ГОСТ Р 53710—2009
усмотреть целевые мероприятия по изучению геолого-физических параметров, определяющих
возможностьобъединения несколькихпластов в один эксплуатационный объект.
8.2.18Программа доразведки месторождения должна быть ориентирована на уточнение корре
ляции продуктивныхинтервалов иустановление закономерностейраспределенияначальнойнасыщен ности
коллекторов нефтью (газом) иводой по площади и разрезу залежей.
8.3 Экономическая оценка вариантов разработки
8.3.1 Анализ вариантов разработки проводят в соответствии с действующими методическими
рекомендациями по экономической оценке эффективности инвестиционных проектов.
В проектедолжны быть приведены все исходныеданные, необходимыедля расчета экономичес
ких показателей.
8.3.2 Прогнозирование экономических показателей расчетных вариантов выполняют за рента
бельный ипроектный периоды разработки с использованием: прогнозных цен реализации нефти игаза,
предложенных уполномоченным органом исполнительной власти на соответствующий период; долей
нефти, поступающей на внешний ивнутренний рынки; исходной информации покапитальнымиэксплуа
тационным затратам, подготовленной недропользователем.
Рентабельным является период получения максимального положительного накопленного ЧДЦ
недропользователя.
8.3.3 Эффективность проектных решений оценивают с применением системы следующих основ
ных расчетных показателей.
- чистыйдоход недропользователя;
- ЧДЦ недропользователя;
- внутренняя норма рентабельности,
- индексдоходности затрат;
- индексдоходности инвестиций;
- срок окупаемости;
- капитальные вложения в разработку месторождения;
- эксплуатационные затраты надобычу углеводородов;
- доход государства (налоги иплатежи, отчисляемые вбюджеты различныхуровней ивнебюджет
ные фонды Российской Федерации).
Следует приводить прогнозируемые цены реализации углеводородов на внутреннем и внешнем
рынках, условия сбыта добываемой продукции, возможные источники финансирования проектных
работ.
8.3.4 При анализе разработкиследуетоцениватьвлияниеследующихфакторов риска, изменение
которых отражается на эффективности проекта:
- объем добычи нефти;
- цены реализации нефти на внутреннем и внешнем рынках:
- объем капитальных вложений;
- объем текущих затрат.
Определяютпредельныезначения факторов риска (отклоненияотпринятых в расчетах), при кото
рыхЧДЦ недропользователя еще остается положительным.
8.3.5 В случае отрицательного значения ЧДД недропользователя при затратах и ценах реализа
ции УВС, принятых в расчетах, подбирают условия без убыточности разработки: увеличение добычи
нефти и дебитов скважин за счет применения новых технологий, налоговое стимулирование, увеличе
ние продажнойцены нефти, дотация государства. На периоддо наступления выявленныхусловий безу
быточности запасы нефти эксплуатационного объекта могутбытьзаконсервированы.
8.3.6 Капитальные вложения определяют с учетом затрат на природоохранные мероприятия по
следующим направлениям:
- строительство новыхскважин;
- нефтепромысловое строительство;
- вводобъектовдля транспортирования попутного газа или выработки электроэнергии;
- оборудование, не входящее в сметы строек.
8.3.7 Эксплуатационные затраты на добычу нефти, увеличение нефтеотдачи пластов и дебитов
скважин, подготовку и транспортирование попутного газа определяют в соответствии с имеющимися
методиками учета и расчета себестоимостидобычи нефти игаза.
8.3.8 Ликвидационные затраты рассчитываютналиквидацию скважин, объектов нефтепромысло
вого обустройства и рекультивацию земли.
9