УДК 622.276.1/.4.003
© В.Д.Лысенко, 1998
В.Д.Лысенко (РИТЭК)
Экономические проблемы проектирования рациональной разработки нефтяной залежи
V.D.Lisenko (RITEC)
Economic problems of oil pool rational development planning
Determined are net discounted profit and, also, discounted cumulative economic effect under standard taxation and under production sharing agreement for real conditions of low-productivity oil pools. Conclusion is made, that conversion from standard taxation to production sharing agreement between the State and contractor enables to put on commercially viable development oil bearing formations with decreased, low and super-low productivity.
1966 г., в так называемой «косыгинской
оттепели», в период серьезного внимания к фундаментальным проблемам развития экономики, нами был предложен и практически сразу применен новый критерий рациональности разработки нефтяной залежи. Если раньше рациональный вариант определялся минимумом экономических затрат, то нами было предложено использовать максимум экономического эффекта. В нефтедобывающей отрасли, наиболее передовой и обеспечивающей экономическую жизнеспособность страны, это было вполне возможно. По предложенному критерию рациональной считалась такая система разработки залежи или такая сетка размещения скважин, которая обеспечивала достижение максимальной народнохозяйственной экономической эффективности Э ^ max в виде накопленной дисконтированной чистой прибыли для всего народного хозяйства страны. В дальнейшем эта идея была воспринята и расчет стал стандартным при проектировании разработки нефтяных залежей и сравнении различных вариантов разработки.
Хотелось бы отметить два сопутствующих момента.
Первый момент касается того, что послужило основанием для предложения такого критерия рациональности. В то время мы проектировали разработку нефтяной залежи бобриковского горизонта Бавлинского месторождения. Здесь основным был высокопродуктив-
ный девонский горизонт. По сравнению с девонским бобриковский горизонт имел характеристики в 20-30 раз хуже. По тем представлениям на значительно худшем бобриковском горизонте сетка размещения скважин должна быть значительно реже, но бобриковский горизонт был более неоднородным, прерывистым и сложным. Применение более редкой сетки при большой изменчивости и невысокой производительности бобриковского горизонта означало бы потерю большой доли запасов нефти. Протест против принятого порядка проектирования и оптимизации по условию минимума затрат выразился в предложении новых методике проектирования и оптимизации по условию максимума эффекта.
Второй момент — это критерий рациональности, который был дан в завершенном виде одной формулой, а не в виде последовательности расчета и поиска рационального варианта. При создании критерия рациональности использовались ранее полученные нами фундаментальные результаты: прямая пропорциональная зависимость между общим дебитом и общим числом скважин, между текущим дебитом нефти и текущими извлекаемыми запасами нефти при фиксированных условиях разработки нефтяных пластов, полное решение прямой задачи проектирования разработки нефтяной залежи при заводнении (в виде уравнений разработки залежи: добычи нефти, добычи жидкости, числа работающих скважин; а также формул: нефте-
отдачи пластов, капитальных вложений и текущих экономических затрат). Было учтено также дисконтирование полученных экономических эффектов и экономических затрат в последующие годы.
То, что применялось прежде в условиях социализма, оказывается, вполне применимо в настоящее время в условиях рыночной экономики. Конечно, появилось серьезное отличие. Теперь народнохозяйственный экономический эффект надо делить на две части: 1) все виды налогов на реализацию (продажу) добытой нефти, поступающие государству; 2) это экономический эффект, остающийся после изъятия указанных налогов и получаемый инвестором — неф-тепроизводителем. Если прежде предельные затраты на добычу 1 т нефти были равны цене 1 т нефти на мировом рынке минус затраты на подготовку и транспортировку этой нефти на мировой рынок, то теперь дополнительно надо вычесть все налоги на реализацию данной нефти. Таким образом, продажная цена 1 т нефти для инвестора, которая учитывается при проектировании разработки нефтяной залежи, при оптимизации процесса резко снижается.
Раньше, при социализме, инвестором было само государство; при рыночной экономике государство — отдельно, инвестор — отдельно, поскольку у них разные цели. Государство стремится к увеличению поступления налогов, но, поскольку основные налоги идут от реализации, а не от прибыли, государство не связано с оптимизацией производст-
ва. Инвестор напрямую связан с оптимизацией производства, причем оптимизация не может быть во вред ему, она должна обеспечивать инвестору максимально возможный экономический эффект И ^ max.
Резкое снижение цены 1 т нефти для инвестора уменьшает предельную максимальную допустимую обводненность отбираемой жидкости по добывающим скважинам, общее число проектных скважин, увеличивает среднее время отбора извлекаемых запасов нефти, одновременно существенно снижает нефтеотдачу пластов и извлекаемые запасы нефти.
При стандартном налогообложении и обычной стандартной технологии извлечения запасов нефти разработка нефтяных пластов пониженной, низкой и ультранизкой производительности оказывается инвесторам экономически нерентабельной. При этом большие потенциальные возможности инновационных систем и технологий в значительной мере расходуются на компенсацию экономической нерентабельности, т.е. на возмещение потенциальных убытков, не принося инвесторам никакой прибыли. Можно отметить, что по залежам с пониженной природной продуктивностью чрезмерные налоги стандартного налогообложения приводят к уменьшению и прекращению добычи нефти, отказу от организации добычи нефти, а в итоге — уменьшению налоговых поступлений.
Как выход из тупиковой ситуации по пластам пониженной производительности стали применять соглашение о разделе продукции между государством и инвестором, которое позволяет по договоренности сторон изменять доли чистой прибыли для государства и инвестора.
На рассматриваемую очень важную проблему интересно взглянуть с единой точки зрения через формулы интегральных экономических эффектов инвестора и государства и через примеры расчетов для реальных условий малопроизводительных нефтяных пластов.
Стандартное налогообложение.
При разработке нефтяной залежи инвестор получает дисконтированную чистую прибыль
и = (1-0,35)-
Э — прибыль (в данном случае дисконтированная прибыль) до оплаты государству налога на прибыль. Эта прибыль определяется по формуле
э2 = (см-Вгрн-КСм)-^-31,(2)
2 + Л
где
32 =[з'т +0,02-3*
"о
2-is
о1"
+ 3Т
1
% ""о
К,
+ -Зл)'п0;
1
<7о '"о
0б-*2- КЗ
а-5 +■-
"О
(1)
где 0,35 — отдаваемый государству налог на прибыль, доли от самой прибыли;
млн.руб.; Рб — балансовые геологические запасы нефти рассматриваемой залежи, млн.т; 5 — площадь нефтяной залежи, км2; а — коэффициент потери запасов нефти из-за редкой сетки скважин, 1/км2; при этом коэффициент сетки (коэффициент охвата воздействием запасов нефти при данной сетке скважин),
-а—
К,-
-а— р
s "о el-а-—
"о
, К2 — коэффи-
дсм = (см~Зтрн)ч+Л2 + |(см-ЗТРН) -- (См-ЗгРн)Ч+<*2 |-(<гз+<*4+<ф
См — цена 1 т нефти на мировом или региональном рынке, руб.; —трн — затраты на доставку на рынок 1 т нефти, руб.; ДСм — налоги на реализацию 1 т нефти, руб./т; ¿1 — налог на добавленную стоимость, доли; ¿2 — акциз, руб.; ¿з — плата за недра (роялти), доли; — отчисления в фонд восстановления минерально-сырьевой базы (ВМСБ), доли; ¿5 — плата за пользование автодорогами,
доли; 901 — амплитудный (начальный максимальный) дебит нефти одной проектной скважины, млн.т/год; Пр — проектное число всех добывающих и нагнетательных скважин; X — годовая плата за кредит, доли кредита — гарантированный годовой темп роста капитала (коэффициент дисконтирования экономических эффектов и экономических затрат, производимых в последующие годы); 3^ — приведенные к началу разработки нефтяной залежи (к моменту осуществления капитальных вложений) суммарные текущие и капитальные вложения, млн.руб.; 3*р — текущие затраты на одну работающую скважину, млн.руб./год; 0,02 — годовой налог на имущество, доли стоимости имущества; 3**р — текущие затраты на 1 т отбора жидкости, руб./т; З^1 — капитальные вложения на одну скважину проектной сетки, млн.руб.; Зд1 — вносимые в банк затраты на будущую ликвидацию одной проектной скважины,
циент вытеснения нефти, определяемый в лабораторных условиях на образцах породы нефтяных пластов, доли; К3 — коэффициент использования подвижных запасов нефти, доли; Т, — средняя долговечность скважин, годы; F 2 — относительный отбор жидкости, доли подвижных запасов нефти в массовых единицах.
2. При разработке нефтяной залежи государство получает дисконтированный суммарный экономический эффект
Г = АС:
м
.<?о'"о
+ 0,35-3 +
Z + X
(0,2+0,4)-3i,OT+0.02-4
"о
,(3)
2-F,
z + k
где 31фОТ — годовой фонд оплаты труда в расчете на одну работающую скважину, млн.руб.; 0,4 — начисления на фонд оплаты труда, доли этого фонда; 0,2 — налог с физических лиц, доли фонда оплаты труда.
Соглашение о разделе продукции.
Введем новые обозначения: (1-Д) — доля инвестора, Д — доля государства. При разработке нефтяной залежи инвестор получает дисконтированную чистую прибыль
Я = (1-0,35)-Э-(1-д). (4)
Налоги на реализацию 1 т нефти дсМ=(сМ--Згря)^З. (5)
Формула для определения параметра z остается прежняя, поскольку данный параметр не связан с налогами.
Приведенные суммарные экономические затраты теперь без налога на имущество рассчитываются по уравнению
26 9/1998
Таблица 1
параметр
По г э, и, Г, И/3,
млн.руб. млн.руб. млн.руб. млн.руб.
50 0,0390 243,28 121,68 79,09 235,44 5,13 0,324
100 0,0556 483,88 187,00 121,55 423,55 7,19 0,251
150 0,0723 725,82 280,50 182,33 635,33 8,30 0,251
200 0,0890 957,69 196,67 127,84 696,79 8,99 0,133
250 0,1057 1191,22 157,49 102,37 795,33 9,46 0,086
300 0,1224 1422,68 96,52 62,
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.