Ценообразование в НГК

Печальный опыт обводнения нефтяных месторождений начал копиться практически вместе с началом  нефтедобычи в России. В революционном 1905 году, когда в Бакинском районе, дававшем тогда 95% нефтедобычи страны, шли продолжительные стачки, работы на промыслах были остановлены. Наблюдалось резкое снижение добычи, упавшей на 50% по сравнению с предыдущими двумя годами. Во многих скважинах без эксплуатации был нарушен правильный режим, и в результате часть скважин вместо нефти начали давать только воду, т.е. эти скважины погибли навсегда. Даже к 1913 г. в Бакинском нефтеносном районе не удалось восстановить уровень добычи, который был до 1905 г., хотя количество скважин возросло многократно.

Современные проблемы нефтедобывающей отрасли России  
По данным Министерства природных ресурсов РФ, за период 1991-99 гг. капитальные вложения в ТЭК сократились в три раза, с 1994 г. прирост запасов нефти и газа не компенсирует их добычу. Свыше 70% запасов нефтяных компаний находится на грани рентабельности. Если в 1993 г. доля вовлеченных в разработку запасов нефти с дебитом скважин 25 т/сут. составляла 55%, то через 10 лет к 2003 г. такую долю уже составляли запасы с дебитами скважин до 10 т/сут. А запасы нефти высокопродуктивных месторождений, дающих около 60% добычи, выработаны более чем на 50%. Доля запасов с выработанностью свыше 80% превышает 25%, а доля с обводненностью в 70% составляет свыше трети разрабатываемых запасов.

Рис. 8. Степень выработанности запасов и обводненность продукции [30].

 

За десять лет с 1998 г. по 2008 г. средняя обводненность продукции при добыче нефти в целом по России увеличилась на 5,3%. Значения этого важнейшего показателя по основным добывающим компаниям на 2000 г. представлены в табл. 3. [22, с. 102].

Таблица 3. Объемы добычи жидкости, нефти и обводненность продукции основных нефтяных компаний России за 2008 г.
Компании	Добыча жидкости, тыс. т.	Добыча нефти, тыс. т.	Обводненность, %
НК «Башнефть»	139,4	12,26	91,2
«ЛУКОЙЛ»	217,2	62,18	75,4
«Роснефть»	40,8	13,51	69,5
«Сибнефть»	49,8	17,20	67,2
«СИДАНКО»	92,8	12,95	79,1
«СлавНефть»	96,2	12,27	87,6
«Сургутнефтегаз»	248,3	40,62	84,5
«Тюменская НК»	263,3	28,58	92,4
«Татнефть»	136,6	24,34	82,4
«ЮКОС»	182,9	49,58	75,9
Всего по России	1580,9	323,2	83,1

 

На рис. 9 даны графики изменения годовых объемов добычи нефти и обводненность продукции за период с 1990 г. по 2005 г. Не слишком благоприятная динамика доказывает актуальность проблемы борьбы с обводнением нефтяных месторождений России.

Рис. 9. Динамика добычи годовых объёмов нефти (тыс.т) и обводненности продукции (%) в России (1998-2008) [17, с. 31].

В табл. 4 [17, с. 100].представлены данные по фондам эксплуатационных скважин основных нефтедобывающих компаний России на 01.01.2006. Видно, что почти 20% скважин эксплуатационного фонда основных нефтедобывающих компаний России составляет бездействующий фонд.

 

Таблица 4. Использование фонда эксплуатационных скважин основных нефтяных компаний России на 01.01.2006 г.
Компании	Эксплуатац. фонд, шт.	Действ. фонд, шт.	Бездейств. фонд, шт.	%
«ЛУКОЙЛ»	26619	22151	4468	16,8
«ЮКОС»	8205	5836	2369	28,5
«Сибнефть»	4602	3904	698	15,8
«Сургутнефтегаз»	16693	15144	1549	9,3
«ТНК-ВР»	26199	16292	9907	37,8
«Татнефть»	21460	17888	3572	16,6
«Роснефть»	17210	14472	2738	15,9
«СлавНефть»	4020	3346	674	16,8
«РуссНефть»	4466	3274	1192	26,7
Всего по России	147784	118586	29198	19,9

 

3. Межремонтный период

 

При эксплуатации нефтяной или газовой скважины возникают  те или иные неполадки, как с самими скважинами, так и с их подземным  оборудованием.

Каждую действующую  скважину приходится останавливать для плавного – предупредительного или текущего ремонта. Простои их (перерывы в эксплуатации) всегда связаны либо с ремонтом подземного оборудования, либо с ремонтом самих скважин (их забоев, эксплуатационных колонн), а также с рядом других причин, как-то: ремонтом или наземного оборудования,  прекращения подачи электроэнергии, сжатого газа или воздуха и т.д. Продолжительность простоя скважин учитывается коэффициентом эксплуатации – отношением времени их эксплуатации к общему календарному времени за год, квартал, месяц.

В промысловой практике фактическое число отработанных месяцев (дней, часов) данной скважины называют скважиной – месяцами эксплуатации, а календарное время – скважиной - месяцами числившимися.

 Коэффициент эксплуатации  скважин колеблется в пределах 0,95 – 0,98.

Подземным ремонтом скважин  называется  комплекс работ, включающий ремонт подземного оборудования, частичную  или полную замену его, очистку забоя  скважины и подземных труб от песка, парафина и других отложений, а так  же осуществление геолого–технических  мероприятий.

Различают два основных вида подземного ремонта скважин: текущий  и капитальный. Однако в промысловой  практике под термином «подземный ремонт скважин» подразумевается только текущий  ремонт.

К капитальному ремонту относятся более сложные работы в скважинах, связанные с ликвидацией аварий с подземным оборудованием, с изоляцией посторонних вод, с возвратом на другой продуктивный горизонт, зарезкой бурением второго ствола и т.п.

К текущему подземному ремонту  относятся планово – предупредительный «профилактический» и внеплановый ремонт.

Планово – предупредительным  ремонтом нефтяных и газовых скважин  называют мероприятия, осуществляемые по заранее составленному графику, предусматривающему проверку, ремонт, частичную или полную замену подземного оборудования, а так же очистку забоя труб.

Как следует из самого названия, планово – предупредительный  ремонт должен проводиться еще до того, как скважина снизит дебет  или прекратит подачу нефти.

Внеплановым ремонтом называется комплекс мероприятий по устранению различных неполадок в работе подземного оборудования, происшедших в течение межремонтного периода, например таких, как: ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг, смена клапанов глубинного насоса, устранения течи труб и т.д.

Под межремонтным периодом работы скважины подразумевается период фактической ее эксплуатации между  двумя последовательно проводимыми  текущими подземными ремонтами.  

Межремонтный период работы скважины определяется делением числа скважино-дней, отработанных в квартале, на число текущих подземных ремонтов за то же время в данной скважине.

Различают плановый и  фактический межремонтный период.

Плановый межремонтный период каждой скважины проектируется, исходя из запланированного числа    планово-предупредительный ремонтов, с учетом средней продолжительности (в часах) каждого вида ремонта.

Фактически межремонтный период исчисляется, исходя из фактических  планово-предупредительных и внеплановых  ремонтов данной скважины.

Работники РИТСов, цехов по подземному и капитальному ремонтам скважин систематически разрабатывают и осуществляют мероприятия, способствующие максимальному удлинению межремонтного периода работы скважин и повышению коэффициента их эксплуатации, обеспечению работы на установленном технологическом режиме, качественному ремонту скважин и росту добычи нефти, при наименьших затратах.

При этом основной задачей  является непрерывное совершенствование  и рационализация подземного ремонта  скважин, автоматизация и механизация  всех трудоемких процессов.

Технологический процесс  подземного ремонта скважин можно  разбить на три последовательных этапа:

А) подготовительные работы;

Б) спуско-подъемные операции;

В) заключительные работы.

Различают следующие  работы текущего подземного ремонта  нефтяных скважин:

1. смена насоса и его деталей.
2. ликвидация обрыва или отвинчивание насосных штанг
3. промывка насоса
4. смена насосно-компрессорных труб и штанг (в том числе ликвидация утечек в подъемных трубах)
5. изменения погружения в жидкость колонны подъемных труб
6. чистка или промывка скважины для удаления песчаной пробки
7. очистка подъемных труб от парафина и других отложений
8. проверка пусковых приспособлений
9. спуск или подъем погружных электронасосов (ЭЦН); ремонт скважин, эксплуатирующихся ЭЦН
10. спуск или замена пакера
11. обработка призабойной зоны скважины и другие геолого-технические мероприятия, связанные с подъемом и спуском подземного оборудования и направленные на улучшение технологического режима эксплуатации, по увеличению дебита скважин и т.д [7, с. 180].

Указанные работы по подземному ремонту скважин осуществляются либо раздельно согласно специальным графикам и техническим наряд-заданиям, либо одновременно несколько видов ремонта за один цикл.

Так, если на забое обнаружена песчаная пробка то при смене насоса до пуска нового, необходимо промыть скважину для удаления пробки. Одновременно возможно изменить глубину погружения насоса, проверить и очистить защитные приспособления, проверить герметичность труб и т.д.

Если при ремонте  компрессорной скважины установлено, что трубы второго разряда оказались засолоненными, их следует заменить. При наличии на забое песчаной пробки, необходимо очистить скважину или промыть ее для удаления пробки. В результате может оказаться, что уровень жидкости в скважине ниже предполагаемого. Следовательно, необходимо изменить глубину погружения колонны подъемных труб. Таким образом, осуществляется несколько видов ремонта, а именно: подъем труб второго ряда; замена части труб; промывка скважины для ликвидации песчаной пробки; изменения погружения подъемных труб.

 

 

 

 

4. Налоговая составляющая в цене продукции

 

 

Современное промышленное предприятие выплачивает в общей  сложности около 30 налогов и сборов. При этом совокупности платежей, взимаемых  с хозяйствующих субъектов разных отраслей, существенно различаются. Эти различия влияют на конечные результаты деятельности предприятий, т.е. неодинакова степень воздействия налоговой системы на хозяйствующий субъект.

Дискуссия о снижении ставки НДС не утихает уже несколько  лет. Профицит бюджета сегодня столь значителен (в 2006 г. — 7,4% ВВП, в 2007 г. — 5,5% ВВП), что даже существенные потери доходов при снижении ставки НДС могут показаться вполне приемлемыми. Доходы бюджета от НДС в 2007 г. — 6,86% ВВП, что составляет около 30% всей доходной части. По расчетам ИЭПП, потери бюджета от снижения ставки НДС до 15% (с одновременной ликвидацией пониженной ставки в 10%) составят около 0,8% ВВП, а при снижении ставки до 13% — 1,5% ВВП [31]..

Прогноз мировых цен на нефть министерства энергетики США, разработанный в 2007 г., предполагает возможность колебания цен в диапазоне от $34 до $89 за баррель в период до 2020 г. Такой разброс демонстрирует полную неспособность прогнозировать конъюнктуру сырьевых рынков на сколько-нибудь отдаленную перспективу. А потому бюджетное планирование должно носить сценарный характер и предусматривать долгосрочную сбалансированность бюджетной системы, в том числе и при неблагоприятной внешнеэкономической конъюнктуре.