Содержание
Введение. 3
1. Геологическая оценка месторождений. 6
1.1. Нефтяная отрасль. 6
1.2. Газовая отрасль. 8
1.3. Угольная отрасль. 11
2. Технологическая оценка месторождений. 14
2.1. Технология бурения скважин. 14
2.2. Управление технологическими процессами по интенсификации добычи нефти и газа. 18
3. Экономическая оценка месторождений. 26
3. Экономическая оценка месторождений. 26
3.1. Сравнительная экономическая оценка месторождений полезных ископаемых региона. 26
3.2. Стоимостная оценка запасов полезных ископаемых. 31
3.3. Эколого-экономическая оценка эффективности рационального использования минерального сырья в рыночных условиях. 35
Заключение. 38
Список литературы.. 41
Введение
Тема работы: «Экономическая оценка запасов полезных ископаемых»
.
Для определения промышленной ценности месторождений полезных ископаемых, наиболее эффективных и безопасных способов их отработки при геологическом изучении недр и при постановке запасов полезных ископаемых на государственный баланс осуществляется геолого-экономическая оценка месторождений на основе критериев и требований, устанавливаемых федеральным органом управления государственным фондом недр.
В настоящее время в мире происходят постоянные изменения стратегий и методов оценки запасов полезных ископаемых, и проблематика данного исследования по-прежнему несет актуальный характер.
Представляется, что анализ тематики Экономическая оценка запасов полезных ископаемых
достаточно актуален и представляет научный и практический интерес.
Характеризуя степень научной разработанности проблематики Экономическая оценка запасов полезных ископаемых
, следует учесть, что данная тема уже анализировалась у различных авторов в различных изданиях: учебниках, монографиях, периодических изданиях и в интернете. Тем не менее, при изучении литературы и источников отмечается недостаточное количество полных и явных исследований тематики Экономическая оценка запасов полезных ископаемых
.
Научная значимость данной работы состоит в оптимизации и упорядочивании существующей научно-методологической базы по исследуемой проблематике – еще одним независимым авторским исследованием. Практическая значимость темы Экономическая оценка запасов полезных ископаемых
состоит в анализе проблем как во временном, так и в пространственном разрезах.
С одной стороны, тематика исследования получает интерес в научных кругах, с другой стороны, как было показано, существует недостаточная разработанность и нерешенные вопросы. Это значит, что данная работа помимо учебной, будет иметь как теоретическую, так и практическую значимость.
Определенная значимость и недостаточная научная разработанность проблемы Экономическая оценка запасов полезных ископаемых
определяют научную новизну данной работы.
Нормативно-правая база состоит из действующего законодательства Российской Федерации по состоянию на сентябрь 2009 года.
Теоретико-методологическую базу исследования составили четыре группы источников. К первой отнесены авторские издания по исследуемой проблематике. Ко второй отнесены учебная литература (учебники и учебные пособия, справочная и энциклопедическая литература, комментарии к законодательству). К третьей отнесены научные статьи в периодических журналах по исследуемой проблематике. И к четвертой отнесены специализированные веб-сайты.
Эмпирическую базу составил практическая информация касательно Экономическая оценка запасов полезных ископаемых
.
При проведении исследования Экономическая оценка запасов полезных ископаемых
были использованы следующие методы исследования:
- анализ существующей источниковой базы по рассматриваемой проблематике (метод научного анализа).
- обобщение и синтез точек зрения, представленных в источниковой базе (метод научного синтеза и обобщения).
- моделирование на основе полученных данных авторского видения в раскрытии поставленной проблематики (метод моделирования).
Будущие исследования Экономическая оценка запасов полезных ископаемых
также актуальны в целях постоянного и обоснованного решения проблемы данной работы.
Объект работы - система реализации экономической оценки запасов полезных ископаемых.
Предмет исследования – частные вопросы экономической оценки запасов полезных ископаемых.
Цель работы – изучение темы экономическая оценка запасов полезных ископаемых
как с российской, так и с зарубежной точек зрения.
Поставленная цель определяет задачи исследования:
1. Изучить геологическую и технологическую оценку месторождений;
2. Изучить классификацию запасов полезных ископаемых по их экономическому значению;
3. Рассмотреть теоретические подходы к экономической оценке запасов полезных ископаемых;
2. Выявить основную проблему оценки запасов в современных условиях;
3. Обозначить тенденции развития тематики Экономическая оценка запасов полезных ископаемых
.
Работа состоит из введения, основной части, выводов (заключения), списка литературы.
1. Геологическая оценка месторождений
1.1. Нефтяная отрасль
Долгое время нефтяная практика имела дело с месторождениями, связанными с горными странами и предгорьями, в формировании которых, как отмечал И. М. Губкин, ведущая роль принадлежала тектоническим процессам; основным типом месторождений этих зон были антиклинальные складки. Гораздо меньше внимания обращалось на поиски залежей, образование которых обусловлено главным образом стратиграфическим соотношением свит и литологическим особенностями пород. Такие залежи, впервые открытые в России, стали широко известными лишь с 20-х гг. XX в. Быстрое распространение разведочных работ на больших территориях после первой мировой войны показало, что нефтяные месторождения можно встретить не только на периферии горных сооружений и в межгорных впадинах, но и на равнинных — платформенных — территориях среди отложений внутриконтинентальных морей прошлых геологических эпох.
Ниже даётся подсчёт добытой до 1947 нефти за весь период добычи по отдельным геологическим системам в процентах . Из третичных отложений было добыто 53 % общего количества, причём из отложений плиоцена получено 20 %, миоцена-21 %, олигоцена-7 % и эоцена-5 %. Из отложений мезозойского возраста добыто 17 %, причём наибольшее количество этой добычи (15,5 %) приходится на меловые отложения, на юрские — всего 1 %, а на триас — лишь 0,5 %. На палеозойские слои приходится в общей сложности 30 %; из них пермские и каменноугольные отложения дали 20 %, девонские — 3 %, верхнесилурийские — 1 %, ордовикские − 5 % и кембрийские — 1 %. Из верхней трещиноватой части докембрийских пород до глубины 15 м добыто всего 0,004 % нефти, полученной из осадочных толщ. В СССР наибольшее количество нефти добывалось из отложений плиоцена и девона. Несмотря на то, что нефть встречается в осадочных породах всех геологических периодов, её месторождения распределены по земному шару далеко не равномерно.
Месторождения
1. Месторождения нефти на территории России и стран бывшего СССР:
· Азербайджан — в XIX в. было открыто одно из крупнейших месторождений в мире на Апшеронском полуострове (так называемый Бакинский нефтегазоносный район),
· Россия — отдельные месторождения в районе Грозного, Краснодарском крае, в Ставропольском крае, на полуострове Челекен, в Тимано-Печорской области и на острове Сахалин. Накануне и после Великой Отечественной войны 1941—45 открыты и введены в разработку месторождения в Волго-Уральской нефтегазоносной области. В 50—60-х гг. XX в. был открыт один из крупнейших в мире Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн, в пределах которого обнаружены значительные месторождения нефти.
· Выявлены месторождения в Западной Туркмении, на Украине и в Белоруссии.
· В Казахстане выявлены месторождения нефти в Прикаспийской, Южно-Мангыстауской, Южно-Тургайской, Бузашино-Северо-Устюртской бассейнах и т.д.
2. Среди остальных стран ряд месторождений имеется в Румынии, а также на территории Югославии, Польши, Венгрии. Единичные мелкие месторождения открыты в Болгарии и Монголии. В Западной Европе крупные месторождения открыты лишь в акватории Северного моря (на шельфах Великобритании, Норвегии и Дании).
3. Страны Азии и Африки, Австралия. Наиболее крупные месторождения открыты в странах Ближнего и Среднего Востока. Крупные месторождения нефти открыты в 50—60-х гг. XX в. также в странах Северной и Западной Африки (Ливия, Алжир, Нигерия и Ангола), в Австралии и Юго-Востоке Азии (Индонезия, Бруней), несколько меньшие по запасам — в Индии, Бирме, Малайзии и совсем мелкие — в Японии.
4. Северная Америка В США известно свыше 13 000 (в основном мелких) месторождений нефти; наиболее крупное открыто на Аляске (Прадхо-Бей), второе по величине — в Техасе (Ист-Тексас), несколько меньшие (по запасам) месторождения известны в Калифорнии (Калифорнийская нефтеносная область), Оклахоме и др. штатах (Мексиканского залива нефтегазоносный бассейн). Крупные месторождения нефти выявлены в Канаде и Мексике.
5. Южная Америка В Южной Америке месторождения с большими запасами открыты в Венесуэле, где расположено одно из крупнейших месторождений-гигантов Боливар, объединяющее группу месторождений (например, Лагунильяс, Бачакеро, Тиа-Хуана) на северо-восточном побережье озера Маракайбо (Маракайбский нефтегазоносный бассейн); единичные крупные месторождения имеются в Аргентине, Колумбии, Бразилии, на острове Тринидад и в смежных с ним акваториях.
6. Остальные Месторождения нефти открыты во многих акваториях: Каспийского, Чёрного, Северного, Средиземного, Яванского, Южно-Китайского, Японского и Охотского морей, Персидского, Суэцкого, Гвинейского, Мексиканского, Кука и Пария заливов, пролива Басса, прибрежных частей Атлантического (вблизи Анголы, Конго, Бразилии, Аргентины, Канады), Тихого (вблизи Калифорнии, Перу и Эквадора) и Индийского (вблизи Сев.-Зап. Австралии) океанов.
1.2. Газовая отрасль
Приро́дный газ — смесь газов, образовавшаяся в недрах земли при анаэробном разложении органических веществ.
Природный газ относится к полезным ископаемым. Часто является попутным газом при добыче нефти. Природный газ в пластовых условиях (условиях залегания в земных недрах) находится в газообразном состоянии — в виде отдельных скоплений (газовые залежи) или в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений, либо в растворённом состоянии в нефти или воде. В стандартных условиях (101,325 кПа и 20 °С) природный газ находится только в газообразном состоянии.
Также природный газ может находиться в виде естественных газогидратов.
Газовые месторождении классифицируется на:
· мелкие - до 10 млрд. м3 газа;
· средние - 10 - 100 млрд. м3 газа (Астрикс, Амангельды);
· крупные - 100 - 1000 млрд. м3 газа (Ормен Ланге, Кенган, Хангиран);
· крупнейшие (гигантские) - 1 - 5 трлн. м3 газа (Хасси Р'мейль, Шах-Дениз, Гронингенское, Дхирубхай);
· уникальные (супергигантские) - 5 трлн. м3 и более (Северное/Южный Парс, Уренгойское, Южный Иолотань-Осман).
· В осадочной оболочке земной коры сосредоточены огромные залежи природного газа. Согласно теории биогенного (органического) происхождения нефти, они образуются в результате разложения останков живых организмов. Считается, что природный газ образуется в осадочной оболочке при бо́льших температурах и давлениях, чем нефть. С этим согласуется тот факт, что месторождения газа часто расположены глубже, чем месторождения нефти.
· Огромными запасами природного газа обладает Россия (Уренгойское месторождение), США, Канада. Из других европейских стран стоит отметить Норвегию, но её запасы невелики. Среди бывших республик Советского Союза большими запасами газа владеет Туркмения, а также Казахстан (Карачаганакское месторождение)
· Во второй половине XX века в университете им. И. М. Губкина были открыты природные газогидраты (или гидраты метана). Позже выяснилось, что запасы природного газа в данном состоянии огромны. Они располагаются как под землёй, так и на незначительном углублении под морским дном.
· Метан и некоторые другие углеводороды широко распространены в космосе. Метан — третий по распространённости газ вселенной, после водорода и гелия. В виде метанового льда он участвует в строении многих удалённых от солнца планет и астероидов, однако такие скопления, как правило, не относят к залежам природного газа, и они до сих пор не нашли практического применения. Значительное количество углеводородов присутствует в мантии Земли, однако они тоже не представляют интереса.
· Природный газ находится в земле на глубине от 1000 метров до нескольких километров. Сверхглубокой скважиной недалеко от города Новый Уренгой получен приток газа с глубины более 6000 метров. В недрах газ находится в микроскопических пустотах (порах). Поры соединены между собой микроскопическими каналами — трещинами, по этим каналам газ поступает из пор с высоким давлением в поры с более низким давлением до тех пор, пока не окажется в скважине. Движение газа в пласте подчиняется определённым законам.
· Газ добывают из недр земли с помощью скважин. Скважины стараются разместить равномерно по всей территории месторождения. Это делается для равномерного падения пластового давления в залежи. Иначе возможны перетоки газа между областями месторождения, а так же преждевременное обводнение залежи.
· Газ выходит из недр вследствие того, что в пласте находится под давлением, многократно превышающем атмосферное. Таким образом, движущей силой является разность давлений в пласте и системе сбора.
· В 2005 году в России объём добычи природного газа составил 548 млрд м³. Внутренним потребителям было поставлено 307 млрд м³ через 220 региональных газораспределительных организаций. На территории России расположено 24 хранилища природного газа. Протяжённость магистральных газопроводов России составляет 155 тыс. км[1]
.
1.3.
Угольная отрасль
У́голь
— вид ископаемого топлива, образовавшийся из частей древних растений под землей без доступа кислорода. Международное название углерода происходит от лат. carbō
(«уголь»).
Уголь был первым из используемых человеком видов ископаемого топлива. Он позволил совершить промышленную революцию, которая в свою очередь способствовала развитию угольной промышленности, обеспечив её более современной технологией. В 1960 году уголь давал около половины мирового производства энергии, к 1970 году его доля упала до одной трети.
Уголь, подобно нефти и газу, представляет собой органическое вещество, подвергшееся медленному разложению под действием биологических и геологических процессов. Основа образования угля — растительные остатки.
В мировых запасах ископаемого топлива на долю угля, горючих сланцев и торфа приходится по объему 90%, а на долю нефти и газа 7-8%. В настоящее время добыча угля ведется в 60 странах: Германия, Польша, ЮАР, США, КНР, Россия,Индия. На долю этих стран приходится 85% мировой добычи. От 10 до 100млн.т добывает Польша, Германия, Великобритания, ЮАР, Канада, Турция. Если в 1923г. на земле добывалось 2,3 млрд.т, то 200г. планируется добыть от 5-7млрд.т, в 1996г. – 3,350млрд.т из них КНР –1350млн.т, США 964млн.т, Индия 108млн.т, Россия 255млн.т, Австралия 250млн.т. Мировые геологические запасы угля составляют 14трлн.800млрд.тонн. Мировые, доказанные 1035млрд.тонн – этих запасов хватит на 225лет, и в России этих запасов хватит на 500лет. На земном шаре находится 3600 угольных бассейнов и месторождений 7бассейнов это 27500млрд – бассейны гиганты, к ним относятся Ленский, Тунгусский, Таймырский, Канско-Ачинский, Аппалагский, и Кузбаский, Аммазона. 4 бассейна от 200-500млрд. Нижнерейсковестфальский, Донецкий, Печорский, Иллинойс. Около 250 бассейнов имеют запасы от 0,5-200млрд.т. В Азии 57%, Америке 30%, Европе 9% , Африка и Австралия по 2%, Россия из 14100 – 6800 Основные направления использования углей
В настоящее время угли используются в основном для производства энергии и получения кокса, в меньшей степени для получения газа и жидкого топлива.Основные тенденции роста потребления угля связаны со спросом на: 1 энергетический уголь, для производства электроэнергии, 2 коксующийся уголь для развития черной металлургии, 3 энергии как источник получения тепла в случае неизбежного перехода с жидкого и газообразного на твердое топливо, 4 уголь как источник получения различных элементов и веществ, 5 уголь для получения жидкого и газообразного топлива. Основные угольные бассейны России
.В Европейской части России – Донецкий, Подмосковный, Печорский. В пределах Урала – Кизелевский, Челибанский, Южно Уральский. В западной Сибири – Кузнецкий и Горновский. В восточной Сибири – в Красноярском крае и Иркутской области (Канско-Ачинский, Минусинский, Иркутский, Южно Липетский). На северо - востоке – Магаданский и Камчатский. Дальнем Востоке – Хабаровского, Приморских краев и Амурской области.Условия залегания всех месторождений сильно отличаются по мощности пластов, углу падения, по глубине разработки, по свойствам вмещающих пород и т.д. Способы разработки
: открытый, подземный, комбинированный, подводный, геотехнологический. 2. Технологическая оценка месторождений
2.1. Технология бурения скважин
Бурение -
процесс сооружения горной выработки цилиндрической формы — скважины
, шпура
или шахтного ствола — путём разрушения горных пород на забое, бурение осуществляется, как правило, в земной коре, реже в искусственных материалах (бетоне, асфальте и др.). В ряде случаев процесс бурения включает крепление стенок скважин (как правило, глубоких) обсадными трубами с закачкой цементного раствора в кольцевой зазор между трубами и стенками скважин.
Область применения
бурения
многогранна: поиски и разведка полезных ископаемых; изучение свойств горных пород; добыча жидких, газообразных и твёрдых (при выщелачивании и выплавлении) полезных ископаемых через эксплуатационные скважины; производство взрывных работ; выемка твёрдых полезных ископаемых; искусственное закрепление горных пород (замораживание, битумизация, цементация и др.); осушение обводнённых месторождений полезных ископаемых и заболоченных районов; вскрытие месторождений; прокладка подземных коммуникаций: сооружение свайных фундаментов и др.
Классификация способов
бурения.
По характеру разрушения породы, применяемые способы бурения делятся на: механические — буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая её, и немеханические — разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на неё (термическое, взрывное и др.). Механические способы бурения подразделяют на вращательные и ударные (а также вращательно-ударные и ударно-вращательные). При вращательном бурении порода разрушается за счёт вращения прижатого к забою инструмента. В зависимости от прочности породы при вращательном бурении применяют буровой породоразрушающий инструмент режущего типа; алмазный буровой инструмент; дробовые коронки, разрушающие породу при помощи дроби. Ударные способы бурения разделяются на: ударное бурение
или ударно-поворотное (бурение перфораторами, в том числе погружными, ударно-канатное, штанговое и т.п., при которых поворот инструмента производится в момент между ударами инструмента по забою); ударно-вращательное (погружными пневмо- и гидроударниками, а также бурение перфораторами с независимым вращением и т.п.), при котором удары наносятся по непрерывно вращающемуся инструменту; вращательно-ударное, при котором породоразрущающий буровой инструмент находится под большим осевым давлением в постоянном контакте с породой и разрушает её за счёт вращательного движения по забою и периодически наносимых по нему ударов. Разрушение пород забоя скважины производится по всей его площади (бурение сплошным забоем) или по кольцевому пространству с извлечением керна
(колонковое бурение). Удаление продуктов разрушения бывает периодическое с помощью желонки
и непрерывное шнеками, витыми штангами или путём подачи на забой газа, жидкости или раствора. Иногда бурение подразделяют по типу бурового инструмента (шнековое, штанговое, алмазное, шарошечное и т.д.); по типу буровой машины (перфораторное, пневмоударное, турбинное и т.д.), по методу проведения скважин (наклонное, кустовое и т.д.). Технические средства бурения состоят в основном из буровых машин (буровых установок) и породоразрушающего инструмента. Из немеханических способов получило распространение для бурения взрывных скважин в кварцсодержащих породах термическое бурение
, ведутся работы по внедрению взрывного бурения.
Бурение развивалось и специализировалось применительно к трём основным областям техники: наиболее глубокие скважины (несколько км
) бурятся на нефть и газ, менее глубокие (сотни м
) для поисков и разведки твёрдых полезных ископаемых, скважины и шпуры глубиной от нескольких м
до десятков м
бурят для размещения зарядов взрывчатых веществ (главным образом в горном деле и строительстве).
Бурение скважин на нефть и газ.
Бурение первых скважин в России относится к 9 в. и связано с добычей растворов поваренной соли (Старая Русса). Затем соляные промыслы развиваются в Балахне (12 в.), в Соликамске (16 в.). На русских соляных промыслах издавна применялось ударное штанговое бурение. Во избежание ржавления буровые штанги делали деревянными; стенки скважин закрепляли деревянными трубами. В 17 в. в рукописном труде «Роспись, как зачать делать новая труба на новом месте» («Известия императорского археологического общества», 1868, т. 6, отд. 1, в. 3, с. 238—55) подробно описаны методы этого периода. Первый буровой колодец, закрепленный трубами, был пробурен на воду в 1126 в провинции Артуа (Франция), отсюда глубокие колодцы с напорной водой получили название артезианских.
Впервые в мировой практике М. А. Капелюшниковым, С. М. Волохом и Н. А. Корневым запатентован (1922) турбобур
, примененный двумя годами позже для бурения в Сураханах. Этот турбобур был выполнен на базе одноступенчатой турбины и многоярусного планетарного редуктора. Турбобуры такой конструкции применялись при бурении нефтяных скважин до 1934. В 1935—39 П. П. Шумилов, Р. А. Иоаннесян, Э. И. Тагиев и М. Т. Гусман разработали и запатентовали более совершенную конструкцию многоступенчатого безредукторного турбобура, благодаря которому турбинный способ бурения стал основным в СССР. Совершенствование турбинного бурения осуществляется за счёт создания секционных турбобуров с пониженной частотой вращения и увеличенным вращающим моментом.
В 1899 в России был запатентован электробур на канате. В 30-х гг. в США прошёл промышленные испытания электробур с якорем для восприятия реактивного момента, опускавшийся в скважину на кабеле-канате. В 1936 впервые в СССР Квитнером и Н. В. Александровым разработана конструкция электробура с редуктором, а в 1938 А. П. Островским и Н. В. Александровым создан электробур
, долото которого приводится во вращение погружным электродвигателем. В 1940 в Баку электробуром пробурена первая скважина.
Появление наклонного бурения относится к 1894, когда С. Г. Войслав провёл этим способом скважину на воду близ Брянска. Успешная проходка скважины в Бухте Ильича (Баку) по предложению Р. А. Иоаннесяна, П. П. Шумилова, Э. И. Тагиева, М. Т. Гусмана (1941) турбинным наклонно-направленным бурением
положила начало внедрению наклонного турбобурения, ставшего основным методом направленного бурения в СССР и получившего применение за рубежом. Этим методом при пересечённом рельефе местности и на морских месторождениях бурят кусты до 20 скважин с одного основания. В 1938—41 в СССР разработаны основы теории непрерывного наклонного регулируемого турбинного бурения при неподвижной колонне бурильных труб. Этот метод стал основным при бурении наклонных скважин в СССР и за рубежом.
В 1941 Н. С. Тимофеев предложил в устойчивых породах применять так называемое многозабойное бурение
.
Работы по сверхглубокому бурению
для изучения коры и верхней мантии Земли ведутся по международной программе «Верхняя мантия Земли». В СССР по этой программе намечено пробурить в 5 районах ряд скважин глубиной до 15 км.
Первая такая скважина начата бурением на Балтийском щите в 1970. Эта скважина проходится методом турбинного бурения
.
Основное направление совершенствования бурения на нефть и газ в СССР — создание конструкций турбобуров, обеспечивающих увеличение проходки скважины на рейс долота (полное время работы долота в скважине до его подъёма на поверхность). В 1970 созданы безредукторные турбобуры, позволяющие осуществить оптимизацию режимов Б. шарошечными долотами в диапазоне наиболее эффективных оборотов (от 150 до 400 в мин
) и использовать долота с перепадом давлений в насадках до 10 Мн
/м
2
(100 атм
) вместо 1—1,5 Мн
/м
2
(10—15 атм
). Создаются турбобуры с высокой частотой вращения (800—100 об/мин
) для бурения алмазными долотами, обеспечивающими при глубоком бурении многократное увеличение проходки и механической скорости бурения за рейс. Разрабатываются новые конструкции низа бурильной колонны, позволяющие бурить в сложных геологических условиях с минимальным искривлением ствола скважины. Ведутся работы по химической обработке промывочных растворов для облегчения и повышения безопасности процесса бурения. Конструируются турбины с наклонной линией давления, которые позволяют получить информацию о режиме работы турбобура на забое скважины и автоматизировать процесс бурения.
Большой интерес представляет механизированное бурение вертикальных горных выработок больших поперечных сечений (диаметром свыше 3,5 м
) — шахтных стволов.
Успехи в создании эффективных средств и способов бурения базируются на изучении физико-механических свойств разрушаемых пород, механизма разрушения породы при различных способах и режимах бурения В СССР проводятся фундаментальные работы в области изучения и определения базовых физических свойств горных пород для оценки эффективности основных процессов разрушения породы при бурении.
2.2. Управление технологическими процессами по интенсификации добычи нефти и газа
В данном разделе попытаемся провести оценку технико-экономической эффективности методов интенсификации добычи нефти, уже внедренных или прошедших стадию опытно-промышленного внедрения. При этом используемое оборудование и порядок производства работ детально не будут рассматриваться.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП).
Теория гидравлического разрыва пласта зародилась в России в конце 50-х годов прошлого столетия. Основоположниками ее стали советские ученые С. А. Христианович и Ю. П. Желтов. Они описали математическую модель вертикальной трещины и дали теоретическое обоснование данному методу. Их формулы до сих пор используются в расчетах проектирования трещины гидроразрыва.
С середины 1980-х годов в России выполнено около 10 тысяч гидроразрывов. Сущность метода заключается в том, что на забое скважины путем закачки жидкости создается давление, превышающее горное, то есть вес вышележащих пород. Порода продуктивного пласта разрывается по плоскостям минимальных напряжений горного давления и за счет продолжающейся закачки жидкости образовавшаяся трещина увеличивается в размерах.
Далее этой же жидкостью транспортируется в трещину расклинивающий агент (проппант), который удерживает ее в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. Таким образом, за счет созданной трещины расширяется область пласта у устья скважины, ранее не использовавшаяся в разработке залежи, и создается высокопроводящий канал для поступления в скважину дополнительной нефти.
Это позволяет увеличить ее дебит в несколько раз, увеличить коэффициент извлечения и тем самым переводить часть забалансовых запасов в промышленные. Применяют жидкости разрыва на водной, углеводородной, пенной и реагентной (кислота, саморасподающийся гель) основе. Основные виды ГРП: однократный (создание одной трещины), многократный (создание нескольких трещин) и направленный.
По дальности разрыва выделяют следующие виды ГРП: - локальный разрыв до 5-15 м с объемом закачки до 3 - 5 тонн проппанта. Применяется в высокопроницаемых коллекторах или в залежах, где есть ограничения по геометрическим размерам трещины. - глубокопроникающий разрыв до 15-100 м с объемом закачки до 100 тонн проппанта.
Щелевая разгрузка прискважинной зоны продуктивного пласта.
После бурения скважины в прискважинной зоне создаются кольцевые сжимающие напряжения, существенно уменьшающие проницаемость прискважинной зоны. Кроме того, происходит снижение проницаемости прискважинной зоны за счёт осаждения в коллекторе твёрдой фазы промывочной жидкости. Для устранения этих негативных явлений вторичное вскрытие продуктивного пласта производят при помощи гидропескоструйной перфорации путем перемещения специального перфоратора вдоль вертикальной оси скважины в интервале продуктивного пласта.
При этом по обе стороны от ствола скважины в диаметрально противоположных направлениях на всю мощность пласта создаются линейные горные выработки (щели) шириной каждая с диаметр скважины, длиной - 700-1000 мм. За счёт этого происходит разгрузка прискважинной зоны, чем обеспечивается улучшение ее коллекторских свойств.
Для обработки скважин используют оборудование аналогичное используемому при ГРП. Производительность может быть 4 – 5 скважин в месяц при вскрытии продуктивного пласта эффективной мощностью 8-10 метров.
Реагентная обработка скважин.
Для этого используют органические и минеральные вещества в жидкой или твердой фазе. По механизму взаимодействия с кольматирующими (закупоривающими) образованиями – это минеральные (глинистые) или органические (парафины, смолы, асфальтены) образования, выпадающие в твердой фазе в поровом пространстве и каналах фильтрации - и породами продуктивного пласта реагенты могут быть подразделены на следующие типы:
- кислотного действия, растворяющая способность которых основана на кислотных свойствах водного раствора, определяемых концентрацией ионов водорода;
- окислительно-восстановительного действия, реакции которых основаны на переносе электронов от восстановителя к окислителю, что сопровождается изменением фазового состояния компонентов, входящих в состав реагирующих веществ;
- комплексного действия, обеспечивающие образование растворимых комплексных соединений с участием моно- и поливалентных металлов;
- полифункциональные реагенты. Их растворяющая способность основана на сочетании кислотного и окислительно-восстановительного действия на кольматирующие образования и породы продуктивного пласта.
К примеру, в «Татнефти» в результате реагентной обработки 1139 нефтяных скважин их дебит в среднем возрос в 2,5 раза, и дополнительная добыча нефти составила 1110 т при успешности обработок 83,5 %. При этом длительность эффекта составила в среднем 21 месяц.
В ЗАО «Норд Сервис» разработана технология реагентной разглинизации скважин в терригенных коллекторах,. При обработке по этой технологии 159 скважин их дебит в среднем увеличился в 2,1 раза, а добыча нефти возросла на 1208 т при успешности обработок 88,7 %. При этом длительность эффекта обработки составила в среднем 9 месяцев.
Технология акустической обработки скважин
основана на преобразовании электрической энергии переменного тока в энергию упругих волн с частотой колебаний 20 кГц в интервале перфорации скважины. Частота ультразвуковой волны определяет её специфические особенности: возможность распространения направленными пучками и возможность генерации волн, переносящих значительную механическую энергию.
Для акустической обработки в первую очередь рекомендуется выбирать скважины при снижении продуктивности в процессе эксплуатации более чем на 30%, фильтрационной неоднородности по мощности пласта, отсутствии заколонных перетоков в скважине, наличии перемычек мощностью более 1 м, разделяющих интервал перфорации от водонасыщенного пласта, и др.
Технология электрогидравлической обработки скважин (ЭГУ).
При электрическом разряде между двух электродов в жидкой среде происходит формирование канала сквозной проводимости с последующим его расширением до схлопывающейся низкотемпературной плазменной каверны, образующей ударную волну и волны сжатия. Время действия ударной волны не превышает 0,3 х10-6
сек. Распространяясь в прискважинной зоне, она разрушает кольматирующие образования. Основными параметрами электрогидравлической обработки, определяющими ее эффективность, являются давление ударной волны и число генерируемых импульсов вдоль интервала перфорации.
Скважинный снаряд устанавливают в интервале обработки и начинают генерацию импульсов высокого напряжения с последовательным перемещением устройства вдоль интервала перфорации. В результате импульсного воздействия на прискважинную зону происходит увеличение проницаемости продуктивных пород и, как следствие, увеличение в 2-4 раза дебита скважины. Время обработки одной скважины – от 6 до12 часов, успешность - 85-90 %, дополнительно получаемая нефть не превышает 526 т.
Азотно-импульсная обработка.
Технология предназначена для избирательного воздействия импульсами давления, которые создают газогенераторы, на локальные участки наибольшей нефтенасыщенности в интервале перфорации скважины. Эффект достигается за счёт восстановления фильтрационных свойств прискважинной зоны. Импульсы давления разрушают кольматирующие образования, увеличивая проницаемость прискваженной зоны.
Областью применения технологии являются низкодебитные и простаивающие скважины. Она может быть использована и для повышения производительности действующих скважин при регламентной замене погружного оборудования, а также для увеличения дебита нагнетательных скважин.
В Широтном Приобье на месторождениях компании «ЮКОС» успешность обработок 50 скважин составила 90 %, в среднем их дебит возрос в 3,7 раза, а количество отобранной нефти на одной скважине увеличилось на 510 т.
Объемное волновое воздействие на месторождение.
При этом на поверхности месторождения нефти специальным образом создаются монохроматические колебания определенной амплитуды, распространяющиеся в виде расходящегося конуса от поверхности до нефтяного пласта, охватывая объем в зоне радиусом 1.5-5 км от эпицентра воздействия.
Технология предназначена для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи неоднородных продуктивных пластов с карбонатными и терригенными коллекторами различной проницаемости (терригенные - коллекторы, представленные породами различного минерального состава с различной степенью глинистости, с разным составом и характером цементирующих веществ). Применяется на разных стадиях эксплуатации месторождений при выработанности запасов и обводненности не более 70 %. Радиус зоны воздействия от одного виброисточника составляет 3 км при глубине залегания продуктивных пластов 2,5 –3 км.
Технология создает объемный характер воздействия на не
В результате такого рода комплексного воздействия происходит снижение влияния зональной и послойной неоднородности на отдачу продуктивных пластов, улучшается охват месторождения разработкой, снижается обводненность при улучшении физико-химических свойств нефти. Продолжительность воздействия на залежь в цикле - до года и более.
Для возбуждения волновых колебаний используются серийные виброисточники, генерирующие колебания с частотой 8-18 Гц. Количество виброисточников на одном месторождении выбирается в зависимости от необходимой площади охвата месторождения или его участка. Технология эффективно применялась в терригенных и карбонатных коллекторах на 7 месторождениях. В зоне воздействия находилось 205 скважин, из которых в среднем реагировало на воздействие 75,6 %. При этом добыча нефти увеличилась в среднем на 33,5%.
Газодинамический разрыв пласта (ГДРП).
Технология разработана в ЗАО «Пермский инженерно-технический центр «ГЕОФИЗИКА». Для её реализации используют твердотопливные генераторы давления с сжиганием пороха и жидкие термогазообразующие композиции.
Для рассматриваемых технологий в таблице представлены в порядке возрастания результаты оценки удельного веса затрат на 1 т дополнительно добытой нефти.
Комбинация методов повышает эффективность обработки скважин.
Таблица 1
Оценка эффективности технологий по удельному весу затрат на 1 т дополнительно добытой нефти[2]
| № |
Технология |
Технологические показатели |
Стоимость, тыс. руб.** |
Удельные затраты, рубль на тонну |
||||
| Количество скважин (выборка) |
Успешность обработок, % |
Приращение дебита, т/сутки |
Продолжител.эффекта, месяцев |
ΔQ, т * |
||||
| 1 |
Электрическая обработка скважин |
450 |
92 |
13,1 |
32,4 |
6500 |
1000 |
154 |
| 2. |
Газодинамический разрыв пласта |
43 |
82,5 |
13,8 |
12 |
2525 |
500 |
198 |
| 3. |
Акустическая обработка |
1833 |
78,5 |
9,9 |
7,3 |
1101 |
300 |
272 |
| 4. |
Реагентно-гидроимпульсно-виброструйная обработка |
17 |
- |
8,4 |
9,0 |
1129 |
350 |
310 |
| 5. |
Реагентная обработка |
1898 |
89,6 |
5,8 |
12,4 |
1106 |
350 |
316 |
| 6. |
Гидравлический разрыв пласта |
1578 |
70 |
12,5 |
43,7 |
8307 |
3500 |
421 |
| 7. |
Электрогидравлическая обработка |
50 |
87,5 |
5,1 |
7,2 |
522 |
425 |
814 |
| 8. |
Щелевая разгрузка пласта |
152 |
72,4 |
6,6 |
34 |
3397 |
2800 |
824 |
| 9. |
Азотно-импульсная обработка скважин |
50 |
90 |
5,1 |
6,1 |
470 |
450 |
957 |
| 10. |
Виброволновое воздействие |
36 |
75 |
- |
10 |
1356 |
1800 |
1327 |
| 11. |
Объемное волновое воздействие |
205 |
75,7 |
- |
12 |
632 |
3000 |
4747 |
* ∆Q, т – дополнительная добыча нефти из скважины за счёт её обработки, т
** Стоимость, тыс. руб. – стоимость обработки одной скважины
3. Экономическая оценка месторождений
3.1. Сравнительная экономическая оценка месторождений полезных ископаемых региона
У нас в стране основными методами оценки месторождений полезных ископаемых являются методы доходного подхода, преимущественно капитализации потенциальных доходов или дисконтирования денежного потока. Остальные методы применяются для получения расчетных показателей, используемых при определении стоимости месторождения, полученной доходным методом, а также издержек, связанных с проведением работ по компенсации вреда, причиненного природной среде, определении стоимости горного имущества.
Методы затратного подхода применяются для определения стоимости воспроизводства и стоимости замещения зданий, сооружений, оборудования, а также для оценки природных ресурсов, теряемых или повреждаемых при эксплуатации месторождения и экологического ущерба.
Методы сравнительного подхода применяются для получения значений цен на минеральное сырье и используемое оборудование.
Научный подход к экономической оценке полезных ископаемых в нашей стране начал формироваться с конца 30-х годов. Постановка проблемы и создание методических основ экономической оценки ресурсов недр связана с именами А. В. Хачатурова, М.И. Агошкова. К.Г. Гофмана, Н.А. Хрущева. В соответствии с разработанной в те годы методологией под экономической оценкой месторождений понималась денежная оценка запасов, определенная на основе цены на полезное ископаемое, затрат на вовлечение месторождения в эксплуатацию и величине эффекта, получаемого от эксплуатации запасов[3]
.
Для экономической или стоимостной оценки минерального сырья применялась временная типовая методика экономической оценки месторождений. Под экономической оценкой месторождений полезных ископаемых понималась разность между ценностью продукции, получаемой из запасов конкретного месторождения, и суммарными эксплуатационными и капитальными затратами на ее получение за весь период отработки месторождения с учетом фактора времени. Данный подход к оценке месторождений полезных ископаемых сохранился до настоящего времени и, с корректировкой на рыночные условия добычи и реализации сырья, может применяться для определения стоимости месторождений полезных ископаемых.
Ставка дисконтирования принимается равной приемлемой для инвестора норме дохода или отдачи на капитал. Ставка дисконтирования устанавливается на таком уровне, который позволяет инвестору не только компенсировать риск, но и получить требуемую прибыль.
В состав затрат, учитываемых при расчете стоимости месторождения могут включаться затраты на геологоразведочные работы, проводимые за счет средств инвестора, затраты на транспортировку сырья до станции или порта отгрузки (франкирование цены на транспортоемкое сырье), затраты на рекультивацию земель, а также затраты на компенсацию экологического вреда и страхование рисков причинения ущерба природной среде.
В зависимости от целей оценки в состав издержек либо включаются, либо не включаются налоги, и иные платежи, связанные с добычей и использованием полезных ископаемых.
Для базового варианта рекомендуется применять ставку дисконта равную 10%, для коммерческого варианта - не ниже 15%.
При оценке стоимости месторождений рассматривается несколько вариантов его освоения. Из них выбирается вариант с максимальной величиной стоимости.
Оценка минерального сырья
Оценка стоимости минерального сырья в недрах может использоваться в целях оценки национального богатства или в целях определения первоначальной цены акции при приватизации предприятия или при продаже акций на рынке ценных бумаг. Однако результаты данной оценки весьма относительны. Поэтому в целях достоверности расчетов прогнозные ресурсы рекомендуется оценивать, применяя коэффициент достоверности, принимаемый равным 0,1 - 0,15 в зависимости от степени изученности территории.
Оценка месторождений полезных ископаемых
Для оценки месторождений в целях их коммерческого использования (приобретения прав на добычу, оценки эффективности проекта и др.) общая формула оценки месторождений может быть уточнена. В нее могут вноситься новые составляющие, более точно описывающие экономические условия освоения месторождения.
Средняя мировая цена полезного ископаемого может определяться на основе данных издания Международного Валютного Фонда «International financial statistics», NBF, получаемых в Госкомстате России.
Расчетные годовые издержки по оцениваемому месторождению (эксплуатационные расходы) при проектируемой технологии добычи полезного ископаемого могут определяться исходя из основных структурных элементов и рассчитываться по формуле:
И = Ит + ТР + Оп + Н, где:
Ит - среднегодовые текущие затраты, определяется по фактическим данным за предыдущий год или по данным технико-экономического обоснования проекта разработки месторождения;
ТР - среднегодовые затраты на транспорт продукции;
Оп - среднегодовые эксплуатационные расходы на природоохранные мероприятия в соответствие с проектом разработки месторождения;
Н - среднегодовые налоги и платежи в недропользовании.
Оценка затрат на охрану и восстановление окружающей среды
Затраты по охране окружающей среды могут включать следующие виды расходов:
- первоначальные капитальные вложения в мероприятия по охране окружающей среды;
- дополнительные капитальные вложения, мероприятия по охране окружающей среды;
- эксплуатационные расходы;
- затраты на страхование от прогнозируемых вредных воздействий горного производства;
- различного рода компенсационные платежи в возмещение причиняемого экологического ущерба.
Первоначальные капитальные вложения в мероприятия по охране окружающей среды могут включать
- затраты на лесовосстановление;
- затраты на водоотведение и охрану водных объектов;
- затраты на охрану воздушного бассейна;
- затраты на рекультивацию земель и другие затраты.
Оценка осуществляется в следующем порядке.
На первом этапе:
В разведанных месторождениях выделяются части, приблизительно одинаковые по горно-геологическим параметрам и технико-экономическим показателям. На основе действующих инструкций и нормативных документов определяются варианты оконтуривания запасов. Выполняется анализ экономико-географических условий расположения участка недр.
Выбираются варианты подсчета запасов месторождения с учетом его природных особенностей. Выбираются технологии разработки месторождения и технология переработки (обогащения) полезного ископаемого.
На втором этапе:
Осуществляется повариантный расчет технико-экономических показателей оценки месторождения. По каждому варианту определяется величина извлекаемых запасов в пересчете на конечную продукцию, срок отработки запасов, показатели эксплуатационных и капитальных затрат. Проводится расчет стоимости по каждому варианту.
На третьем этапе:
Выбирается рациональный вариант эксплуатации месторождения и осуществляется подготовка технико-экономического обоснования (ТЭО) проекта и его утверждение. При необходимости (в случае недостаточной эффективности выбранного варианта эксплуатации месторождения) может осуществляться уточнение технико-экономических решений и рассчитываться показатели сравнительной эффективности.
Материалы отчета стоимостной оценки запасов полезных ископаемых должны включать:
1. Общие сведения об участке недр, где дается описание:
- географического положения участка недр, включая его расположение относительно других лицензионных участков;
- природно-климатических условий (рельеф местности, сейсмичность, колебания температуры воздуха, осадки, направления ветров, наличие вечной мерзлоты, и пр.);
- степень освоенности территории (ближайшие населенные пункты, наличие судоходства, железных и автомобильных дорог, взлетно-посадочных полос, удаленность от трубопроводов, развитие производства и пр.).
2. Геологическая характеристика участка недр должна содержать:
- описание геологического строения участка и обоснование выделения отдельных объектов оценки;
- анализ коллекторских свойств каждого из объектов, подсчет ресурсов и запасов полезных ископаемых по категориям;
- прогноз извлекаемых запасов промышленных категорий.
3. Технологические показатели разработки месторождений и участков недр включают описания промысловых параметров каждого из выделенных объектов оценки, возможные технологические варианты разработки, прогнозные показатели добычи основной и попутной продукции.
3.2. Стоимостная оценка запасов полезных ископаемых
Стоимостная оценка выполнятся в условиях существенной неопределенности в отличие от современных детальных ТЭО (горные проекты, банковские ТЭО), где геологические, горно-технические, технологические и другие условия отработки детально изучены, запасы подготовлены к промышленному освоению, а инвестиционные, эксплуатационные и другие расходы определяются прямым счетом с погрешностью не более ±10 %.
Стоимостная оценка месторождений полезных ископаемых или участков недр выполняется, как правило, доходным методом, при котором величина стоимости запасов выражается чистым дисконтированным доходом (ЧДД) за весь срок строительства горного предприятия и разработки месторождения с учетом всех установленных налогов и платежей при ставке дисконта, учитывающей “надбавку за риск”.
Учет риска путем введения “надбавки за риск” к безрисковой ставке дисконтирования является достаточно распространенным способом при стоимостной оценке. Однако многие исследователи считают данный подход субъективным, так как неясно, как рассчитать такую надбавку в каждом конкретном случае. Например, при определении ставки дисконтирования по формуле E = Rf
+β(Rm
– Rf
), где Rf
– норма доходности по защищенным от риска ценным бумагам; Rm
– средняя норма доходности на фондовом рынке, величина коэффициента β (ковариация курсов акций конкретных компаний к среднему курсу акций на фондовом рынке), являющаяся мерой риска, принимается по экспертным оценкам и никаким образом не учитывает индивидуальность конкретного объекта.
За рубежом используется некий классификатор ставок дисконта, в котором за безрисковую ставку принимается доходность по государственным ценным бумагам (4-5 % годовых), а “надбавки за риск” ранжированы по степени возрастания неопределенности результата того или иного инвестиционного проекта. Например, при инвестициях на освоение месторождения с детально разведанными и изученными запасами, тщательно рассчитанными инвестиционными и эксплуатационными затратами в условиях относительной стабильности прогнозных цен на конечную продукцию принимается минимальная “надбавка за риск” в размере 3-5 %. Максимальная надбавка (20-25 %) предусмотрена для проектов, исходные показатели которых устанавливаются в условиях высшей степени неопределенности. Классификаторы несколько упорядочивают систему принятия решения, однако субъективизм в оценке степени неопределенности и здесь присутствует в полной мере[4]
.
Таким образом, в российской и зарубежной практике отсутствует опыт расчетного обоснования “надбавки за риск”. Поэтому для обсуждения предлагается достаточно простой объективный расчетно-аналитический метод оценки ставки дисконтирования с учетом риска, учитывающий специфику конкретного объекта оценки.
Суть метода заключена в том, что разумно обоснованная мера риска устанавливается с учетом средне-квадратического отклонения (σ
ЧДД
) доходности базового инвестиционного проекта (ЧДДб
), рассчитанного при безрисковой ставке дисконта (Еб.р
). Иными словами, определяется величина ставки дисконтирования с учетом риска (Ер
) при пессимистическом результате стоимостной оценки месторождения или участка недр (ЧДДп
=
ЧДДб
– σ
ЧДД
) и как следствие “надбавка за риск” составит: ΔE = Ер
– Еб.р
Расчет дисперсии ЧДДб
выполняется методом дискретных вероятностей на основе задания погрешностей при установлении запасов руды и металла, капитальных и эксплуатационных затрат, цены на товарную продукцию и других показателей. Диапазон изменения погрешностей зависит от степени разведанности запасов (категории запасов), способов установления инвестиционных и эксплуатационных затрат, колебания цен. Для установления ориентировочного диапазона изменения погрешностей в зависимости от уровня надежности определения того или иного параметра предполагается разработка классификатора погрешностей, в котором будут ранжированы объекты оценки с различным сочетанием ошибок по исходным данным (запасы руды и металла, инвестиционные и эксплуатационные затраты, цены на товарную продукцию и др.). Ошибки при подсчете запасов руды и металла можно устанавливать по величине случайной составляющей изменчивости мощности рудных пересечений и содержания в них полезного компонента или руководствуясь погрешностями для каждой категории запасов. Ошибки по затратам могут быть дифференцированы с учетом способа их установления. Например, если в качестве надежно установленного аналога принимается отрабатываемое месторождение, ошибки при установлении инвестиционных и эксплуатационных затрат составят 5 %, если по аналогу имеется детальное ТЭО – 10 % (ГКЗ предполагает разработать критерии для выбора аналога и создать обширную базу “Месторождение-аналог”). В случае установления исходных показателей по уравнениям регрессии ошибки соизмеримы со среднеквадратическим отклонением аппроксимации, если же используется способ прямого счета на основе укрупненных нормативов удельных затрат с использованием коэффициентов-дефляторов, ошибки могут достигать 30 % и более.
Кроме оценки “надбавки за риск”, метод дискретных вероятностей позволяет оценить вероятность получения убытков и среднего значения убытков инвестиционных проектов с невысоким уровнем рентабельности, что является ценнейшей информацией для инвестора. При отрицательном результате (ЧДД < 0) можно оценить вероятность положительного решения и выработать рекомендации по оптимизации базового проекта.
Наиболее приемлемой безрисковой ставкой дисконтирования целесообразно считать 10 % по следующим соображениям: реальные финансовые обязательства горно-рудных компаний, как правило, превышают минимальный доход по государственным бумагам; доход по банковским депозитам колеблется в России на уровне 10 %; зарубежный опыт свидетельствует о том, что многие фондовые биржи требуют, чтобы расчеты по оценке проектов выполнялись при ставке дисконта не ниже 10 %.
Одной из задач стоимостной оценки месторождений и участков недр, выставляемых на конкурсы и аукционы, является определение стартового размера разового платежа за пользование недрами (бонуса). Четких рекомендаций по соблюдению интересов государства и недропользователя для решения данного вопроса пока не разработано. В Законе РФ “О недрах” минимальный стартовый платеж за право пользования участком недр определен в размере 10 % суммы среднегодового налога на добычу, что явно не в пользу государства.
На месторождениях с отрицательным ЧДД в качестве стартового платежа может выступать минимальный его размер, определенный Законом РФ “О недрах” или устанавливаемый методом опционов. Существует опыт установления бонуса, размер которого равен 90 % ЧДДб
(печальный опыт стоимостной оценки, предпринятый МПР России в 2003 г. силами коммерческих оценочных компаний).
В заключение необходимо отметить, что Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых в соответствии с Протоколом МПР России от 08.07.2004 г. № АТ-07 поручено выполнение функций по стоимостной оценке месторождений полезных ископаемых и участков недр. В связи с этим ГКЗ надеется на плодотворное сотрудничество с ведущими специалистами в области геолого- экономической оценки месторождений для выработки единых методических решений по проблемным вопросам стоимостной оценки.
3.3. Эколого-экономическая оценка эффективности рационального использования минерального сырья в рыночных условиях
В последнее время в печати появляется все меньше предложений, касающихся оценки природных ресурсов. Теперь в связи с новыми условиями хозяйствования в нашей стране назрела необходимость широкого изучения этого вопроса и внесения ряда теоретически обоснованных предложений. Рост и развитие национального хозяйства связаны со все более широким использованием разнообразных месторождений полезных ископаемых, вопрос об эколого-экономической оценке которых в рыночных условиях хозяйствования до настоящего времени по ряду важных аспектов остается нерешенным.
На современном этапе развития экономики России первостепенное значение приобретают факторы интенсификации, повышения эффективности использования природных ресурсов. Для того, чтобы успешно решать многообразные экономические и социальные задачи, стоящие перед нашей страной, нет другого пути, кроме резкого повышения эффективности общественного производства, быстрого роста производительности ресурсов. Упор на эффективность должен стать частью всей экономической стратегии подъема российской экономики. Поэтому изменения в условиях хозяйствования должны быть направлены на значительное повышение эффективности использования имеющихся в стране природных ресурсов.
В анализе результатов хозяйственной деятельности используются обобщающие и частные показатели эффективности общественного производства, характеризующие соотношение полезного эффекта с затратами ресурсов на его получение. Для улучшения процесса природопользования весьма важное значение имеет совершенствование методов оценки природных ресурсов, исходя из необходимости исчисления их затрат, как в локальных хозяйственных звеньях, так и с позиции национальной экономики. Современный период наряду с разработкой теории экономической оценки характеризуется усилением внимания к теоретическим и методологическим проблемам анализа и измерения эффективности освоения природных ресурсов.
Разработка этих проблем поднялась на более высокий, а в ряде случаев качественно новый уровень. Практика рыночного хозяйства выработала принципы, формы и методы анализа эффективности использования природных ресурсов. Важным методологическим принципом оценки является макроэкономический подход к определению эффективности природоохранных мероприятий. В этом аспекте эколого-экономическая оценка представляется в широком плане, исходя из необходимости этих мероприятий для решения социально-экономических задач национального хозяйства.
Исследование вопросов экономической оценки природных ресурсов осуществлялось по следующим основным направлениям.
Во-первых, получили дальнейшее развитие работы в области теории рентной оценки (в частности, земельных ресурсов). Теоретические разработки в этой области в большей мере, чем прежде, стали основываться на анализе рыночного механизма и ориентироваться на потребности хозяйственной практики в ресурсах.
Во-вторых, наряду с продолжением исследований вопросов природопользования экономическая наука вернулась после длительного перерыва к изучению эффективности использования ресурсов. Установлено, что содержание этих вопросов не исчерпывается проблематикой анализа ресурсоемкости производства и является самостоятельной областью теории природопользования.
В-третьих, в числе общих проблем пропорциональности национального хозяйства развернулось изучение вопросов закономерностей изменения материалоемкости продукции, соотношения между ростом средств на восстановление природной среды и национального дохода и факторов, влияющих на динамику этих показателей.
Теоретические работы по вопросам ресурсоемкости обобщили также методологию и практику нормирования расхода естественных ресурсов в технико-экономических расчетах.
Заключение
Геолого-экономическая оценка месторождений полезных ископаемых, обнаруженных на какой-либо территории, производится на всех стадиях геологического изучения данной территории и при постановке запасов полезных ископаемых на государственный баланс.
Геолого-экономическая оценка месторождений полезных ископаемых, состоящих на государственном балансе, нередко продолжается вплоть до полной отработки месторождений. Это объясняется обязанностью пользователей недр, осуществляющих добычу и первичную переработку полученного ими из недр минерального сырья, обеспечить (в соответствии с требованиями ст. 23-3 Закона РФ "О недрах") дальнейшее изучение технологических свойств и состава минерального сырья, проведение опытных технологических испытаний с целью совершенствования технологий переработки минерального сырья.
Геолого-экономическая оценка месторождений полезных ископаемых осуществляется на основе критериев и требований, устанавливаемых федеральным органом управления государственным фондом недр - Министерством природных ресурсов (МПР) РФ. Указанные критерии и требования изложены во "Временном руководстве по содержанию, оформлению и порядку представления на государственную экспертизу технико-экономических обоснований (ТЭО) кондиций на минеральное сырье", утвержденном Приказом МПР РФ от 21 июля 1997 г. N 128. "Временное руководство" разработано Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых МПР РФ с целью адаптации существующего механизма геолого-экономической оценки месторождений полезных ископаемых и созданной на его основе минерально-сырьевой базы к требованиям рыночной экономики и Закона РФ "О недрах" с учетом особенностей формирования новых отношений недропользования. Совокупность требований к качеству и количеству полезных ископаемых, горно-геологическим и иным условиям их разработки, обеспечивающим наиболее полное комплексное и безопасное использование недр на рациональной экономической основе с учетом экологических последствий эксплуатации месторождения, называют кондициями на минеральное сырье. Кондиции разрабатываются и уточняются в процессе геолого-экономической оценки месторождения по материалам их разведки и эксплуатации на основе специального технико-экономического обоснования (ТЭО) с учетом возможности использования основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых, а также содержащихся в них ценных компонентов. Кондиции в соответствии с этапами изучения и освоения месторождений разделяются на разведочные и эксплуатационные.
Для комплексных месторождений должна быть рассмотрена возможность использования как основных, так и совместно с ними залегающих полезных ископаемых, а также содержащихся в них компонентов. Кроме того, в расчетах, обосновывающих параметры кондиции, оценивается и (при положительных результатах) учитывается возможность использования подземных вод, участвующих в обводнении месторождений, для хозяйственно-питьевого водоснабжения или извлечения из них полезных компонентов.
При комплексной оценке нерудного сырья требования к его качеству и горнотехническим условиям отработки устанавливаются применительно к каждой из намеченных областей его использования. При определении параметров кондиций для полезных ископаемых, используемых в производстве строительных материалов, необходимо учитывать соблюдение норм радиационной безопасности.
В зависимости от геологического строения месторождения, горно-геологических условий его разработки, состава полезного ископаемого и требований промышленности кондициями устанавливаются только те из перечисленных параметров, которые необходимы для геолого-экономической оценки данного месторождения.
Разработка экономического обоснования разведочных кондиций осуществляется на основе принципов, изложенных в Методических рекомендациях по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. В соответствии с указанными Методическими рекомендациями оценка проекта осуществляется на основе моделирования потоков продукции, ресурсов и денежных средств в пределах некоего периода (горизонт расчета), обычно определяемого как срок отработки месторождения или его части.
Список литературы
1. Федеральный закон РФ «
О недрах» (в редакции Федерального закона от 3 марта 1995 года N 27-ФЗ) (с изменениями на 17 июля 2009 года)
2. Ампилов Ю.П. Экономическая геология. – М.: Интра, 2006.
3. Дергачев А.Л. Хилл Дж. Казаченко Л.Д, Финансовая-экономическая оценка минеральных месторождений. М.: МГУ 2000.
4. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционного проекта и их отбору для финансирования. М: Минэкономики РФ 1997
5. "Минеральные ресурсы России" №4, 2004
6. Милютин А.Г. Разведка и геолого-экономическая оценка месторождений полезных ископаемых. – М.: МГОУ, 2004.
7. Моделевский М.С. Современные представления о ресурсах нефти и газа. – М.: Недра, 2001.
8. Цветкова, А.Ю. Эколого-экономическая оценка эффективности рационального использования минерального сырья в рыночных условиях / А. Ю. Цветкова // Обзор. информ. / ВИНИТИ. Сер. Экономика природопользования. - 2002. - № 5. - С.113 - 117.
9. Швец С.М. Дергачев А.Л. Финансово-геологическая оценка минеральных месторождений на базе компьютерного моделирования. М., Геоинформарк 2002.
10. Шумилин М.В., А. Гостевских Об оценке рисков горного проекта // Журнал Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. №3 2001 Экономика отрасли /Под ред. А.С.Пелиха. – Ростов н/Д: Феникс, 2003.
11. Экономика природных ресурсов, 2-е изд.. / А. Эндрес, И. Квернер - СПб: Питер, 2003. - 256 с.
12. Экономика природных ресурсов. Учебное пособие для ВУЗов. / Струкова Е.Б., Голуб А.А. - Аспект-Пресс, 2003.Экономика природопользования. / Фомичева Е.В. - Дашков и К, 2003.
[1]
Моделевский М.С. Современные представления о ресурсах нефти и газа. – М.: Недра, 2001.
[2]
Ампилов Ю.П. Экономическая геология. – М.: Интра, 2006.
[3]
Дергачев А.Л. Хилл Дж. Казаченко Л.Д, Финансовая-экономическая оценка минеральных месторождений. М.: МГУ 2000.
[4]
Экономика природных ресурсов. Учебное пособие для ВУЗов. / Струкова Е.Б., Голуб А.А. - Аспект-Пресс, 2003.Экономика природопользования. / Фомичева Е.В. - Дашков и К, 2003.