Особенности оценки эффективности инвестиций в разработку нефтяного месторождения основаны на технологических особенностях нефтегазового дела и проектов разработки месторождений. Технологии проектов разработки определяют формирование капитальных вложений и то, каким образом будет эксплуатироваться месторождение, какие при этом виды эксплуатационных затрат возникнут, например налог на добычу полезных ископаемых зависит от геолого-технических характеристик проекта и объема добычи нефти.
Для исследования особенностей методических подходов была составлена укрупненная гидродинамическая модель проекта разработки условного нефтяного месторождения. Результаты гидродинамической модели легли в основу формирования капитальных вложений (КВ), эксплуатационных затрат (ЭЗ) и построения финансовой модели. Для детального анализа методических подходов рассмотрим два варианта реализации проекта разработки месторождения, в основу которых лег принцип распределения капитальных и эксплуатационных затрат, предполагающий две модели ввода скважин: условно-мгновенный (все скважины сразу строятся) и постепенный ввод десяти скважин (график разбуривания скважин наибольшим образом соответствует реальности).
При оценке эффективности инвестиций любого проекта современный бизнес руководствуется Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов [5], однако в Российской Федерации с 2016 по 2019 г. приняты Правила подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья (Правила), непосредственно регламентирующие оценку эффективности технических проектов разработки углеводородных месторождений: ЧДД > 0, ВНР > нормы дисконта, PI (индекс доходности) > 1 и интегральный показатель Топт [7, 6]. В методике Правил, адаптированной под оценку проектов разработки углеводородных месторождений, впервые появляется новый критерий — Т оптимальный, который необходимо было рассчитывать для каждого варианта разработки в следующей последовательности до изменений в 2019 г. [7]: