ИСТИНА

Технико-экономическая оценка остаточных запасов нефти одного из месторождений Ближнего Востока. д.т.н., проф. Еремин Н.А. (РГУнефти и газа им.И.М.Губкина), д.э.н. Пономарева И.А. (ИПНГ РАН), к.т.н. Богаткина Ю.Г. (ИПНГ РАН) Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. VI научно-техническая конференция, посвященная 75-летию РГУНГ им. И.М. Губкина, 26-27 января 2005 г / Тезисы докладов, том 2, М: ГЕОС, 2005, с. 541-542 В работе представлена технико-экономическая оценка по вариантам освоения остаточных запасов нефти одного из месторождений Ближнего Востока. Исходной информацией для проведения расчетов являлись геолого-технологические параметры вариантов разработки, рассчитанные на 20 лет, начиная с 2005 года, а также экономические удельные нормативы капитальных вложений в расчете на одну добывающую скважину и удельные нормы эксплуатационных расходов по элементам сметы затрат. Экономический анализ проводился по двум технологическим вариантам, базовому-с 5% годовым падением уровней добычи и вновь проектируемому варианту с применением паротеплового воздействия, с бурением горизонтальных скважин, с внедрением гидроразрыва и бурением боковых стволов в вертикальных скважинах. При оценке внедрения новых методов увеличения нефтеотдачи они (МУН) рассматривались как новый вариант разработки месторождений. Использование этого подхода оценки позволяет получить полную и однотипную технико-экономическую характеристику вариантов как без метода, применяемого за базу сравнения, так и с ним, учитывающему особенности формирования затрат данного метода повышения нефтеотдачи. В качестве основных экономических критериев были приняты: чистый дисконтированный доход (NPV), внутренняя норма рентабельности и срок окупаемости. Оценка вариантов разработки выполнялась по методике и модели СРП. По этой модели были приняты устойчивые цены на нефть и газ в следующем размере: на нефть $107 за м3 и на газ $60 за 1000 м3. При расчетах экономических показателей учитывались следующие нормативные отчисления: роялти в размере 12,5% и налог на прибыль 35%. Распределение прибыльной продукции составило – 35,5% инвестору и – 64,5% Ближневосточной нефтяной компании, при максимальном уровне компенсационных затрат – 60%. Результаты экономических расчетов и оценок технологических решений показали, что величина накопленного NPV, рассчитанного на дополнительную добычу нефти, имела положительную динамику и компенсационные затраты полностью покрыли необходимые издержки инвестора. Наиболее эффективным явился вариант с МУН, по которому дополнительный доход государства, Ближневосточной нефтяной компании и инвестора распределился в следующем процентном соотношении: 32%-государству, 51%-Ближневосточной нефтяной компании, 17%- иностранному партнеру. Внутренняя норма рентабельности инвестора составила 22%. Полученные экономические показатели соответствовали высокой эффективности проекта и явились привлекательными для зарубежного инвестора.