Особенности применения затратного подхода при массовой оценке нефтяных скважин

Under:

В то же время следует отметить, что скважины, как и многие объекты обустройства месторождений, являются достаточно специфическими объектами и интерпретация классических оценочных подходов и методов по отношению к ним требует определенных знаний в области геологии и технологии добычи. К сожалению, как показала практика экспертизы отчетов, основной массе оценщиков пока не удается проводить расчеты стоимости скважин, которые были бы достаточно убедительными для заказчика. Особенно это касается затратного подхода.

Рынка объектов обустройства месторождений, в отличие от рынка акций нефтяных компаний, как такового не существует. Эти объекты расположены на лицензионных участках или на участках нераспределенного фонда, а недра находятся в собственности государства. Это делает бессмысленным свободный оборот средств производства, неразрывно связанных с ними и предназначенных исключительно для их разработки. По сути, определяемая стоимость всегда является стоимостью в пользовании либо инвестиционной стоимостью. Отказ от сравнительного подхода в такой ситуации, как правило, является вполне естественным и обоснованным.

Качество результатов, получаемых в рамках доходного подхода при оценке бизнеса, хотя и требует от оценщика определенных знаний отраслевой специфики, но все же основано на хорошо знакомых ему экономических принципах и в большей степени зависит от качества производственных планов и финансовой аналитики, предоставленных самим недропользователем.

Случаи, когда требуется оценка отдельных скважин, не так распространены, но и они имеют место: это может быть продажа скважин, пробуренных на лицензионном участке, ситуация смены недропользователя, случаи продажи и аренды скважин соседним предприятием в районах границ лицензионных участков и т. д. Применение доходного подхода при оценке отдельных скважин и других объектов обустройства месторождений — крайне сложная задача, поскольку оценка любой единицы оборудования в составе производственного комплекса требует выделения части доходов, приходящихся на эту единицу. Практика использования доходного подхода в таких ситуациях существует, но, пожалуй, это тема для отдельной статьи. Здесь же стоит отметить, что в ряде случаев отказ от доходного подхода все же можно понять и принять.

Рассмотрим, как складывается ситуация с применением затратного подхода при оценке скважин в настоящее время:

  • -  при оценке бизнеса оценка затратным подходом получается сделанной «для галочки», этим результатам можно присваивать только минимальный или нулевой вес; это во многом обусловлено крайней неубедительностью расчетов стоимости замещения при массовой оценке скважин — основного актива в нефтедобыче;
  • - при оценке скважин как отдельных объектов затратный подход в ряде случаев является единственно возможным. Здесь и вовсе нечем спасти положение — качество выполнения расчетов с применением затратного подхода в полной мере сказывается на результатах оценки.

В данной статье делается попытка обобщить и методически оформить накопленный опыт в области применения затратного подхода при оценке фонда скважин нефтяной компании.

Восстановительная стоимость скважин

Обычно для расчета восстановительной стоимости скважин применяют следующие методы:

  • - метод индексации затрат, он может быть применен, если скважина построена относительно недавно;
  • -  метод удельных затрат на единицу, где в качестве единицы используется погонный метр глубины скважины.

Каких-либо официально изданных общепризнанных нормативов стоимости погонного метра скважины не существует, однако этот показатель можно рассчитать на основе статистической обработки данных о фактических затратах на строительство скважин. Сумму затрат по каждой скважине рассчитывают путем сложения проиндексированных на дату оценки затрат по периодам строительства, данные о которых должны быть учтены в капитальных вложениях предприятия. Удельные затраты рассчитывают по каждой скважине путем деления суммарных затрат на ее строительство на глубину скважины. Следует отметить, что при этом в стоимости скважин учитываются не только затраты на бурение, но

и дополнительные затраты, такие как проектно-изыскательские работы, обустройство, вышкомонтажные работы и пр. Погрешности, связанные при первичном учете с отнесением некоторых общих для группы скважин (куста) затрат на одну скважину^учитываются при усреднении показателя удельных затрат по группе. При подборе групп скважин-аналогов для расчета удельных стоимостных показателей необходимо учитывать следующие особенности и ценообразующие факторы:

1)  тип скважины: вертикальная, наклонно-направленная, горизонтальная. Как правило, вертикальные и наклонно-направленные скважины мало отличаются по удельной стоимости, так как их бурение осуществляется на базе одной технологии. Горизонтальные скважины имеют намного большую производительность, но их стоимость в 5 - 7 раз выше;

2) местоположение. О необходимости учета региональных различий в стоимостях, вызываемых различными природно-климатическими условиями и степенью освоенности регионов, оценщикам хорошо известно. К этому, пожалуй, стоит добавить, что значительная часть российских нефтяных провинций расположена в труднодоступных слабо освоенных районах. Первые разведочные скважины приходится бурить в районах с полным отсутствием какой-либо инфраструктуры, дорог. Все это способно увеличить стоимость строительства скважины в несколько раз. Кроме того, на конструкцию скважины, а следовательно, и ее стоимость, влияют характеристики пород, в которых осуществляется бурение;

3) глубина скважины. Стоимость метра проходки скважин, пробуренных при прочих схожих условиях, непостоянна и увеличивается с увеличением глубины скважины. При массовой оценке глубину скважины можно учесть в расчетах, разбив скважины на группы по признаку их глубины, например: от 1 до 2 км, от 2 до 3 км, от 3 до 4 км и т. п. с применением для расчетов усредненной стоимости метра проходки для каждой из этих групп. На рис. 1 в качестве примера приведена зависимость стоимости строительства скважин от глубины по данным одного из предприятий, осуществляющих разработку месторождений в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции;

Таблица 1. Типы скважин нефтяного промысла в разбивке по назначению

Назначение

Краткий комментарий

Поисково-оценочные,

разведочные

1. Поисково-оценочные — для обнаружения новых месторождений.

2. Разведочные — для уточнения запасов и получения данных для составления технологической схемы разработки месторождения.

Поисковые и разведочные скважины значительно (в 1,5-4 раза в зависимости от региона) дороже эксплуатационных в связи с необходимостью дорогостоящих дополнительных работ при бурении (каротажные работы, отборы керна), а также в связи с тем, что они строятся, как правило, на неосвоенных участках. Однако полезность скважины в данном назначении проявляется только на этапе проведения геологоразведочных работ, далее эти избыточные затраты переходят в актив, именуемый геологической информацией. По результатам опробования скважина может быть либо включена в проекте разработки в состав эксплуатационного фонда (тогда ее восстановительная стоимость становится равна таковой для добычной скважины), либо предназначена под ликвидацию (в этом случае стоимость становится равна нулю)

Эксплуатационная

Скважина основного назначения — для добычи углеводородов

Нагнетательные

Необходимы для поддержания пластового давления путем закачки воды в пласт. По достижении определенного этапа разработки это становится необходимым для дальнейшего извлечения нефти. Часто в нагнетательный фонд переводятся добычные скважины. Однако если нагнетательная скважина бурится специально, ее стоимость будет несколько меньше, чем добычной. Иногда используются также так называемые поглощающие скважины, служащие только для утилизации излишков воды

Вспомогательного назначения

Пьезометрические, наблюдательные. Служат для мониторинга пластового давления, состояния подземных вод. Поскольку эти параметры постоянно меняются во время разработки месторождения, их отслеживание необходимо для определения оптимальных режимов эксплуатации. Как правило, во вспомогательный фонд переводятся добывающие скважины, дальнейшая эксплуатация которых нерентабельна в связи с высокой обводненностью или по другим причинам

4) назначение скважины. Типы скважин по назначению с краткими пояснениями перечислены в табл. 1.

Расчет износа скважин

Первое, с чем приходится столкнуться при попытке систематизации и интерпретации классических оценочных подходов применительно к скважинам, — это необходимость некоторого их переосмысления, связанного с наличием специфических особенностей объекта оценки, делающих его непохожим на другие объекты недвижимости производственного назначения. Чтобы нагляднее проследить, где начинаются эти различия, попробуем рассуждать от общего к частному.

При всем своем многообразии, проявляющемся в процессе углубленного анализа, в самом первом приближении основные группы факторов обесценения скважины можно определить следующим образом;

  • 1) степень выполнения своей основной функции;
  • 2) степень ухудшения характеристик работы со временем;
  • 3} факторы, являющиеся внешними как для самой скважины, так и для участка недр, из которого происходит добыча;
  • 4) возможность появления более эффективных модификаций скважин и технологий, способных при том же функциональном назначении заменить оцениваемые объекты.

Для традиционной недвижимости первый фактор обычно понимают как накопленный физический износ, определяемый соотношением фактического (эффективного) и нормативного сроков жизни.

Второй фактор может выражать как неустранимый, так и устранимый физический износ, определяемый по степени изменения выбранных индикативных параметров, характеризующих оцениваемый объект.

Третий фактор традиционен для внешнего износа, выделяемого с учетом вышеупомянутых допущений. В этой статье я не буду специально останавливаться на этом виде износа. Факторы, его вызывающие, в наименьшей степени связаны с технологической спецификой нефтедобычи, влияние которой на методику оценки является основным объектом изучения в данной статье.

Четвертый фактор, определяющий функциональный износ, приведен скорее из теоретических соображений для полноты картины: хотя технологии, применяемые в добыче, непрерывно совершенствуются, конструкция основного элемента — скважины — остается практически неизменной. Говоря несколько упрощенно, это отверстие, пробуренное в земной коре, в которое опущена металлическая труба, именуемая эксплуатационной колонной. Пространство между наружной частью трубы и стенками отверстия зацементировано. Конечно, в ряде случаев существует теоретическая возможность строительства вместо нескольких вертикальных или наклонных одной горизонтальной скважины, но степень неопределенности и непредсказуемости результата не позволяет однозначно говорить о функциональном обесценении в таких случаях. Фактор обесценения по функциональному признаку все же существует, но не в традиционном вышеизложенном понимании функционального износа: в процессе работы скважина может быть переведена в фонд вспомогательного назначения. В таких случаях может оказаться более удобным трактовать это не как изменение восстановительной стоимости, а как появление признака обесценения. Кроме того, как признак функционального износа может быть трактовано и упомянутое выше ухудшение характеристик работы со временем.

Теперь попробуем рассмотреть каждую группу факторов обесценения в отдельности.

Срок экономической жизни скважины и степень  выработанности  запасов.  </span>Главная  цель строительства скважин — извлечение нефти. Экономическая жизнь вне этой возможности не имеет смысла, а сама эта возможность может быть ограничена одним из двух сроков: сроком, за который возможно добыть все доступные к извлечению запасы, либо сроком их собственной физической жизни в зависимости от того, какой из сроков окажется меньше.  Для  наглядности типичный профиль кривой динамики отбора запасов месторождения (частное от деления накопленной добычи на значение начальных извлекаемых запасов) и  варианты  графиков традиционной  линейной динамики расчетного износа при разных сроках жизни приведены на рис. 2. Как видно из графика, при сроке физической жизни скважины большем либо равном сроку извлечения доступных запасов износ, определяемый как степень извлечения запасов, превышает износ по линейной зависимости на всем протяжении срока жизни. Такая интерпретация износа представляется более правильной. Если же срок физической жизни все же меньше срока извлечения запасов, то при небольшой разнице между этими сроками погрешность в расчете будет минимальной. Так, даже при разнице в сроках в 1,5 раза, как видно из рисунка, максимальная погрешность может не превышать 10 %. Кроме того, совершенно очевидно, что одновременное применение износа, рассчитанного по степени извлечения и по сроку жизни, практикуемое некоторыми оценщиками, приведет к значительному завышению степени обесценения по признаку степени выполнения основной функции. Как правило, при проектировании разработки месторождения как раз и предусматривается, что срок службы скважин будет достаточным для извлечения всех доступных запасов. Этот факт дополнительно свидетельствует в пользу того, что износ по сроку жизни в случае скважин следует применять с большой осторожностью и лишь в индивидуальных случаях, если становится ясно, что срока физической жизни скважины будет явно недостаточно для извлечения находящихся в зоне доступности запасов, например, вследствие высоких темпов коррозии колонны при наличии химически агрессивных примесей в добываемой жидкости.</p>

- -Износ; при сроке жизни большем либо равном сроку извлечения запасов

... .Износ при сроке жизни меньшем срока извлечения запасов

Темпы отбора запасов

Рис. 2. Варианты интерпритации износа скважины по сроку экономической жизни и<span style="font-family: "Calibri","sans-serif""> по степени отбора запасов</p>

Итак, данную составляющую обесценения можно назвать износом по признаку истощения запасов и рассчитывать по формуле

Иист=1-Зост. извлнач. извл.

  • Иист — износ, вызванный истощением запасов месторождения;
  • Зост. извл— остаточные извлекаемые запасы место-рождения, могут быть рассчитаны как начальные извлекаемые запасы за вычетом накопленной добычи;
  • Знач. извл — начальные извлекаемые запасы месторождения.

Конечно, даже при массовой оценке наиболее точным был бы расчет с разбиением по скважинам, но при отсутствии данных по начальным и остаточным извлекаемым запасам в такой детализации возможно применение единых значений в разбивке по месторождениям.

Неустранимый износ, обусловленный увеличением себестоимости добычи. Как уже было отмечено выше, в процессе извлечения запасов нефти и попутного газа гидродинамическая обстановка в разрабатываемых пластах значительно меняется, Подробное описание характера происходящих процессов ввиду сложности и объемности невозможно уместить в рамки настоящей статьи, его можно найти в многочисленной специальной литературе, посвященной геологии и разработке нефтегазовых месторождений.

Здесь же следует отметить, что содержание воды в добываемой скважинной жидкости2 (обводненность) вкупе с производительностью, т. е. количеством добываемой в единицу времени нефти (дебитом) скважины, являются параметрами, наиболее сильно влияющими на себестоимость добытой нефти. С одной стороны, статистический анализ показывает наибольшую значимость этих параметров в уравнениях регрессии, намного превышающую значимость остальных (таких как количество капитальных и текущих ремонтов скважин на единицу, соотношение добычи по способам (ШГН, ЭЦН\ фонтан, газлифт), коэффициент эксплуатации скважин и т. д. К тому же многие параметры, такие как доля ШГН, в свою очередь, связаны с обводненностью и являются коллинеарными с ней.

Увеличение себестоимости нефти при увеличении содержания воды в скважинной жидкости обусловлено следующими факторами:</span>

  • -  увеличением энергозатрат на тонну добываемой нефти, связанным с необходимостью механического перемещения большего количества балластной жидкости;
  • - увеличением затрат, связанных с отделением нефти и утилизацией больших объемов воды;
  • -  увеличением количества необходимого оборудования и сооружений (нагнетательные и водозаборные скважины, системы предварительного сброса воды, водоводы и т. д.), и соответственно, затрат на его содержание и эксплуатацию.

Возможные варианты графиков зависимости средней обводненности от времени для различных моделей разработки месторождения приведены на рис. 3, большинство же режимов лежит в диапазоне между кривыми 2 и 4. Как видно из рисунка, половина и более времени разработки месторождения приходится на фазу высокой, более 70 %, обводненности добываемой жидкости.

Одной из главных задач в процессе разработки является оптимизация темпа отбора или дебита скважин по жидкости, поскольку от правильности выбора этого параметра зависит в конечном счете коэффициент извлечения нефти (КИН), т. е. та доля от геологических запасов содержащейся в пластах нефти, которая может быть добыта. Для увеличения КИН, как правило, нужно уменьшать скорость отбора, однако при этом уменьшается производительность по нефти и увеличивается ее себестоимость. Увеличение обводненности происходит одновременно с увеличением дебита по жидкости, являясь как бы неизбежной «платой» за поддержание уровня добычи нефти.

Следует также отметить, что, подчиняясь общей тенденции, обводненность по отдельным скважинам, тем не менее, может значительно различаться. В ряде случаев она может быть уменьшена проведением различных геолого-технических мероприятий (ГТМ). Эта составляющая может быть интерпретирована как устранимый износ и будет описана отдельно. В других случаях на отдельных скважинах может происходить резкое увеличение обводненности или падение дебита, которые, оказывается, невозможно устранить, и эксплуатация скважины в результате оказывается нецелесообразной. Способ учета подобных обстоятельств при оценке также будет рассмотрен ниже.

Здесь же речь идет об общем усредненном уровне обводненности, который уже не может быть уменьшен экономически оправданными мероприятиями, а потому определяемый им износ рассматривается как неустранимый, а начислен может быть по группе скважин, для которых имеются данные о себестоимости добычи.

На практике учет составляющей износа, определяемой увеличением себестоимости (здесь и далее под себестоимостью понимается удельная, на тонну, производственная себестоимость нефти), может быть осуществлен следующим образом.

Если предприятие разрабатывает одновременно несколько месторождений, необходимо получить данные о себестоимости в разбивке по месторождениям или залежам. Степень износа может быть рассчитана в этой же разбивке путем задания экспертным путем граничных точек, при которых износ будет равен соответственно 0 и 100 % . При этом выражение для расчета неустранимого износа за счет увеличения себестоимости примет вид

НИсебест(i)=(C(i)-C0)/(Cmax-C0)

где

  • НИсебест(i) — неустранимый износ, вызванный увеличением себестоимости на iместорождении (залежи);
  • C0 — значение себестоимости, при которой обесценение по данному признаку принимается равным нулю. Значение этой точки может быть принято в зависимости от конкретной ситуации: например, если средний уровень себестоимости на предприятии характерен для региона в целом, может быть принято значение этого уровня. Если оцениваемый фонд скважин находится в завершающей стадии разработки (падающей добычи), за С0 может быть принято проиндексированное значение себестоимости, имевшее место на этом же фонде в период максимальной добычи;
  • Cmax — значение себестоимости, при которой предприятие перестает получать прибыль. Это значение может быть получено, например, путем вычитания из внутренней среднерыночной цены нефти стоимости доставки до потребителя. Если предприятие ориентировано на экспорт, следует использовать экспортную цену, очищенную от таможенной пошлины, за вычетом также соответствующих транспортных расходов (т. е. эффективную цену экспорта).

Несколько более сложной является ситуация, когда требуется оценка части фонда или отдельных скважин, где не выделены данные о себестоимости. В этом случае можно сначала попытаться получить модель себестоимости в зависимости от ключевых параметров на основе доступных данных. Так, на практике, неплохую достоверность демонстрировала модель зависимости себестоимости на месторождении (Св) от комплексного параметра:

Сн=F(XQж,Qн)

Параметр XQж,Qн рассчитывался как

XQж,Qн=(1-Qж/Qн)n/ Qжm

где

Qн — средний дебит скважин по нефти;

  • Qж — средний дебит скважин по жидкости;
  • 1-Qж/Qн — обводненность скважинной жидкости;
  • m и n — эмпирически подобранные константы, удовлетворяющие следующим граничным условиям: 1 ≤ n≤ 5; 1 ≤ n 5. Подбор этих констант определяется как значением достоверности получаемой модели R2, так и характером получаемого распределения точек по оси X. Для различных предприятий наибольшая достоверность модели достигалась при разных значениях этих констант в пределах вышеприведенных граничных условий.

Получаемые зависимости с наибольшей достоверностью описывались линейными или полиномиальными уравнениями.

Пример модели, построенной на основе данных о себестоимостив разбивке по месторождениям для одного из предприятий, работающих в Тима-но-Печорской нефтегазоносной провинции, показан на рис. 4.

Дебит по жидкости и обводненность, как уже упоминалось выше, безусловно, связаны между собой. Однако в задачу оценщика, конечно, не может входить нахождение оптимальных режимов разработки. Безусловным допущением, которое оценщик вынужден сделать в такой модели, является предположение о том, что разработчиками уже принят некий оптимальный режим разработки, определяющий наилучшее в данной геологической ситуации соотношение производительности и обводненности. Поэтому здесь можно считать, что дебит по жидкости и обводненность являются независимыми параметрами, соотношение которых определяется геологической обстановкой и, в свою очередь, определяет себестоимость.

Для оценки группы скважин возможно также построение линейной регрессионной модели, одним из параметров которой может служить параметр X, а дополнительными — доля добычи посредством ШГН, коэффициент эксплуатации скважин, число капитальных ремонтов в год на одну скважину, доля нагнетательных скважин в действующем фонде или другие параметры разработки в зависимости от получаемых значений коэффициентов корреляции с себестоимостью при обработке статистических данных.

Однако при построении вышеописанных моделей на основе данных по месторождениям и залежам следует соблюдать определенную осторожность. Для начала необходимо уточнить в экономических службах предприятия, каким образом получены данные в такой разбивке. Если затраты учтены непосредственно в местах их возникновения, данные можно использовать. Если же они (или их существенная часть) получены путем разнесения по месторождениям фиксируемой в учете единой суммы, модель, конечно же, будет иметь высочайшую достоверность по параметру, на основе которого проводилось разнесение, однако применимость такой модели для целей оценки окажется под вопросом как не отражающей реального характера зависимости.

Сокращение срока жизни, связанное с авариями. Степень значимости физического износа скважины при сопоставлении срока ее физической жизни и срока извлечения запасов была оценена также при помощи анализа статистики аварийных остановок и вывода скважин в неработающий фонд на давно разрабатываемых месторождениях. В качестве базы для анализа использовался фонд 1300 скважин нескольким добывающих предприятий Тимано-Печорской провинции. Число работоспособных скважин определялось сложением числа работающих скважин и части скважин бездействующего и законсервированного фонда, признанных работоспособными на основе анализа причин остановки и экспертных оценок вероятности запуска. К числу работоспособных были также отнесены скважины, назначение которых было изменено с добычных на вспомогательные.

Как видно из рис. 5, иллюстрирующего зависимость доли работоспособных скважин от возраста (каждая точка соответствует выборке в среднем из 28 скважин одного возраста, шаг 1 год), вероятность полной утраты работоспособности существует у среднестатистической скважины на всем протяжении срока ее службы и увеличивается со временем, но нелинейно. Так, ощутимо быстро доля работоспособных скважин на рассмотренных месторождениях начинает уменьшаться только приблизительно после 35 лет эксплуатации, а нулевой точки тренд достигает при возрасте более 50 лет, что, скорее, даже превышает максимальный срок экономически эффективной разработки месторождения.

При этом необходимо особо отметить, что причины утраты скважиной работоспособности весьма разнообразны и заключаются не только в различных авариях, связанных с оборудованием и повреждением эксплуатационной колонны. Такими причинами являются, причем в большинстве случаев, различные изменения, происходящие в процессе извлечения нефти в разрабатываемом пласте и в призабойной зоне. В результате некоторые скважины из-за низкого дебита по нефти и высокой обводненности оказываются нерентабельными, и их останавливают. Скорее всего, при массовой оценке (и даже в некоторых случаях индивидуальной оценки скважин) разделять и классифицировать все многообразие причин остановки не имеет смысла из-за высокой трудоемкости. Гораздо важнее в данной ситуации адекватно оценить вероятность повторного успешного запуска скважины, поскольку всегда существует неопределенность в прогнозе целесообразности и эффективности проведения на скважине ГТМ.

Следует ли при индивидуальной оценке трактовать полученную вышеописанным образом среднестатистическую зависимость вероятности утраты работоспособности от возраста как составляющую неустранимого износа для каждой работающей скважины — вопрос, открытый для обсуждения. Однако при массовой оценке, когда количество скважин в оцениваемой группе достаточно велико, уменьшение стоимости только неработающих скважин в соответствии с экспертной оценкой вероятности необратимой утраты ими работоспособности будет, по мнению автора, в достаточной степени отражать данную составляющую неустранимого износа.

Некоторая неопределенность существует в установлении вида получаемого износа, который объединяет в себе и физический, и функциональный, и внешний.

На практике расчет этой составляющей можно осуществить путем анализа неработающего фонда скважин, который обычно подразделяется на категории: «освоение», «текущий простой», «текущее бездействие», «бездействие прошлых лет», « консервация». Как правило, на предприятиях на любую дату могут быть получены подробные отчеты в виде таблиц с перечнем всех неработающих скважин по категориям, с указанием основных характеристик, причин остановки, планов по вводу. Наилучшим способом в данной ситуации будет экспертная оценка вероятности успешного ввода, которую могут сделать специалисты отдела разработки месторождений на оцениваемом предприятии, проставив по каждой скважине или группе скважин соответствующее значение вероятности. То есть

НИиф=1-Рввода

где

  • НИиф — неустранимый износ скважины неработающего фонда;
  • Рввода — экспертная оценка вероятности успешного ввода.

Для отдельных групп скважин имели место также случаи оценки вероятности успешного ввода скважин в работу в зависимости от категории и от срока нахождения в этой категории. В этих случаях данная составляющая неустранимого износа для скважины рассчитывается по формуле

НИИФ i=1-Рввода i (t)

где

  • Рввода i (t) — значение вероятности успешного ввода i-й категории скважины неработающего фонда, определенное на основе зависимости от времени нахождения в данной категории, которая может быть экспертно задана для временных интервалов, например: менее 3 лет, от 3 до 5 лет, свыше 5 лет. Как правило, чем больше срок нахождения скважины в бездействии, тем меньше вероятность ее будущего успешного ввода в действие.

Устранимый износ, вызванный необходимостью проведения ремонта. Совершенно очевидно, что при оценке скважин ни о какой экспертной оценке физического состояния посредством осмотра оценщиком речи идти не может. Наиболее разумным в данной ситуации представляется получение информации от заказчика о планируемых на скважинах ремонтах и учет этого вида износа в абсолютном ценовом выражении путем вычитания стоимости этих ремонтов из восстановительной стоимости. Учет данного вида износа целесообразно осуществить в первую очередь на тех скважинах, которые с максимальной вероятностью будут подвергаться ремонту. К этой группе относятся скважины неработающего фонда по той причине, что без проведения ремонта они просто не могут быть запущены в работу. Следовало бы учесть этот износ и на действующих скважинах, которые на дату оценки планируется остановить для проведения ремонта. Однако доля таких скважин при массовой оценке фонда скважин, как правило, очень небольшая, и даже пренебрежение этими данными при их отсутствии не способно вызвать значительной ошибки в суммарной рыночной стоимости.

При расчете рыночной стоимости величина устранимого физического износа, выраженная в виде средней стоимости ремонта, должна вычитаться из восстановительной стоимости соответствующих скважин, предварительно уменьшенной на величины всех упомянутых выше видов неустранимого износа. Для всех основных категорий неработающего фонда в качестве средней стоимости ремонта может быть использована средняя стоимость капитального ремонта (КРС) или подземного ремонта (ПРС) в зависимости от того, какой из этих видов ремонта необходим. Эти средние стоимости могут быть рассчитаны из исторических данных путем деления суммы затрат по ремонтам соответствующей категории за отчетный период на их количество в этом периоде (эти данные должны быть в учете предприятия). Средняя стоимость одного КРС может колебаться на разных предприятиях, но, как правило, она находится в диапазоне от 2 до 5 млн руб., что не превышает 5 % восстановительной стоимости. Стоимость ПРС приблизительно в 10 раз ниже. Также следует отметить, что при массовой оценке вряд ли существует необходимость детализации объектов ремонта. Ремонт может подразумевать не только мероприятия на эксплуатационной колонне или в призабойной зоне, но и на скважинном оборудовании, учитываемом отдельно как движимое имущество. Однако из-за небольшой стоимости ремонтов относительно восстановительной стоимости скважины отказ от детализации здесь не может привести к существенной относительной ошибке.

Функциональный износ, вызванный сменой назначения скважины. Как уже отмечалось выше, восстановительная стоимость скважины зависит от ее назначения. В то же время в действующем фонде скважин время от времени проводится смена назначений отдельных скважин, результатом которой, как правило, является снижение восстановительной стоимости скважины в новом назначении относительно предыдущего. Так, разведочные скважины переводятся в добывающие, добывающие — в нагнетательные или в скважины вспомогательного назначения. При массовой оценке часто бывает удобнее провести расчеты всех эксплуатируемых скважин как добывающих, а затем учесть обесценение путем начисления функционального износа, соответствующего текущему назначению. Так, строительство нагнетательных скважин обходится на 15...20 % дешевле, чем добывающих. Соответственно, коэффициент функционального износа будет составлять 0,80...0,85.

Прочие скважины вспомогательного назначения очень редко бурят специально. В основном в это назначение переводятся оконтуривающие разведочные или эксплуатационные скважины с низкой продуктивностью. Информация, получаемая при их помощи, позволяет определить оптимальные режимы разработки на месторождении или на определенном участке месторождения. Доля таких скважин в фонде небольшая. Какой-либо единой методики для расчета обесценения при переводе в это назначение пока разработать не удалось. Для наиболее адекватного отражения этого обесценения лучше всего проконсультироваться со специалистами предприятия индивидуально по каждой такой скважине, экспертно оценить степень важности получаемой на них информации и альтернативные возможности проведения замеров и получения такой информации на других скважинах, в том числе действующих эксплуатационных путем их временной остановки.

Заключение

Хотелось бы еще раз перечислить шаги, которые видятся автору наиболее правильными при оценке фонда скважин нефтедобывающего предприятия.

  • 1.  </span>Определение восстановительной стоимости скважин методом индексации затрат или методом удельных затрат на единицу. В последнем случае при определении удельных затрат необходимо учитывать тип скважины, степень освоенности региона (местоположение) и глубину скважин.
  • 2.  Расчет коэффициента функционального износа, связанного со сменой назначения скважин .; с эксплуатационных на нагнетательное и прочее вспомогательное. Уменьшение стоимости соответствующих скважин путем умножения на этот коэффициент.
  • 3.    Расчет коэффициентов внешнего износа, обусловливаемого выработанностью запасов месторождений. Этому износу подвержены скважины всех назначений (в том числе неработающие) и прочее недвижимое имущество, используемое только на соответствующих месторождениях. Уменьшение стоимости всех скважин осуществляется по всем скважинам либо умножением на единый коэффициент, либо по группам скважин в той детализации, в которой доступны данные о начальных извлекаемых запасах.
  • 4.  Расчет коэффициентов износа, связанного с увеличением себестоимости добычи, проводится на основании усредненных данных о себестоимости в той детализации, которая имеется на предприятии (весь фонд скважин, месторождение, залежь). При необходимости для отдельных групп скважин, по которым не выделены данные о себестоимости, для расчета может быть использована модель зависимости себестоимости от ключевых параметров разработки (дебита, обводненности и др.). Этому износу подвержены скважины всех назначений, в том числе неработающие.
  • 5.  Расчет коэффициентов износа, связанного с оценкой вероятности успешного запуска для скважин неработающего фонда. Умножение полученных в результате расчетов (пп. 1—4) стоимостей только неработающих скважин на полученные коэффициенты.
  • 6.  Расчет устранимого износа, связанного с необходимостью проведения ремонта для скважин неработающего фонда. Из стоимостей только неработающих скважин, полученных в пп. 1 — 5, вычитается усредненная стоимость необходимых ремонтов.
  • 7. Расчет составляющих внешнего износа, обусловленных прочими факторами, не связанными с состоянием недр, если таковые выявлены. Эти составляющие относятся ко всему недвижимому имуществу нефтепромысла.

Д.П<em>. Котов, ОАО «ЛУКОЙЛ», отдел оценки г. Москва

10.10.2007 г.