрены два технических решения:

техническое решение 1 – для кустов с количеством скважин более 24 штук;

техническое решение 2 – для кустов с количеством скважин 24 и менее штук.

Техническое решение 1 рассмотрено на примере куста-представителя №4086 на 36 скважин, техническое решение 2 – на примере куста-представителя №4084 на 16 скважин.

В каждом техническом решении рассмотрены различные варианты компоновки скважин на кусте: однорядное, двухрядное и трехрядное бурение, а также различное количество скважин в группе: 2 скважины и 4 скважины. Проведенный технико-экономический анализ показал, что наиболее экономичным вариантом является одновременное разбуривание куста скважин двумя буровыми станками с двумя скважинами в группе. Такое решение позволит, при несколько больших объемах капитальных вложений в строительство куста, ускорить добычу нефти и, соответственно, возврат вложенных средств. При разбуривании куста с количеством скважин менее 24 одним станком наиболее предпочтительным является бурение однорядного куста с двумя скважинами в группе.

По прокладке трубопроводов рассмотрено три варианта: однотрубная, двухтрубная и комбинированная. Для сравнения вариантов рассматривалась прокладка трубопроводов в присыпной берме к автодороге. Технико-экономический анализ показал, что наиболее предпочтительным оказался вариант однотрубной прокладки нефтесборных сетей. При этом уменьшается протяженность трубопроводов, их металлоемкость, объем отсыпаемого грунта, и соответственно, стоимость строительства. Недостатком данного варианта является большая по сравнению с остальными вариантами недодобыча нефти в случае нештатной ситуации (порыва трубопровода).

Рассмотрены варианты по способу прокладки трубопроводов: подземная, в теле автомобильных дорог и надземная – на опорах. Вариант подземной прокладки трубопроводов предусмотрен с установкой узлов запорной арматуры выше 1% уровня ГВВ для возможности их круглогодичного обслуживания. Вариант надземной прокладки трубопроводов предусмотрен на опорах выше 1% уровня ГВВ с отсыпкой площадок под запорную арматуру для круглогодичного обслуживания. Прокладка трубопроводов в теле автомобильных дорог осуществляется в присыпной берме выше 10% уровня ГВВ, что позволяет обеспечить постоянный доступ как к запорной арматуре, так и к самому трубопроводу. Недостатком первых двух вариантов является невозможность их обслуживания и ремонта в паводковый период, в связи с чем в случае порыва трубопровода возможен больший разлив нефти и, соответственно, затраты на ликвидацию аварий и штрафы. Так же увеличивается недодобыча нефти в следствии более длительно (на период паводка) остановки трубопровода. Кроме того вариант прокладки трубопроводов на эстакаде более капиталоемкий. Варианты подземной прокладки и прокладки в теле дороги по экономическим показателям примерно одинаковы, но учитывая, что вариант прокладки трубопроводов в берме автодороги уменьшит негативные последствия на окружающую природную среду и более удобен при эксплуатации трубопроводов, рекомендуется принять к реализации вариант прокладки трубопроводов в теле автодороги.

В проекте рассмотрены варианты применения различных типов труб в коррозионно-защищенном исполнении: металлические трубы повышенной коррозионной стойкости и трубы с внутренним и наружным антикоррозионным покрытием, стеклопластиковые трубы различного исполнения, гибкие коррозионностойкие трубы. Критериями для выбора труб были определены: расчетный срок службы, стоимость труб и их строительства, эксплуатационные затраты на их обслуживание и ремонт, инженерно-геологические условия и период строительства. Проведенный анализ показал, что наиболее пригодными для строительства трубами, являются металлические трубы повышенной коррозионной стойкости с внутренним и наружным антикоррозионным покрытием. При определенных условиях строительства возможно и применение на отдельных направлениях стеклопластиковых труб.

Рассмотрены варианты электроснабжения объектов левобережной части Усть-Вахской площади как на напряжении 110кВ от системы Тюменьэнерго, так и на напряжении 35кВ от системы Тюменьэнерго с дополнительным строительством на левобережной части газопоршневой электростанции, работающей на попутно добываемом газе. В варианте электроснабжения на напряжении 110кВ предусматривается строительство ПС-110/35 кВ и линии ВЛ-110кВ. Во втором варианте предусмотрено строительство ВЛ-35кВ от той же ПС и строительство 7 модулей газопоршневых мотор-генераторов единичной мощностью 3385 кВт, напряжением 6кВ, для частичного покрытия потребности в электроснабжении объектов обустройства. Технико-экономический расчет показал, что наиболее выгодным является вариант электроснабжения на напряжении 110кВ от системы Тюменьэнерго.

Как результат приняты следующие основные технические решения:

1) По конструктивному исполнению кустового:

• для кустов разбуриваемых одним станком с количеством скважин до 24 – однорядное расположение скважин с двумя скважинами в группе, а при бурении двумя станками – двухрядное;
• для кустов с количеством скважин более 24 – двухрядное бурение двумя станками с двумя скважинами в группе.

2) По системе прокладки трубопроводов решено принять однотрубную прокладку для нефтесборных сетей.

3) По способу прокладки трубопроводов в пойме реки Вах строительство трубопроводов осуществить в присыпной берме к автодороге.

4) Для строительства трубопроводов в пойме р. Вах принять металлические трубы с внутренним и внешним коррозионно-защитным покрытием.

В соответствии с «Технологической схемой опытно-промышленной разработки Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения», на левобережной части р.Вах предполагалось к бурению 250 скважин (160 добывающих, 64 нагнетательных, 26 -водозаборных). Максимальная добыча жидкости при этом должна составить 11,8 млн.т/год (3-ий год с начала разработки), нефти - 3,8 млн.т/год (2-й год), закачка воды 15,4 млн.м3 (3-ий год).

Освоение левобережной части предполагалось проводить поэтапно с выделением первоочередного участка (проект выполнен 1-ым этапом), включающего 138 скважин (89 добывающих и 49 нагнетательных) с максимальными уровнями добычи жидкости 8,1 млн.т/год, нефти 2,4 млн.т/год, максимальной закачкой воды - 9,6 млн.м3/год.

В состав обустройства первоочередных объектов вошли четыре кустовых основания с размещением на них по 2 куста-спутника (кусты 4080, 4081, 4085, 4086), строительство к ним коммуникаций: подъездных дорог (7,7 км), нефтесборных трубопроводов (6,5 км) и высоковольтных линий электропередач (ВЛ-6кВ – 15 км), строительство двух электрических подстанций ПС 35/6 кВ и линий 35 кВ (5,2 км), строительство напорного нефтепровода (4,2 км).

Добыча нефти с первоочередных кустов осуществляется под собственным давлением на комплексный сборный пункт КСП-9.

2-ым этапом проекта предусмотрено:

• строительство подстанции ПС 110/35 кВ в закрытом исполнении. Подстанция 110/35 кВ размещается на территории смежной с площадкой УПСВ-41. Мощность запроектированной подстанции - 2x40 МВт;
• бурение 138 скважин (71 добывающих, 34 нагнетательных, 6 водозаборных);
• инженерную подготовку и обустройство 5-ти кустовых площадок;
• УПСВ-41;
• КНС-41 с комплексом очистных сооружений;
• вертолетную площадку;
• нефтесборные сети, высоконапорные водоводы к кустам скважин;
• подъездные дороги с мостовыми переходами;
• подстанции 35/6 кВ и линии ВЛ-35 и 6 кВ;
• напорный нефтепровод;
• опорные пункты бригад.

Обустройство площадочных объектов.

На кустовых площадках предусматривается сбор промышленно-ливневых стоков. Дренажный сток отводится по трубе в дренажно-канализационную емкость с последующим вывозом для утилизации на очистные сооружения КСП-9. По трассе дренажа устанавливаются смотровые колодцы.

Часть территории комплекса в районе размещения УПСВ по периметру ограждается обваловкой высотой 1,0 м. Поверхность обвалования укрепляется синтетическим нетканым материалом (дарнит, геотекстиль) с последующей плакировкой растительным грунтом и посевом трав. Вдоль обвалования устраивается водоотводная канава для сбора поверхностного стока и отведения его в сборный приямок. Технологические площадки запроектированы с покрытием из бетонных плит и ограждены бордюрами. Сбор загрязненного стока с них осуществляется через дождеприемные колодцы в систему канализации.

В связи с тем, что объекты обустройства размещаются в затапливаемой пойме р.Вах особое внимание было уделено надежности конструкций и безопасной эксплуатации объектов. Инженерная подготовка кустов скважин выполнена возведением насыпи из минерального грунта. Откосы насыпи кустовых оснований выполняются пологими (уклон 1:3) и укрепляются гидроизоляционным материалом «Нетма-Теплонит». Угловые конусы откосов насыпи, попадающие в пойменное течение и подверженные размыву, дополнительно укрепляются бетонными плитами (1,0x1,0x0,16 м).

В соответствии со схемой бурения на кустовом основании размещаются по одному кусту скважин или по два куста-спутника. Кусты-спутники разделены обвалованием высотой 1 м. Расстояние между обвалованиями кустов - 50 м.

На каждом кусте скважин предусмотрен комплекс сооружений для добычи нефти, закачки воды, электрообеспечения объектов, системы контроля и автоматики, природоохранных мероприятий.

Продукция скважин под собственным давлением транспортируется по системе нефтесборных сетей на УПСВ-41 и далее на подготовку на КСП-9.

Коммуникации.

Основными критериями выбора трасс являются минимизация ущерба, причиняемого окружающей природной среде, обеспечение высокой надежности и безаварийности проектируемых трубопроводов в период эксплуатации. Все проектируемые линейные сооружения (автодорога, трубопроводы, ВЛ) размещаются в одном технологическом коридоре с минимальными разрывами между линейными коммуникациями с целью сокращения площади отводимой земли.

Автодороги. Транспортная связь.

Транспортная связь с первоочередными объектами обустройства осуществляется от автодороги куста 1250 через паромную переправу. Автомобильные дороги возводятся методом насыпи из грунта карьера №77. Дороги запроектированы в незатапливаемом варианте, общей протяженностью 20,28 км. (1+2этапы). Покрытие - центральные магистрали с твердым покрытием, остальные участки дорог - шлаковый щебень.

Для обеспечения устойчивости земляного полотна от размыва конструкция дороги принята: с верховой стороны течения - с откосами 1:3 с укреплением нетканым синтетическим материалом, с низовой стороны (затапливаемая часть) - 1:5. Дополнительно предусмотрено укрепления обочин посевом трав.

Для обеспечения свободного пропуска воды проектом предусмотрено строительство 14 мостовых переходов.

Для обеспечения бесперебойной транспортной связи объектов строительства с правым берегом (особенно в период паводка и ледохода) проектом предусмотрено строительство вертолетной площадки в районе УПСВ-41.

Для отсыпки площадочных объектов и подъездных дорог необходимо 8,85 млн. м3 грунта.

Трубопроводы.

Принимая во внимание ответственность трубопроводов, высокую степень экологической уязвимости района строительства, в проекте приняты трубы повышенной коррозионной и эксплуатационной стойкости. Кроме того проектом предусмотрено применение этих труб и деталей трубопроводов с наружной и внутренней антикоррозионной изоляцией, нанесенной в заводских условиях с защитой сварных стыков втулками.

Строительство трубопроводов осуществляется в одну нитку. Строительство напорного нефтепровода УПСВ-41 КСП-9 в пойменной части и на переходе через р.Вах предусмотрено с резервной ниткой под дном русла реки методом наклонно-направленного бурения. Основные нитки нефтесборных сетей и напорный нефтепровод оснащены камерами пуска-приема очистных устройств для возможности очистки внутренней полости трубопроводов от мехпримесей и парафиновых отложений, а также возможности пропуска внутритрубных диагностических интеллектуальных снарядов.

Укладка нефтесборных трубопроводов и высоконапорных водоводов выполняется в присыпной берме к автомобильной дороге, что позволяет производить их обслуживание и ремонт в любое время.

Для реализации проектных решений в целом по обустройству Усть-Вахской площади (I этап, II этап) проектом был предусмотрен объем капитальных вложений в размере 7 970 млн.руб. в ценах 2004г. ( ~280 млн.$).

Работы по бурению и обустройству 1-го и 2-этапа месторождения проводились с привлечением лучших подрядных организаций Западно-Сибирского региона. Подрядчики определялись на тендерной основе из числа заранее отобранных, предложивших наилучшие ценовые и технические условия, имеющих положительный накопленный опыт выполнения аналогичных работ.

В процессе реализации первых дух этапов, по результатам полученных данных бурения проводилось уточнение гидродинамической модели, что привело к существенным изменениям в графике бурения и уменьшению количества пробуренных скважин. Планировалось пробурить 250 скважин, из которых 160 добывающие, фактически пробурено 169 скважин, из которых 90 – добывающие. Данные по планируемым и фактическим объемам бурения 1 и 2 этапов представлены в таблицах 1.3. и 1.4.

Таблица 1.3.

Объемы бурения по 1 этапу

Назначение скважин	Куст 4080	Куст 4081	Куст 4085	Куст 4086	Всего по 1 этапу:
	Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт
Добывающие	23	11	27	19	20	14	19	17	89	61
Водозаборные	5	5	5	4	3	4	6	4	19	17
Нагнетательные	8	12	10	9	6	9	6	6	30	36
Итого	36	28	42	32	29	27	31	27	138	114

Таблица 1.4.

Объемы бурения по 2 этапу

Назначение скважин	Куст 4082	Куст 4087	Куст 4088	Куст 4090	Куст 4092	Всего по 2 этапу:
	Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт	Проект	Факт
Добывающие	9	6	14	5	16	7	24	8	8	3	71	29
Водозаборные	0	1	1	1	3	1	3	2	0	1	7	6
Нагнетательные	6	4	7	6	8	4	8	3	5	3	34	20
Итого	15	11	22	12	27	12	35	13	13	7	112	55

В настоящее время 1 и 2 этап разработки Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения завершен. В данной диссертации рассматривается возможность реализации 3-го этапа разработки на месторождения с бурением и вводом 70 скважин (из них 44 добывающих и 25 нагнетательная скважин и 1 водозаборная). Прогнозная добыча за период реализации Проекта составит 6 769,8 тыс.т, прогнозируемые инвестиции за весь период реализации проекта (15 лет) - 147 921 тыс.долл.

3-ий этап включает:

Обустройство третьего этапа развития проекта включает в себя строительство следующих объектов:

• кустовые основания 7 штук;
• бурение скважин - 70 шт. (в том числе 44 добывающих, 25 нагнетательных и 1 водозаборная);
• автомобильные дороги 6,9 км;
• нефтесборные сети 12 км;
• водоводы 27 км;
• линии электропередач 18 км;
• подстанции 35/6 кВ 2 шт.

В связи с тем, что объекты обустройства размещаются в затапливаемой пойме р.Вах особое внимание было уделено надежности конструкций и безопасной эксплуатации объектов. Основные технические решения по обустройству кустовых оснований, строительству автодорог, трубопроводов, ЛЭП, подстанций приняты такие же, как и в первых двух этапах.

Стоимость капитальных вложений и эксплуатационных затрат рассчитывалась на основе удельных фактических затрат по 1 и 2 этапу с введением поправочного инфляционного коэффициента.

1. МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОДХОДЫ К ОЦЕНКЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИЙ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
   1. Сущность проектного анализа

Проектный анализ представляет собой особый подход, который позволяет объективно оценить финансовые, экономические и другие достоинства и недостатки инвестиционных проектов. Он является инструментом принятия разумных решений по рациональному распределению ресурсов для развития предприятий и экономики страны.

Проектный анализ основывается на предпосылке, что удачные («хорошие») проекты ведут к улучшению качества жизни и к экономическому росту. Таким образом, цель проектного анализа состоит в решении задачи максимизации общественного или частного благосостояния с учетом ряда специальных целей или ограничений.

Основная идея проектного анализа состоит в установлении «ценности» проекта, для чего надлежит установить, превышают ли выгоды, получаемые от проекта, затраты на его осуществление.

Итак, проектный анализ, как метод всесторонней оценки инвестиционных решений, служит средством организации выбора лучшего среди альтернативных вариантов на основе моделирования ситуации конкурентного рынка.

В практической плоскости проектный анализ представляет собой подход, позволяющий объективно оценить финансовые, экономические и другие достоинства и недостатки инвестиционных проектов.

Следует отметить, что методика проектного анализа постоянно совершенствуется, открывая новые сферы его применения. Уточняются теоретические основы оптимизации проектных решений, методы учета риска реализации проектов, другие элементы этой научной дисциплины.

Инвестиционные проекты в НГК имеют значительную протяженность во времени. Любой из них проходит в своем развитии путь от состояния, когда «проекта еще нет», до состояния, когда «проекта уже нет». Моменты «начала» и «окончания» проекта субъективны и зависят от участников.

Для описания удобно разбить все время жизни инвестиционного проекта на этапы. Так возникает еще одно важное понятие - «жизненный цикл проекта» (проектный цикл).

Состояния, через которые проходит проект, согласно сложившейся практике называют фазами, этапами, стадиями. Ввиду многообразия самих проектов, сложности процесса их реализации, дать универсальный подход к разделению этого процесса на фазы практически невозможно. Решая такую задачу, участники проекта могут руководствоваться своей ролью в проекте, своим опытом и конкретными условиями его выполнения. Поэтому на практике деление проекта в НГК на фазы может быть самым разнообразным.

Важно одно: такое деление должно фиксировать моменты, в которых принципиально изменяются состояния проекта и принимаются решения о возможном направлении его развития.

Для потенциального инвестора важно иметь возможность сопоставления различных проектов. Поэтому, несмотря на разнородность и разнообразность инвестиционных проектов, их представление, в том числе и во времени, приходится унифицировать. Здесь возникает проблема разумного компромисса между необходимостью учета уникальности каждого проекта, в т.ч. отраслевых особенностей, и обеспечения сопоставимости полученных описаний многих проектов, которые могут стать объектом практической реализации.

Проектный цикл для нефтегазовой промышленности соединяет в себе проектный цикл Всемирного банка, цикл жизни месторождения и особенности его разработки и эксплуатации. Ниже рассмотрено содержание всех 11 основных его этапов, отражающих специфику отрасли и инвестиций в ее развитие.

1. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ИЛИ ФОРМУЛИРОВАНИЕ ПРОЕКТА разработки месторождения включает:

• определение целей и задач проекта;
• отбор идей проекта;
• предварительный анализ технической осуществимости проекта;
• формирование вариантов разработки и отсев худших;
• проверку достижимости целей проекта;
• формирование предварительной документации по выбранному варианту проекта.

Для выбора проектов, обеспечивающих получение требуемых результатов следует:

• проанализировать интересы всех, кто может выиграть или проиграть при осуществлении проекта;
• выбрать такой вариант проекта, который обеспечивал бы эффективное использование ресурсов при его реализации.

Рис. 2.1. Проектный цикл для инвестиций освоения месторождений нефти и газа

Обычно рекомендуют включить в первоначальный перечень обсуждаемых идей все возможные варианты. Затем после логического отбора и обсуждения отбрасываются те альтернативные варианты, которые явно хуже остальных.

По мере сокращения множества неперспективных вариантов детальность рассмотрения растет. Тем самым можно избежать подробной подготовительной работы над вариантами, которые в конечном итоге отбрасываются. Важно иметь ввиду, однако, что при формировании исходных вариантов нельзя до обсуждения и предварительных оценок отбрасывать ни один из возникающих вариантов разработки месторождения, особенно нетрадиционных. Отбрасывание на любой стадии анализа какого-либо варианта очень ответственный шаг. Консерватизм или авантюризм на этой стадии приводит аналитиков и организаторов либо к традиционным решениям, уже не способным дать необходимую отдачу, либо к отбору амбициозных, внешне привлекательных, но экономически неэффективных решений.

Для вариантов проекта, которые по результатам предварительного анализа достойны дальнейшего рассмотрения, следует определить сведения, необходимые на стадии его подробной разработки. К ним может относиться,

например, детальный анализ рынка, дополнительная геологическая разведка или оценка окружающей среды, подробные данные о политике правительства и местных властей, предлагаемой технологии, а также экономические, социальные и культурные характеристики района осуществления проекта.

Результатом первого этапа является формирование предварительной документации по выбранному варианту проекта разработки. Эта документация должна излагать его суть и сведения об эффективности. Она должна убедить заказчика работ и потенциального инвестора в целесообразности дальнейших затрат на разработку подробного проекта. Важно указать, какие дополнительные исследования должны быть проведены, и оценить, во что обойдется следующий этап работ.

Такой подход характерен для чисто коммерческих проектов. Если же проект имеет большой масштаб, инициируется какой-либо организацией экономического развития, национальной или международной, то дополнительно должно рассматриваться его влияние на хозяйство страны по следующим аспектам:

• цели развития экономики, заложенные в проекте;
• главные особенности проекта и альтернативы, подлежащие дальнейшему рассмотрению;
• организационные, политические и иные проблемы, которые следует учитывать на стадиях разработки, экспертизы и реализации проекта.

В нефтегазовом комплексе, как показывает российский опыт, приходится чаще иметь дело с коммерческими проектами, но есть и проекты развития. Так было, в середине 90-х годов, например, в рамках российских нефтяных займов Всемирного банка.

2. РАЗРАБОТКА ПРОЕКТА. Главным в процессе разработки проекта является анализ его осуществимости и эффективности. Следует окончательно обосновать, следует ли осваивать (доразрабатывать) месторождение и какой вариант является лучшим для достижения целей проекта. Обоснование проводится для проекта в целом и по основным его аспектам: техническим, влиянию на окружающую среду, социальным, культурным, финансовым и экономическим.

При проведении анализа осуществимости проекта нет и не может быть какого-либо стандартного образца. Тем не менее он должен содержать ответы на следующие вопросы:

• Соответствует ли проект задачам и приоритетам развития национальной экономики, экономики региона, где он реализуется?
• Является ли проект технически исполнимым. Представляет ли он собой воплощение лучшей из имеющихся технических и технологических альтернатив?
• Допустима ли предлагаемая организационная, правовая и административная структура осуществления проекта?
• Имеется ли достаточный спрос на добываемое сырье внутри страны и за рубежом?
• Является ли проект экономически оправданным и реализуемым с финансовой точки зрения?
• Совместим ли проект с обычаями и традициями заинтересованных групп населения в зоне месторождения?
• Удовлетворяет ли проект национальным и международным экологическим требованиям?

В российской практике такой документ принято называть технико-экономическим обоснованием проекта. Термин этот не вполне удачен для обозначения документа или работы, охватывающей не только традиционные технические и экономические аспекты, но и социальные, институциональные, экологические, причем последние три - во все возрастающем объеме. Мы все же будем здесь использовать этот термин, вкладывая в него именно такое расширенное толкование.

3. ЭКСПЕРТИЗА. Инвестиционные проекты в нефтегазовом комплексе, предполагают очень большие затраты. Естественно, что инициатор проекта старается максимально застраховать себя от ошибок, ведь цена их, например, в нефтегазовом комплексе, может достигать миллионов и даже многих миллиардов долларов США.

Экспертиза обеспечивает детальный анализ всех аспектов и последствий проекта. На этом этапе закладывается уверенность участников в реализуемости проекта. Задачей экспертизы является проверка обоснованности утверждений о ценности проекта с учетом всех положительных и отрицательных последствий его реализации.

Экспертиза предполагает детальный анализ выгод и затрат по проекту, учитывая:

1. техническую реализуемость и прогрессивность предлагаемых технологий;
2. воздействие на окружающую среду;
3. коммерческие перспективы, включая спрос на добываемое сырье;
4. экономический анализ общих последствий проекта для национального экономического развития;
5. финансовый анализ самого проекта, а также оценку его влияния на финансовое состояние предприятия, осуществляющего проект;
6. социальное воздействие, включая учет местных условий, обычаев, а также справедливость распределения благ от проекта;
7. институциональный (правовой и административно-управленческий) анализ.

Результаты экспертизы служат основанием для корректировки и доработки проекта и представления его к коммерческо-правовому утверждению. Это, фактически, и является актом принятия решения о начале реализации проекта.

4. ПЕРЕГОВОРЫ ПО ПРОЕКТУ. На стадии переговоров осуществляется подготовка и подписание соглашений по реализации проекта. Для проекта, финансируемого международной финансовой организацией или крупным банком, речь идет прежде всего о выработке и подписании кредитного соглашения. На этой стадии заключаются также генеральные соглашения по участию в проекте различных инвесторов, а также долгосрочные соглашения о поставках ресурсов или сбыте продукции. В итоге на этой стадии все взаимоотношения между участниками проекта должны обрести договорно-правовую форму с конкретными обязательствами по реализации проекта. В заключение участниками проекта принимается официальное решение о начале финансирования и работ по реализации проекта.

СТАДИЯ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА длится в течение всего периода подготовки месторождения к последующей эксплуатации. Она - этап полной ответственности проектоустроителя и его кредиторов. Реализация начинается с планирования работ по проекту с использованием методов теории расписаний и сетевого планирования. Одновременно решаются вопросы организации управления работами проекта. Организуется техническое проектирование создаваемого производства. Размещаются заказы на поставку оборудования, желательно на конкурсной (тендерной) основе. Осуществляются строительно-монтажные и пуско-наладочные работы. Наконец, проводится подготовка производственного персонала, испытания и пробная эксплуатация технических систем обустройства месторождения. Стадия реализации завершается сдачей технологических комплексов и систем в постоянную эксплуатацию. Эта стадия включает два самостоятельных этапа.

5. ПОДГОТОВКА РАБОЧЕЙ ПРОЕКТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ по освоению месторождения включает разработку рабочих проектов строительства скважин и объектов промыслового обустройства, включая необходимую инфраструктуру. На этом этапе по результатам проектирования уточняется смета затрат и финансовый план реализации проекта. Принимается решение о производстве работ на месторождении.

6. СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН И ОБЪЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА МЕСТОРОЖДЕНИЯ включает производство закупок и формирование пускового комплекса промысловых объектов и систем

7. ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ СТАДИЯ ПРОЕКТА осуществляется практически до конца его срока жизни. На этой стадии наиболее важно правильное управление нефтедобывающим предприятием, призванное обеспечить достижение целей проекта.

На начальном этапе осуществляется наращивание объемов добычи до проектного уровня и его поддержание.

Проводится мониторинг процесса эксплуатации месторождения и хода реализации проекта. До начала этапа падающей добычи проводится оценка результатов проекта.

Готовится очередной переход к этапу, аналогичному этапу 1 проектного цикла, в связи с необходимостью доразработки месторождения. Именно на этой стадии осуществления проектов НГК проявляются коренные отличия от других промышленных проектов.

Часто кредиторы и инвесторы проекта в соглашениях оговаривают за собой право наблюдения своими представителями за ходом реализации проекта (Project Monitoring). Такое наблюдение призвано обеспечить уверенность, что предоставленные ими ресурсы используются в проекте рационально и именно на его осуществление. Последнее особенно актуально для российских условий. Это наименее интересная часть работы по проекту, но одна из важнейших. Планируемые выгоды будут достигнуты только в том случае, если проект будет организован правильно.

Все проекты НГК на стадии эксплуатации сталкиваются с трудностями, многие из которых нельзя было предвидеть на стадии разработки. В результате, хотя цели проекта остаются неизменными, путь его реализации часто меняется. Имеется и другая задача: сбор накопленного опыта, необходимого для подготовки проектов в будущем и улучшения самого проекта.

Контроль и оценка деятельности по осуществлению проекта требует создания управленческой информационной системы, для этого используются различные методы, среди которых наибольшее распространение получили методы сетевого планирования и управления. Для выполнения этой работы широко используются компьютерные средства типа MS Project и его аналоги.

8. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ИДЕЙ ПРОЕКТА ДОРАЗРАБОТКИ осуществляется после достижения примерно 60% уровня отбора извлекаемых запасов углеводородов. Ведется формирование предложений по технологии доразработки на этапе падающей добычи и подготовка предварительного варианта проекта доразработки.

9. РАЗРАБОТКА ПРОЕКТА ДОРАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ осуществляется в том же объеме, что и для проекта, включая технико-экономическое обоснование

Затем необходимо повторение этапов 3-7 цикла для проекта доразработки. Количество проектов доразработки определяется циклом жизни месторождения, длительность которого достигает 50 и более лет. Поэтому обычна практика нескольких проектов доразработки, связанных с переходом от эксплуатации скважин в режиме самоистечения к режиму механизированной добычи (насосная, газлифт и т.д.) и использования различных технологий повышения нефтегазоотдачи пластов.

10. ЛИКВИДАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ включает подготовку проектной документации и проведение ликвидационных работ, включая консервацию скважин, утилизацию промыслового оборудования, коммуникаций и рекультивацию земель.

11. ЗАВЕРШАЮЩАЯ ОЦЕНКА РЕЗУЛЬТАТОВ. Успешные проекты освоения месторождений продолжают давать отдачу в течение длительного срока. Неудачные завершаются достаточно быстро или имеют в процессе реализации проблемы, которые могут быть преодолены только в случае благоприятного изменения ситуации (рост спроса и повышение цен на нефть и газ, налоговые льготы или субсидии государства и т.п.). Однако после осуществления любого проекта полезно оценить его уроки и пересмотреть вклад проекта в изменение деятельности предприятия и жизни людей. Эта оценка дает полезный урок для тех, кто будет планировать и организовывать новые проекты. Нельзя не сказать о дисциплинирующем влиянии такой оценки в отношении тех, кто разрабатывал завершенный проект и управлял им.

При завершающей оценке следует проводить ретроспективное перепланирование проекта, где устанавливают, насколько план проекта соответствовал условиям, в которых проект осуществлялся и эксплуатировался. Оценивается каким оказался вклад проекта в развитие предприятия, а для крупных проектов - в экономику страны.

Важной задачей проведения завершающей оценки является установление причин успеха или неудач проекта. Это позволяет выявить такие особенности, которые могут успешно использоваться в других проектах, а также внести коррективы, помогающие избежать дальнейшие ошибки и исправить недостатки. Завершающая оценка также представляет менеджерам и заинтересованным пользователям информацию относительно того, насколько эффективно и как полно проекты достигли обещанных результатов. Таким образом, завершающая оценка выполняет функции и учебного материала и отчетного документа.

Как правило, завершающая оценка должна дать ответы на следующие вопросы:

• Были ли исходные цели освоения месторождения четко определены и осуществлены?
• Оказался ли правильным выбор технических и технологических решений?
• Правильно ли были оценены местные социально-экономические и экологические условия разработки месторождения?
• Имели ли место значительные перерасходы по смете реализации проекта? Если были, то по каким причинам?
• Была ли достигнута запланированная рентабельности? Если нет, то по какой причине?
• Оказал ли проект ожидаемое влияние на развитие национальной экономики? Если нет, то по какой причине?

Чтобы использование опыта принесло максимальную пользу, все проекты освоения месторождений следовало бы подвергать завершающей оценке. Поскольку это вряд ли осуществимо, процесс проверки должен охватить, по нашему мнению, все крупные и особо важные проекты, а также некоторую случайную выборку из прочих проектов.

Завершающая оценка для проектов нефтяной и газовой промышленности начинает проводиться тогда, когда проект после реализации находился в эксплуатации не менее пяти-семи лет. Это обусловлено длительным сроком эксплуатации месторождений - до 50 и более лет. Ясно, что такая оценка должна проводиться регулярно.

Применение в проектной практике предложенного проектного цикла для нефтегазовой промышленности принесет большую четкость и упорядоченность всего процесса подготовки, принятия и реализации инвестиционных решений.

1. Методы оценки финансовой рентабельности проектных решений

Управленческие решения об инвестировании средств в объекты предпринимательской деятельности разрабатываются и обосновываются в соответствии со специально подготовленными методическими рекомендациями, в которых определяющее место отводится методике оценки экономической эффективности. Чтобы объективно отразить эффективность инвестиций и предотвратить тем самым принятие неверного решения, такие методики должны соответствовать определенным принципам. Они являются концептуальным выражением требований экономической теории к построению методики определения эффективности инвестиционных проектов. Изложенные далее принципы сформулированы на основе обобщения результатов исследования проблемы эффективности применительно к условиям переходной экономики:

1. Соответствие заложенных в проекте решений (технических, организационных, финансовых и др.) целям и экономическим интересам инвесторов. К выяснению такого соответствия (или несоответствия) сводится определение экономической эффективности инвестиций. Реализация данной концепции предполагает решение следующих вопросов:

а) обоснование нормы дохода, приемлемой для инвестора;

б) установление способов обобщённой оценки разнообразных решений, предусмотренных проектом;

в) определение способов включения требований инвесторов в показатели эффективности.

1. Ориентация на критерий определения экономической эффективности – чистую прибыль. Это означает, что основные фрагменты, используемые для определения эффективности – норма дохода и денежный поток по проекту, выражающий итог соизмерения затрат и результатов, на базе которого конструируются все показатели экономической эффективности, - должны по своей экономической природе выражать чистую прибыль собственников.
2. Проведение экономических расчётов для всего жизненного цикла – расчётного периода проекта, включающего предынвестиционную, инвестиционную и эксплуатационную фазы.
3. Моделирование потоков реальных денежных средств (по методологии «кэш-флоу»), связанных с осуществлением проекта (притоков и оттоков) за расчётный период с учётом возможности использования различных валют. Моделирование должно охватить взаимосвязь всех видов деятельности создания и реализации проекта: инвестиционную, операционную и финансовую.
4. Формирование всех видов потоков реальных денежных средств проектов, реализуемых в Российской Федерации, в полном соответствии с требованиями организационно-экономического механизма, действующего на территории Российской Федерации.

Организационно-экономический механизм – это правила, регламентирующие взаимодействие собственников предприятия (проектоустроителей) с государством, со смежниками (поставщиками ресурсов и потребителей продукции, услуг), участниками финансового и фондового рынка и, наконец, между участниками самого проекта.

Организационно-экономический механизм включает:

• правила предпринимательской деятельности, регламентируемые законодательными актами и нормативными документами федеральных и региональных органов власти, закреплённые в инструкциях, положениях, материалах по расчёту и использованию прибыли, составу затрат, включаемых в себестоимость, налогообложению и пр.;
• обязательства, принимаемые участниками проекта в связи с осуществлением ими совместных действий по реализации проекта, гарантии таких обязательств и санкции за их нарушение (они фиксируются в уставных документах и договорах между участниками проекта);
• условия финансирования проекта в зависимости от привлекаемых источников финансирования (условия предоставления кредитов, эмиссии акций и т.п.);
• особенности учётной политики применительно к проектируемому предприятию, а также участников проекта, в том числе иностранных компаний, получающих на российской территории доходы от участия в проекте;
• особые условия оборота продукции и ресурсов между участниками, а также условия расчёта с поставщиками и потребителями продукции и услуг.

1. Учёт фактора времени. Важнейший аспект – учёт неравноценности разновременных затрат и результатов. Неравноценность денежных потоков преодолевается путём их дисконтирования или компаундирования.
2. Учёт только предстоящих затрат – принцип определения эффективности проекта, который необходимо отразить главным образом при его реализации на действующем производстве (например, если цель проекта – техническое перевооружение). Здесь возможны два варианта. Первый: ранее созданные производственные фонды не могут быть использованы ни в данном проекте, ни другим образом. В этом случае произведённые в прошлом затраты на их создание следует считать невозвратными, а следовательно, они не должны учитываться в денежных потоках.

Второй вариант: ранее созданные производственные фонды могут быть вовлечены в новый проект. В данном случае их следует оценить и включить в объём инвестиций по проекту. Оценка при этом должна проводиться не по их балансовой оценке, а исходя из альтернативной стоимости. Последняя определяется исходя из максимально возможной их оценки при одном из возможных вариантов их производительного применения (т.е. по другим проектам или направлениям, включая продажу по рыночной стоимости).

1. Учёт всех наиболее существенных последствий проекта. При определении эффективности проекта следует учитывать как экономические, так и внеэкономические последствия его реализации. В тех случаях, когда внеэкономические последствия могут быть оценены количественно, их следует учесть в потоках денежных средств.

9. Обеспечение условий сопоставимости показателей эффективности различных проектов. Этот принцип следует принимать во внимание при сопоставлении как альтернативных, так и независимых проектов. К условиям сопоставимости относят цены на продукцию и ресурсы, объём продаж, макроэкономические показатели, норму дохода (за исключением её рисковой составляющей).

10. Учёт влияния инфляции на продукцию и используемые ресурсы, а также возможность использования нескольких валют при реализации проекта.

11. Учёт влияния неопределённости и рисков, сопровождающих реализацию проекта через норму дохода, а также и иными косвенными методами.

12. Оценка эффективности реализуемых на действующих предприятиях (реконструкция, техперевооружение) проектов проводится по приростным величинам денежных потоков. Приростные величины определяют как разность потоков затрат и поступлений, складывающихся в ситуации «с проектом» и «без проекта», т.е. денежных потоков действующего производства после реализации проекта с потоками, которые имели бы место при сохранении базисных условий («без проекта»).

13. Учёт специфических экономических интересов участников проекта. Принцип должен быть учтён при формировании денежных потоков для отдельных групп участников проекта, предъявляющих к нему специфические требования, а также в норме дохода участника.

14. Определение предпочтительности одного из ряда показателей эффективности при их совместном использовании для оценки проекта.

Концептуальная схема оценки эффективности

В разработке и реализации инвестиционного проекта участвуют ряд субъектов этого процесса, выступающих чаще всего в роли инвесторов. Экономические интересы, и в особенности источники их формирования, у разных участников инвестиционного процесса не совпадают. Поэтому возникает необходимость оценки проекта для каждой из таких групп. Важно отметить, что система показателей, алгоритм их расчёта и интерпретация во всех случаях будут одни и те же. Отличие будет заключаться в той информационной базе, которая определяет соответствующие потоки реальных денежных средств и эффективность.

На основе выделения двух видов эффективности нефтегазовых проектов (эффективности проекта в целом и эффективности участия в проекте) и соответствующих им показателей рекомендуют оценку эффективности проекта проводить в два этапа. Концептуальная схема оценки эффективности, показана на рис.2.2.

Рис. 2.2. Концептуальная схема оценки эффективности
нефтегазового проекта

Задачей первого этапа является определение эффективности проекта в целом исходя из предположения, что он будет профинансирован целиком за счёт собственных источников, т.е. без привлечения кредитов (это предположение в большинстве случаев приводит к некоторому занижению характеристик эффективности). Данный подход позволяет представить эффективность проекта как такового, т.е. эффективность технико-технологических и организационных решений, заложенных (предусмотренных) в проекте. Такая характеристика проекта необходима для его презентации и важна для привлечения потенциальных инвесторов к участию в его реализации.

В зависимости от общественной значимости проекта расчёты на первом этапе производятся по-разному.

Если проект признан общественно значимым, то процедуры оценки и соответствующие оценочные итерации выполняются в последовательности, указанной на рис. 6 (левая часть). Для общественно значимых проектов оценивается в первую очередь их общественная эффективность. При неудовлетворительной общественной эффективности такие проекты не рекомендуются к реализации и не могут претендовать на государственную поддержку. Если же их общественная эффективность оказывается достаточной, оценивается их коммерческая эффективность.

При недостаточной коммерческой эффективности общественно значимого проекта рекомендуется рассмотреть возможность применения различных форм его поддержки, которые позволили бы повысить коммерческую эффективность проекта до приемлемого уровня.

По остальным проектам (так называемым локальным) оценка эффективности проекта в целом сводится к оценке только коммерческой эффективности.

Обычно коммерческую эффективность определяют в тех случаях, когда разработчик проекта ещё не владеет информацией об источниках финансирования. Если же они известны, то оценку коммерческой эффективности из состава проектных расчётов можно исключить (для всех проектов).

Если проект в целом по показателям эффективности является достаточно привлекательным, то от первого этапа, являющегося предварительным переходят ко второму – основному.

Второй этап оценки осуществляется после рассмотрения вариантов возможных схем финансирования и связанных с этим затрат, распределения прибыли и т.д. На этом этапе определяются финансовая реализуемость и эффективность участия в проекте инвесторов, государства.

Показатели и виды эффективности нефтегазового проекта

Проблема оценки эффективности инвестиционного проекта заключается в определении уровня его доходности в абсолютном и относительном выражении (т.е. в расчёте на единицу инвестиционных затрат, капитала), что обычно характеризуется как норма дохода.

Различают два подхода к решению данной проблемы: на основе использования простых, укрупнённых методов и методов, учитывающих изменение технико-экономических показателей на каждом шаге расчётного периода, неравноценность денежных потоков во времени, инвестиционные риски, интересы различных групп инвесторов – участников проекта. Первые предлагают построение статических моделей, а вторые – динамических моделей, взаимосвязанных параметров, необходимых для оценки эффективности. Поэтому их часто называют статическими и динамическими методами оценки эффективности.

Простые методы широко используются в процессе разработки инвестиционной стратегии на первоначальных этапах оценки инвестиционных решений.

Трудности в определении показателей экономической эффективности связаны прежде всего с неопределённой по степени достоверности информацией о затратах и результатах по оцениваемому направлению инвестиционной деятельности. Неопределённость информации обусловлена тем, что, как правило, разработчики представляют себе намеченные мероприятия на перспективу в самом общем виде.

В этой связи иногда прибегают к экспертным способам определения исходной информации, например необходимого объёма инвестиций, текущих издержек производства, объёма продаж и цены реализации. При наличии подобного набора сведений можно рассчитать упрощёнными методами такие экономические показатели, как срок окупаемости и норма прибыли (рентабельности).

При этом оперируют «точечными» (стратегическими) значениями исходных данных (например, за год), т. е. при расчёте не учитываются вся продолжительность жизни создаваемого или реконструируемого объекта и те доходы и затраты, которые будут иметь место, например, после достижения срока окупаемости единовременных затрат. Отсюда и не очень высокая надёжность получаемых с помощью укрупнённых методов показателей эффективности. Но в силу своей простоты и иллюстративности эти методы достаточно широко используются для оценки эффективности в условиях ограниченной информации на предварительных стадиях технико-экономического обоснования инвестиционных решений.

Так как при разработке инвестиционной стратегии всегда рассматриваются множество направлений и вариантов решения конкретных задач, наиболее привлекательными будут те из них, которые характеризуются наиболее высокими нормами дохода и обеспечивают превышение такого уровня дохода в сравнении с любым иным альтернативным способом инвестирования, например в сравнении с доходностью ценных бумаг или процентом по долгосрочным кредитам.

Однако следует иметь в виду, что оценка отдельно взятого проекта должна проводиться с учётом его места в системе функционирования предприятия, перспектив его развития. Так при изучении направлений инвестиционной деятельности и на перспективу практически на каждом предприятии возникает необходимость в осуществлении так называемых неизбежных инвестиций. К ним можно отнести инвестиции, направляемые на охрану окружающей среды. Без реализации таких мероприятий деятельность предприятия вообще может быть приостановлена, и тем самым будет сорвано достижение главной цели развития предприятия в рыночных условиях – получение прибыли в запланированных размерах.

Приоритетными надо считать мероприятия, обеспечивающие рост экономической эффективности и финансовой устойчивости производства с учётом задач развития предприятия в долгосрочной перспективе.

Существенные недостатки статических методов оценки эффективности не позволяют их рекомендовать как инструмент разработки предварительного и окончательного ТЭО инвестиционного проекта. В полной мере отмеченные недостатки могут быть устранены при использовании второй группы показателей – динамических.

Оценку эффективности рекомендуется проводить по системе следующих взаимосвязанных показателей:

1. чистый доход;
2. чистый дисконтированный доход (ЧДД) или интегральный эффект (чистая приведённая, или текущая, стоимость – net present value – NPV));
3. индекс доходности (индекс прибыльности (profitability index – PI));
4. срок окупаемости (срок возврата единовременных затрат);
5. внутренняя норма дохода (внутренняя норма прибыли, рентабельности (internal rate of return – IRR));
6. финансовая устойчивость (надёжность).

Таблица 2.1.

Характеристика основных критериев оценки инвестиционных проектов

Критерий	Формула расчёта (уравнение)	Область применения	Достоинства	Недостатки
Рентабельность инвестиций (BCR или PI)	или или opt=max Проект принимается при PI>1.	Формирование рационального набора простых проектов с инвестированием в течение одного года	Отражает относительную привлекательность проекта и даёт возможность проранжировать проекты по предпочтительности для включения в рациональный набор.	Не учитывает масштаба проекта. Не приведён к единице времени. Полученный по РI набор проектов не всегда оптимален (проблемы диверсификации, взаимосвязи проектов, их ликвидности и масштаба).
Чистый приведённый доход (чистая приведённая стоимость (NPV))	NPV=A-Q или opt=max Единичный проект принимается при NPV>0.	Оценка всех единичных проектов с фиксированным сроком начала и завершения. Оценка организационных, финансовых и некоторых технических мероприятий в текущей деятельности предприятия.	Учитывает масштаб конкретного проекта. Прост для расчёта. Однозначен в интерпретации. Корректен в учёте реинвестирования полученных доходов.	Даёт правильную оценку непрерывно возобновляющимся проектам только в сочетании с ECF. Неприменим для оценки экономически целесообразных сроков эксплуатации оборудования и для сопоставления проектов с разными сроками жизни.
Внутренняя ставка доходности (IRR)	Ставка дисконта, при которой выполняется равенство А=Q, или opt зависит от характера проекта (чаще opt=max).	Сравнение доходности процессов, лежащих в основе проектов. Модифициро-ванный метод IRR (MIRR) используется с теми же целями	Обеспечивает сопоставимость с финансовыми вложениями. Не зависит от выбранной аналитиком ставки дисконта. Обеспечивает единообразие всех проектов, легко выработать ориентировочные значения.	Один проект может иметь несколько IRR, что затрудняет интерпретацию результатов расчёта. Некорректен в учёте реинвестирования полученных доходов. Расчёт вручную чаще всего невозможен или неточен. При сопоставлении проектов только по IRR не учитывается их риск.
Срок окупаемости (PB)	Срок, через который при выбранной ставке дисконта будет выполнено равенство A = Q, Opt = min	Вспомогательный показатель для отбраковки проектов с неоправданно растянутыми сроками получения выгоды. Оценка капитального риска проекта.	Даёт оценку проекта с точки зрения оборачиваемости капитала. Позволяет отбраковывать проекты со сроками жизни, близкими периоду амортизации капиталовложений.	Не даёт оценки состояния проекта после периода окупаемости. Расчёт не унифицирован (известно несколько модификаций).
Эквивалентный годовой доход (аннуитет) - ECF	где - функция. Opt = max.	Основа для выбора экономически целесообразного срока эксплуатации оборудования. Вспомогательный показатель при анализе единичных проектов для оценки их «финансовой интенсивности». Применяется для оценки проектов с разными сроками жизни.	Прост для расчёта. Однозначен в интерпретации. Корректен в учёте реинвестирования полученных доходов.	Не учитывает масштаба единичного проекта и даёт ему правильную оценку только в сочетании с NPV. При анализе экономически оправданного срока службы старого оборудования должен быть дополнен критерием NPV.

Обозначения:

- ставка дисконта;

- выручка от реализации в году t;

- капитальные вложения в разработку месторождения или организационно-техническое мероприятие в году t;

- эксплуатационные затраты (производственные) в году t, без амортизационных отчислений и налогов, включаемых в состав себестоимости добываемой продукции;

- налоговые выплаты в году t;

- прибыль от реализации нефти в году t.

Ам – амортизационные отчисления в году t.

Показатели экономической эффективности иногда противопоставляют показателям финансовой надёжности проекта. Такое мнение опрометчиво. У этих показателей единая информационная база. Находясь в единой системе, они должны быть сбалансированы, что является непременным требованием к качественному уровню разработанного инвестиционного проекта.

В осуществлении и реализации инвестиционного проекта принимают участие ряд субъектов: акционеры, (фирмы, компании), банки, бюджеты разных уровней. Поступающий в распоряжение общества доход (валовой внутренний продукт) от реализации эффективных проектов затем делится между ними.

Наличие нескольких участников инвестиционного процесса предопределяет несовпадение их интересов, разное отношение к приоритетности различных вариантов проекта. Поступлениями и затратами этих субъектов определяются различные виды эффективности инвестиционного проекта с позиции каждого участника. Позиции участников проекта находят воплощение в исходной информации и формировании специфических потоков денежных средств для расчёта показателей эффективности. Поэтому у инвесторов проекта могут не совпадать результаты оценки, и, следовательно, и решения об их участии в проекте.

В настоящее время можно считать общепризнанным выделение следующих видов эффективности инвестиционных проектов (рис. 2.3).

Рис. 2.3. Виды эффективности инвестиционных проектов

Эффективность проекта в целом оценивается для презентации проекта и определения привлекательности проекта для потенциальных инвесторов.

Общественная эффективность характеризует социально-экономические последствия осуществления проекта для общества в целом, т. е. учитываются не только непосредственные результаты и затраты проекта, но и «внешние» по отношению к проекту затраты и результаты в смежных секторах экономики, экологические, социальные и иные внеэкономические эффекты. Общественную эффективность оценивают только для социально значимых инвестиционных проектов и проектов, затрагивающих интересы не одной страны, а нескольких. По проектам, в которых не требуется проведение экспертизы государственных органов управления, разработка показателей общественной эффективности не требуется.

Коммерческая эффективность проекта характеризует экономические последствия его осуществления для проектоустроителя (инициатора) исходя из достаточно условного предположения, что он производит все необходимые для реализации проекта затраты и пользуется всеми его результатами. Коммерческую эффективность иногда трактуют как эффективность полных инвестиционных издержек или эффективность проекта в целом. Считается, что коммерческая эффективность характеризует с экономической точки зрения технические, технологические и организационные проектные решения (основные параметры, формирующие эффективность, кроме финансовых).

Наиболее значимым является определение эффективности участия в проекте. Её определяют с целью проверки реализуемости инвестиционного проекта и заинтересованности в нём всех его участников. Эффективность участия оценивают прежде всего для предприятия-проектоустроителя (или потенциальных акционеров). Этот вид эффективности называют также эффективностью для собственного (акционерного) капитала по проекту.

Эффективность участия в проекте также включает:

• эффективность участия в проекте структур более высокого уровня (финансово-промышленных групп, холдинговых структур);
• бюджетную эффективность инвестиционного проекта (эффективность участия государства в проекте с точки зрения расходов и доходов бюджетов всех уровней).

Система показателей, определяемая для оценки перечисленных видов эффективности, и методологические принципы их расчёта едины. Отличия заключаются в тех исходных параметрах, которые формируют потоки реальных денежных средств по проекту применительно к каждому виду эффективности. Единая и взаимосвязанная система параметров проекта находит воплощение в единых по экономической природе показателях эффективности в зависимости от области их применения в той экономической среде, которую они должны охарактеризовать.

Некоторое исключение составляют показатели общественной эффективности. «Внешние» эффекты не всегда представляется возможным учитывать в стоимостном выражении. В отдельных случаях, когда эти эффекты весьма существенны, но не представляется возможным их оценить, неизбежна лишь качественная оценка их влияния.

1. Методы оценки проектных рисков

1. Метод корректировки нормы дисконта

Достоинства этого метода — в простоте расчетов, а также в понятности и доступности.

Вместе с тем метод имеет существенные недостатки.

Метод корректировки нормы дисконта означает обыкновенное дисконтирование по более высокой норме, но не дает никакой информации о степени риска. При этом полученные результаты существенно зависят только от величины надбавки за риск. Он также предполагает увеличение риска во времени с постоянным коэффициентом, что вряд ли может считаться корректным, так как для многих проектов характерно наличие рисков в начальные периоды с постепенным снижением их к концу реализации. Таким образом, прибыльные проекты, не предполагающие со временем существенного увеличения риска, могут быть оценены неверно и отклонены. Данный метод не несет никакой информации о вероятностных распределениях будущих потоков платежей и не позволяет получить их оценку. Обратная сторона простоты метода состоит в существенных ограничениях возможностей моделирования различных вариантов, которое сводится к анализу зависимости критериев NPV(IRR,PI и др.) от изменений только одного показателя — нормы дисконта. Несмотря на отмеченные недостатки, метод корректировки нормы дисконта широко применяется на практике.

2. Метод достоверных эквивалентов (коэффициентов достоверности)

В отличие от предыдущего метода в этом случае осуществляют корректировку не нормы дисконта, а ожидаемых значений потока платежей CF путем введения специальных понижающих коэффициентов (аt) для каждого периода реализации проекта.

аt= CCFt / RCFt

где: CCFt – величина чистых поступлений от безрисковой операции в период t;

RCFt - ожидаемая (запланированная) величина чистых поступлений от реализации проекта в период t;

t – номер периода.

Тогда достоверный эквивалент ожидаемого платежа может быть определен как:

CCFt = аtRCFt , Где аt <=1

Таким образом, осуществляется приведение ожидаемых поступлений к величинам платежей, получение которых практически не вызывает сомнений и значения которых могут быть определены более или менее достоверно либо точно.

Однако на практике для определения значений коэффициентов чаще используется метод экспертных оценок. В этом случае коэффициенты отражают степень уверенности специалистов-экспертов в том, что поступление ожидаемого платежа осуществится.

После того, как значения коэффициентов определены, осуществляется расчет критерия NPV:

NPV = S (at*CFt)/(1+r)t – I0

где:CFt - суммарный поток платежей в период t;

r- используемая ставка процента;

at- корректирующий множитель;

I0- начальные инвестиции;

n- срок проекта.

Предпочтение отдается тому проекту, по которому величина NPV больше.

3.Анализ чувствительности

Анализ чувствительности показателей широко используется в практике финансового менеджмента. В общем случае он сводится к исследованию зависимости некоторого результирующего показателя от вариации значений показателей, участвующих в его определении. Другими словами, этот метод позволяет получить ответы на вопросы вида: что будет с результирующей величиной, если изменится значение некоторой исходной величины? Отсюда его второе название - анализ "что будет, если" ("what if" analysis).

Как правило, проведение подобного анализа предполагает выполнение следующих шагов.

1. Выбираются факторы (исходные показатели), относительно которых разработчик инновационного проекта не имеет однозначного суждения (т. е. находится в состоянии неопределенности). Типичными являются следующие факторы:

-    капитальные затраты и вложения в оборотные средства,

-    рыночные факторы - цена товара и объем продажи,

-    компоненты себестоимости продукции,

-    время строительства и ввода в действие основных средств.

В качестве результирующего показателя эффективности инвестиций может служить внутренняя норма прибыльности (IRR) или чистое современное значение (NPV).

Задается взаимосвязь между исходными и результирующим показателями в виде математического уравнения или неравенства.

2. Определяются наиболее вероятные значения для исходных показателей и возможные диапазоны их изменений (например, 5% и 10% от номинального значения).

3. Путем изменения значений исходных показателей исследуется их влияние на конечный результат.

Проект с меньшей чувствительностью NPV считается менее рисковым.

Обычная процедура анализа чувствительности предполагает изменение одного исходного показателя, в то время как значения остальных считаются постоянными величинами.

Данный метод является хорошей иллюстрацией влияния отдельных исходных факторов на конечный результат проекта.

Главным недостатком данного метода является предпосылка о том, что изменение одного фактора рассматривается изолированно, тогда как на практике все экономические факторы в той или иной степени коррелированны.

Анализ чувствительности может быть легко реализован в среде EXCEL.

4. Метод сценариев

Метод сценариев позволяет совместить исследование чувствительности результирующего показателя с анализом вероятностных оценок его отклонений. В общем случае процедура использования данного метода в процессе анализа инвестиционных рисков включает выполнение следующих шагов.

1. Определяют несколько вариантов изменений ключевых исходных показателей (например, пессимистический, наиболее вероятный и оптимистический).

2. Каждому варианту изменений приписывают его вероятностную оценку.

3. Для каждого варианта рассчитывают вероятное значение критерия NPV (либо IRR, РI), а также оценки его отклонений от среднего значения.

4. Проводится анализ вероятностных распределений полученных результатов.

Проект с наименьшими стандартным отклонением (s) и коэффициентом вариации (СV) считается менее рисковым.

В целом метод позволяет получать достаточно наглядную картину для различных вариантов реализации проектов, а также предоставляет информацию о чувствительности и возможных отклонениях, а применение программных средств типа Excel позволяет значительно повысить эффективность подобного анализа путем практически неограниченного увеличения числа сценариев и введения дополнительных переменных.

Метод сценариев может быть легко реализован в среде EXCEL.

5. Деревья решений

Деревья решений (decision tree) обычно используются для анализа рисков проектов, имеющих обозримое или разумное число вариантов развития. Они особо полезны в ситуациях, когда решения, принимаемые в момент времени t = n, сильно зависят от решений, принятых ранее, и в свою очередь определяют сценарии дальнейшего развития событий.

Дерево решений имеет вид нагруженного графа, вершины его представляют ключевые состояния, в которых возникает необходимость выбора, а дуги (ветви дерева) - различные события (решения, последствия, операции), которые могут иметь место в ситуации, определяемой вершиной. Каждой дуге (ветви) дерева могут быть приписаны числовые характеристики (нагрузки), например, величина платежа и вероятность его осуществления. В общем случае использование данного метода предполагает выполнение следующих шагов.

1. Для каждого момента времени t определяют проблему и все возможные варианты дальнейших событий.

2. Откладывают на дереве соответствующую проблеме вершину и исходящие из нее дуги.

3. Каждой исходящей дуге приписывают ее денежную и вероятностную оценки.

4. Исходя из значений всех вершин и дуг рассчитывают вероятное значение критерия NPV (либо IRR, РI).

5. Проводят анализ вероятностных распределений полученных результатов.

Ограничением практического использования данного метода является исходная предпосылка о том, что проект должен иметь обозримое или разумное число вариантов развития. Метод  особенно полезен в ситуациях, когда решения, принимаемые в каждый момент времени, сильно зависят от решений, принятых ранее, и в свою очередь определяют сценарии дальнейшего развития событий.

6. Имитационное моделирование инвестиционных рисков

Имитационное моделирование (Simulation) является одним из мощнейших методов анализа экономической системы.

В общем случае под имитацией понимают процесс проведения на ЭВМ экспериментов с математическими моделями сложных систем реального мира.

При анализе рисков инвестиционных проектов обычно используют в качестве базы для экспериментов прогнозные данные об объемах продаж, затратах, ценах и т.п.

При проведении финансового анализа часто используются модели, содержащие случайные величины, поведение которых не детерминировано управлением или принимающими решения. Стохастическая имитация известна под названием "метод Монте-Карло".

Имитационное моделирование представляет собой серию численных экспериментов, призванных получить эмпирические оценки степени влияния различных факторов (исходных величин) на некоторые зависящие от них результаты (показатели).

В общем случае проведение имитационного эксперимента можно разбить на следующие этапы.

1. Установить взаимосвязи между исходными и выходными показателями в виде математического уравнения или неравенства.

2. Задать законы распределения вероятностей для ключевых параметров модели.

3. Провести компьютерную имитацию значений ключевых параметров модели.

4. Рассчитать основные характеристики распределений исходных и выходных показателей.

5. Провести анализ полученных результатов и принять решение. Результаты имитационного эксперимента могут быть дополнены статистическим анализом, а также использоваться для построения прогнозных моделей сценариев.

Практическое применение данного метода продемонстрировало широкие возможности его использования инвестиционном проектировании, особенно в условиях неопределённости и риска. Данный метод особенно удобен для практического применения тем, что удачно сочетается с другими экономико-статистическими методами, а  также с теорией игр и другими методами исследования операций.

Имитационное моделирование рисков может быть достаточно просто реализовано в среде EXCEL.

3. ОЦЕНКА ФИНАНСОВОЙ РЕНТАБЕЛЬНОСТИ ОБУСТРОЙСТВА ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ УСТЬ-ВАХСКОЙ ПЛОЩАДИ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1. Характеристика системы обустройства площади

В 2004 году был утвержден 1 этап разработки и обустройства Усть-Вахской площади на левом берегу реки Вах. Он включает в себя строительство 4 кустовых оснований, дающих возможность разрабатывать наиболее продуктивные пласты группы БВ и вышележащего «Рябчика» - АВ1(1-2). Бурение велось в период 2005 - 2006 годы, использовалось одновременно 8 буровых установок на 4 кустовых площадках. Добыча нефти с левого берега реки Вах началась в апреле 2005 года. Пробурено и введено в эксплуатацию 114 скважин.

Реализация проекта производилась в строгом соответствии со стандартами промышленной безопасности, охраны труда и охраны окружающей среды. Проектом предусмотрено применение современных технологий и материалов, исключающих нанесение ущерба экологии.

В период 2006 - 2007 годы обустроены 5 кустовых площадок 2-го этапа разработки и обустройства Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения. Пробурено и введено в эксплуатацию 55 скважин. 5 кустовых оснований построены на левом берегу реки Вах с продолжением ввода инфраструктурных объектов первого этапа. Кустовые площадки второго этапа соединены с существующей системой сбора и транспорта продукции скважин, системой поддержания пластового давления, электроснабжения, связью АСУТП, системой охраны пожарной сигнализации, подъездными автомобильными дорогами и с объектами инженерного обеспечения.

В целом по проекту (этапы 1,2) планировалось бурение и ввод в эксплуатацию 206 скважин с 9 кустовых оснований, фактически пробурено и введено в эксплуатацию 169 скважин.

В настоящей работе рассматривается 3 этап – вовлечение в разработку участка Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения с бурением и вводом в эксплуатацию 70 скважин.

Прогнозная добыча за период реализации проекта составит 6 769, 369 тыс.т., прогнозируемые инвестиции за весь период реализации проекта - 147 921 тыс.долл.

Цель и задачи проекта

• Целью проекта является – введение в разработку запасов Усть-Вахской площади, полное и рациональное использование природных ресурсов Самотлорского месторождения, выполнение утвержденного плана разработки месторождения, минимизация ущерба причиняемого окружающей природной среде и обеспечение высокой надежности и безаварийности. Рациональное использование и повышение эффективности капитальных вложений, направленных на обустройство объектов Усть-Вахской площади, обеспечивающих повышение нефтедобычи с привлечением современных и безопасных технологий. Оценка эффективности финансовых вложений для поддержания существующей инфраструктуры месторождения и реализации необходимого объема ГТМ;
• Обеспечение высокого уровня показателей по охране здоровья, окружающей среды и промышленной безопасности, в том числе безаварийность производства и соответствие высоким международным стандартам в области безопасности;
• Соответствие законам Российской Федерации;
• Обеспечение высоких эксплуатационных характеристик производственных объектов, построенных в ходе реализации проекта.

Стратегическая роль проекта

Выполнение инвестиционной программы, включенной в данный проект, в том числе: бурение скважин, строительство инфраструктуры по добыче, сбору, подготовке и транспорту нефти и т.д., позволяет выполнить требования Лицензионного соглашения и Технологической схемы разработки.

Кроме того, выполнение данной инвестиционной программы позволит достигнуть значительного роста добычи нефти, добыча по проекту составит 6769,871 тыс. тонн нефти, за период реализации проекта (15 лет).

Таблица 3.1.

Запасы углеводородного сырья Усть-Вахской площади, 2010 год

Объект	Геологические запасы, тыс. тонн	Извлекаемые запасы, тыс. тонн	Текущие извлекаемые запасы, тыс. тонн	Накопленная добыча тыс. тонн
	А+В+С1	А+В+С1
АВ1 (1-2)	99548	28776	27215	1785,6
АВ1(3), АВ2-3	18948	10043	7536	2652,3
БВ8(0), БВ8(1-2)	39091	21109	13044	8481,3
БВ10	2646	1270	243	1211,1
Всего	160233	61198	48037	14130

Текущее состояние разработки

На 01.01.2011 эксплуатационный фонд ОАО «Самотлорнефтегаз» составляет 9 676 скважин, в т.ч. добывающих 8 626 скважин, нагнетательных 1 050 скважины. Скважины лицензионного участка эксплуатируются различными механическими способами - УЭЦН, УШГН, струйными насосами, газлифтным и фонтанным способами.

Количественные и временные показатели проекта

Бурение: В соответствии с «Технологической схемой опытно-промышленной разработки Самотлорского месторождения», разработанной ЗАО «ТННЦ», на правобережной части р. Вах предполагается к бурению по Третьему Этапу Проекта 70 скважин.

Объекты: В состав обустройства объектов Третьего этапа проекта вошли семь кустовых оснований (кусты 4505М, 4507, 4113, 4104, 4103, 4119, 4121), строительство к ним коммуникаций: подъездных дорог, нефтесборных сетей и ВЛ 6 кВ. Обустройство объектов осуществляется по «Графику реализации проекта».

Обустройство третьего этапа развития проекта включает в себя строительство следующих объектов:

• кустовые основания 7 штук;
• автомобильные дороги 6,9 км;
• нефтесборные сети 12 км;
• водоводы 27 км;
• линии электропередач 18 км;
• подстанции 35/6 кВ 2 шт.

3.2. Оценка эффективности обустройства Усть-Вахской площади

Связь с другими проектами (Этапы 1, 2)

Сопутствующим проектом, для проекта «Бурение Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения этап-3» , является проект «Бурение Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения этап 1 и 2». На данный момент проекты находятся в стадии «Реализация».

Таблица 3.2.

Основные показатели этапов 1 и 2

Важнейшие показатели за время реализации проекта
	ЭТАП-1	ЭТАП-2
Капвложения (млн.$)	218	134
Revex (млн.$)	5	1
NPV (млн $)	480	134
PI	3,37	2,13
DPP (лет)	2,4	4,3
Удельные инвестиции ($/барр.)	1,8	2,3
Себестоимость добычи($/барр.)	2,5	3,0
Прирост доказанных запасов SEC (млн.барр.н.э.)	124	62

Экономическое обоснование проекта. Этап 3

Добыча нефти. При расчете экономической эффективности проекта, был принят профиль добычи нефти, подготовленный на основе профиля полученного из гидродинамической модели по предыдущим этапам проекта (рис. 3.1).

Рис.3.1. Динамика добычи нефти (тыс.т)

Капитальные затраты. В качестве источника данных по капитальным затратам, при оценке экономики проекта, был использован опыт строительства по проектам бурения на площади Усть-Вах в 2005-2008 г. (табл. 3.3).

Таблица 3.3.

Расчет капитальных вложений в Этап-3

Статья КВ	Ед. изм.	К-во	КВ, млн. руб.
			1 год	2 год	Всего:
строительство скважин	шт	70	2863,4	1590,8	4454,1
кустовые основания	шт	7	603,6	452,7	1056,2
автодороги	км	6,9	206,2	137,5	343,7
нефтесборы	км	12	64,9	43,2	108,1
водоводы	км	27	142,8	95,2	238,1
ЛЭП	км	18	46,6	31,0	77,6
Подстанция 35/6	шт	2	64,2	64,2	128,4
прочие			399,2	241,5	640,6
Итого:			4390,7	2656,1	7046,8

Экономический расчет учитывает все инвестиции по проекту Этапа-3, в том числе капитальные затраты на проект – 7 млрд. 47 млн. руб (251, 7 млн. $). Капитальные затраты будут реализованы в первые 2 года реализации проекта.

Расчет экономической эффективности – расчет экономики разработки нефтяного месторождения был проведен на модели, в соответствии с методологией и экономическими допущениями, изложенной во 2-ом разделе данного ДП.

Макроэкономические предположения

Таблица 3.4.

Макроэкономические параметры для расчетов на 2011 год

Макропараметры	Ед. измерения	2011
Ставка дисконтирования	%	12
Коэф-нт пересчета тонна/баррель нефти	ед.	7,3
Курс доллара	руб/$	28,0
Цена нефти Urals (без акцизов)	$/барр	50
Период реализации проекта	лет	15
НДПИ	$/барр	18,69

Расчет НДПИ на 1 тн. нефти рассчитан по формуле:

НДПИ=419*Кц

где, 419 руб/т – налоговая ставка за 1 т. добытой нефти на период с 1.01.2011 по 31.12.2011

Коэффициент Кц зависит от мировой цены на нефть, взятой в $/барр и средневзвешенного курса рубля к доллару за рассматриваемый период (28 руб/$). При мировой цене на нефть 100 $/барр, КЦ=9,11:

Кц = (Ц - 15) x (Р/261) = (100-15)х28 / 261= 9,11.

НДПИ = 419 х 9,11 = 3820,8 руб/тн = 3820,8 / 28 / 7,3 = 18,69 $/барр.

Ключевые показатели эффективности (КПЭ) проекта (3 этап).

Рис. 3.2. Динамика накопленного ДДП

в зависимости от цены на нефть, млн. руб.

Таблица 3.4. Макроэкономические предположения

Наименование показателя	Ед. измерения	показатель
Добыча нефти	(тыс.тонн)	6769,8
В.т.ч 1год	(тыс.тонн)	210
В.т.ч 2 год	(тыс.тонн)	1100,9
Капвложения	(Млн $)	251,7
NPV	(млн.$)
PI
IRR	(%)
DPP	(лет)	5,15
Удельные инвестиции	($/барр.)	3,08
Себестоимость добычи	($/барр.)	3,36

Рис 3.3. Анализ чувствительности

Одним из ключевых  выводов из анализа чувствительности NPV является значительная зависимость ценности проекта от роста или увеличения цен на нефть. При сценарии низких цен доходность проекта уменьшается на 50%.

При увеличении эксплуатационных затрат на 5 % NPV проекта уменьшается до 100 266 тыс. $. (0,5%), при уменьшении эксплуатационных затрат на 5 % NPV проекта увеличивается до 101 040 тыс. $. (0,5%).

При увеличении капитальных вложений на 5 % NPV проекта уменьшается до 93 950 тыс. $. (7%), при уменьшении капитальных вложений на 10 % NPV проекта увеличивается до 114 061 тыс. $. (13%).

При снижении уровня добычи нефти на 5 % NPV проекта уменьшается до 88 253 тыс. $. (13%)

При использовании сценария с низким уровнем цен NPV проекта уменьшается до 53 177 тыс. $. (48%), а так при использовании сценария с высоким уровнем цен NPV проекта увеличивается до 150 140 тыс. $ (51%).

План по управлению изменениями

Отклонения считаются существенными, если:

• Фактические значения производственных показателей (накопленным итогом с начала Проекта) отличаются от плановых значений на 20% и более, или
• Прогнозируемые значения показателей эффективности (то есть значения, полученные путем пересчета с учетом имеющихся фактических данных) отличаются от плановых значений на 20% и более, или
• Фактические суммы инвестиций отличаются от плановых сумм на 10% и более.

Возможные изменения, которые могут возникнуть по ходу реализации проекта:

• изменение назначения скважин – приводит к изменениям в инфраструктуре (обвязка скважин);
• изменение количества скважин на кустовой площадке – приводит к изменениям в инфраструктуре, затраты на дополнительное оборудование (БГ, АГЗУ, труба и т.д.);
• изменение глубины бурения скважин – увеличение или уменьшение стоимости строительства скважины;
• изменение стоимости при контрактование – увеличение или уменьшение стоимости работ или оборудования при проведении договорной компании.

Вышеперечисленные изменения могут возникнуть в следствии изменения представления о структуре пластов по результатам бурения первых скважин.

Пути исключения возможных изменений:

• более тщательная интерпретация результатов проведенной 3Д сейсмики;
• постоянное обновление геологической и гидродинамической модели по мере ввода скважин в эксплуатацию;
• применить систему долгосрочного контрактования с целью повышения качества выполняемых работ, усиление требований в области охраны труда и увеличение класса точности по оценки стоимостных показателей при составлении планов на долгосрочный период.

Мониторинг реализации инвестиционного Проекта осуществляется до наступления следующих моментов:

• момента окупаемости Проекта, рассчитанного на основе дисконтированного фактического денежного потока с начала реализации проекта;
• окончание финансового года, в котором производилось последнее инвестирование.

По достижению указанного срока при необходимости руководством профильного Блока по согласованию с Управлением инвестиций принимают решение о прекращении мониторинга, либо о дальнейшем осуществлении мониторинга инвестиционного Проекта, указывая продолжительность мониторинга и его периодичность.

3.3. Оценка проектных рисков

Риски	Действия по снижению
Близость к контуру ВНК, уменьшение нефтенасыщенных. толщин	- Уточнение карт структурной поверхности. - Начать бурение со скважин, могущих дать набольший объем информации. - Возможность запуска скважин сразу после бурения для изучения потенциала пласта и корректировки последующего объема бурения. - Постоянная корректировка геологической и гидродинамической модели по геофизическим данным по пробуренным скважинам. По необходимости оперативное внесение корректировки в ковер бурения.
Задержка начала строительства и бурения вследствие позднего согласования Проекта	Своевременная подготовка проекта на утверждение, согласование позиций на ранней стадии
Поздняя поставка оборудования, исходя из факта поставки оборудования по этапам 1 и 2 (отсутствие энергообеспечения бурового станка и запуска скважин)	Формирование контрактной стратегии по проекту. Разработка и внедрение эффективной процедуры согласования и контроля поставок между ОАО «СНГ» и РЦ МТО ОАО «ТНК-ВР».
Усть-Вах содержит значительные риски по запасам, связанные с заводнением Рябчика (AV1(1-2)). ФМ рассчитан с коэффициентом извлечения нефти до 25%, при успешном заводнении КИН будет значительно выше. Достигаемый коэффициент извлечения нефти зависит от качества нагнетаемой воды, определения оптимальной комбинации оборудования. Для достижения КИН потребуется детальная программа обучения тестирования полевого оборудования	- Мониторинг качества воды и работы нагнетательных скважин. Контроль за дебитом скважин и давлением большого кол-ва скважин на правом берегу. Подготовка детального плана с указанием скважин, поставленных на мониторинг. - Построение работы, ранее сделанной Шлюмберже, выполнение комплексного исследования вариантов обработки воды. Выполнение ПИР по возможным вариантам включая как Российские варианты оборудования, так и западные. Тестирование оборудования. - Тестирование оборудования с целью основания полевых операций на правом берегу. Протестировать новое оборудование и то, которое было расширено для данного применения. - Завершение проекта сооружений по обработке и нагнетанию воды на левом берегу Усть-Вахской площади. Завершение проектирования, закуп и установка оборудования для закачки воды на Рябчик на правом берегу. - Обзор работ по левому берегу, предоставление плана на 2006 год. Пересмотрение дальнейших операций по Рябчику, оценка будущей разработки Рябчика. - Мониторинг работы нагнетательных скважин, качества воды и качество воды, добываемой водозаборными скважинами на левом берегу. Обеспечение надлежащего контроля за нагнетательными и водозаборными скважинами левого берега, а также, установка тенденции в закачке и качестве воды. Согласование плана контроля.

1. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ ПРОЕКТА НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ

4.1. Мероприятия по охране экологии в районе обустройства Усть-Вахской площади Самотлорского месторождения