Методические указания (стр. 1 )

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального

образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

по выполнению лабораторной работы

на тему: «Обоснование рационального варианта

разработки месторождения»

по дисциплине «Основы менеджмента»

для студентов специальности 090600

«Разработка нефтяных и газовых месторождений»

очной и заочной форм обучения

Тюмень 2003

Утверждено редакционно – издательским советом

Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Составитель: к. э.н., доцент , ассистент

© Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования

Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2003 г.

1. ЦЕЛЬ РАБОТЫ

Целью лабораторной работы является обоснование рационального варианта разработки месторождения с точки зрения экономической эффективности. В настоящее время экономическая эффективность инвестиционных проектов оценивается на основе методики дисконтирования, предложенной Мировым банком реконструкции и развития.

2. СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Лабораторная работа представляет собой обоснование трех вариантов разработки месторождения, отличающихся сеткой скважин и технологическим режимом.

Исходные данные для расчета представлены в приложениях 1 - 6.

Лабораторная работа выполняется студентом самостоятельно и после окончания предполагает ее защиту в сроки, установленные преподавателем.

Экономическая оценка инвестиционного проекта основывается на расчете следующих параметров:

1.  текущих и капитальных затрат по вариантам за весь период разработки месторождения;

2.  потока денежной наличности и чистой текущей стоимости проекта;

3.  срока окупаемости проекта;

4.  внутренней нормы рентабельности проекта;

5.  коэффициента отдачи капитала

6.  чувствительности проекта к риску.

3. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

3.1. Основные положения

Составление проекта разработки месторождения осуществляется в несколько этапов:

1.описание административного положения месторождения;

2. создание геологической модели разработки;

3. технологическая схема разработки месторождения;

4. обоснование экономической эффективности разработки;

5. экологическая оценка

На первом этапе оценивается географическое положение разрабатываемой площади с учетом специфики региона.

На втором этапе составляется геологическая модель разрабатываемого месторождения, оценивается геологическое и тектоническое строение залежи, выбираются оптимальные формы разработки.

На третьем этапе проекта разработки определяются все технологические параметры разрабатываемой залежи. Предварительно составляется проект пробной эксплуатации. Здесь утверждаются следующие документы:

1.  Технологическая схема на разработку, где определяются такие прогнозные показатели как: объемы добычи, объемы закачки воды в пласт, сетка скважин, подбирается оптимальные режим работы скважин, определяется коэффициент извлечения нефти и прочие технические параметры, а также предлагаются варианты разработки месторождения.

Варианты разработки выбираются с позиции технико – экономических критериев эффективности:

a)  коэффициента извлечения нефти, согласно лицензионных требований;

b)  экономической эффективности.

2. Проект на разработку месторождения, где уточняются основные технологические параметры по качеству и количеству с учетом специфики разрабатываемой залежи.

Одновременно с утверждаемыми документами составляются следующие проекты:

¨  проект на бурение;

¨  проект на обустройство месторождения;

¨  проект на работы по исследованиям в процессе разработки.

На четвертом этапе выполняется экономический анализ вариантов разработки нефтяного или газового месторождения в соответствии с критериями оценки, предусмотренных международными стандартами при оценке инвестиционных проектов.

На пятом этапе проводится экологическая оценка проекта разработки, которая предполагает определение объема выбросов загрязняющих веществ окружающую среду и комплекс необходимых мероприятий природоохранной деятельности в соответствии с лицензионными требованиями по разработке месторождений.

К основным критериям выбора наиболее рационального варианта с точки зрения экономической целесообразности относят:

Ø  максимум потока денежной наличности и чистой текущей стоимости;

Ø  минимальный срок окупаемости инвестиций;

Ø  максимальный коэффициент отдачи капитала;

Ø  максимальная внутренняя норма рентабельности проекта.

Для рекомендуемого варианта проводится анализ чувствительности проекта к риску.

3.2. Методика расчета потока денежной наличности и чистой

текущей стоимости

Поток денежной наличности (ПДН) представляет собой итог денежных поступлений на расчетный счет предприятия и выплат. Положительное значение ПДН отражает избыток наличных средств, а отрицательное – дефицит наличности.

Поток наличности рассчитывается по формуле 1 и 2:

ПДН = В-И-К-Н, (1)

где В – выручка от реализации продукции, руб.,

И – текущие затраты, руб.,

К – капитальные затраты, руб.,

Н – налоги, руб.

ПДН = Пч + А - К, (2)

где Пч – чистая прибыль, руб.,

А – амортизационные отчисления, руб.

Накопленный поток денежной наличности (НПДН) за весь период разработки рассчитывается по формуле 3:

n

НПДН = Σ ПДНt, (3)

t=1

где t – текущий год разработки;

n – период разработки по проекту (в годах);

ПДНt – поток денежной наличности в t – ом году.

Поскольку результаты и затраты осуществляются в различные периоды времени, возникает необходимость их приведения к одному периоду. При экономическом анализе проектов разработки месторождений в качестве расчетного года (tp), к которому осуществляется приведение, принимается первый год разработки месторождения.

Приведение осуществляется при помощи коэффициента дисконтирования (Кд), который рассчитывается по формуле 4:

tp-t

Кд = (1 + Ст. д) ^ , (4)

где Ст. д. - ставка дисконта, коэф.

Дисконтирование потока денежной наличности целесообразно осуществлять с учетом применения следующих методов:

1.  По ставке дисконта – 10%, принятой в мировой практике в условиях стабильной экономики;

2.  По ставке ЦБ РФ, действующей на момент оценки вариантов разработки месторождения;

3.  По уровню доходности компании на вложенный капитал (рентабельность собственного капитала компании или норма реинвестирования), который определяется по формуле 5:

Прt

Ст. д. (Рс. к.) = ––––––– * 100%, (5)

Скt

где Рс. к. – рентабельность собственного капитала компании, %;

Прt – величина прибыли от реализации компании за t-й год, тыс. руб.;

Скt – величина собственного капитала, тыс. руб.

В данной лабораторной работе предлагается воспользоваться ставкой дисконта, отражающей средний уровень доходности нефтяных компаний на вложенный капитал. Рекомендуется учесть среднегодовой уровень рентабельности нефтяных компаний по ХМАО – 15% в год.

Дисконтированный поток денежной наличности в i-ом году рассчитывается по формуле 6:

ДПДНt = ПДНt *Кдt, (6)

где ПДН t – поток денежной наличности в t - ом году, руб.

Чистая текущая стоимость проекта (ЧТС) от ввода в разработку месторождения по рассматриваемому варианту определяется по формуле 7:

n

ЧТСпр = Σ ДПДНt (7)

t =1

3.3. Расчет выручки от реализации нефти и газа

Выручка от реализации продукции определяется по формуле 8:

n

В=Σ (Qреал i * Цi), (8)

i=1

где i – вид продукта;

Qреал i – объем реализации i – го продукта (нефти, газа), тыс. т., млн. м.3 ,

Цi – цена i - го продукта, тыс. руб./т., тыс. руб./ тыс. м.3

Объем реализованной продукции рассчитывается по формуле 9:

Qреал = Qдоб – Qсоб. н. – Qпот., (9)

где Qдоб – валовая добыча углеводородного продукта,

Qсоб. н. – потребление продукта на собственные нужды,

Qпот – потери продукта при подготовке и транспортировке

Объем реализации углеводородного сырья в стоимостном выражении исчисляется по ценам, действующим на момент обоснования экономической эффективности от каждого варианта разработки месторождения. Объем реализации нефти в данной лабораторной работе принимается в размере 98% от отъема добычи нефти.

В настоящее время нефтегазодобывающие предприятия используют три уровня цен для определения стоимостной оценки реализованной продукции.

Механизм ценообразования представлен на рис. 1

Трансфертные цены представляют собой цены, установившиеся между структурными подразделениями (НГДУ, ТПП) и головной компанией, как правило, они являются самыми низкими.

Цены, установленные для реализации продукции на внутреннем рынке, включают в себя цену предприятия, налог на добавленную стоимость и прочие расходы.

Цены, установленные предприятием для реализации продукции на внешнем рынке, включают в себя помимо цены предприятия и НДС, таможенные пошлины, сборы и прочие дополнительные затраты по реализации (комиссионные посредники).

Виды цен на углеводородное сырье

Рис.1

В лабораторной работе для расчета выручки от реализации рекомендуется воспользоваться трансфертной ценой углеводородного продукта, действующей на момент оценки экономической целесообразности вариантов разработки по ТПП в регионах Тюменской области, ХМАО и ЯНАО.

3.4. Расчет текущих затрат

Текущие затраты (И) представляют собой затраты по себестоимости продукции без амортизационных отчислений основных средств. Структура текущих затрат нефтедобывающих предприятий представлена в табл. 1.

Таблица 1

Текущие затраты, тыс. руб.

Статьи затрат	Период разработки	Всего
1	2	3	…..	t
1. Материальные затраты
1.1. Вспомогательные материалы
1.2. Топливо
1.3. Энергия, в т. ч.
- на добычу жидкости
- на закачку воды
- на подготовку и перекачку нефти
1.4. Платежи за пользование недрами
1.5 Налог на добычу полезных ископаемых
2. Фонд заработной платы
3. Единый социальный налог
- пенсионный фонд
- фонд социального страхования
- фонд медицинского страхования
4. Страхование от несчастных случаев
5. Прочие затраты
6. Платежи за ущербы окружающей природной среде, ПДВ
ИТОГО

Стоимостная оценка текущих затрат определяется нормативным методом планирования, где значение показателя по каждой статье затрат определяется по научно - обоснованным технико-экономическим нормам и нормативам, соответствующим тем производственно-техническим условиям, которые будут целенаправленно создаваться в процессе выполнения плана по формуле 10: