Лобовиков

ЭКОНОМИКА
УДК 622.276:338.31
DOI: 10.33285/1999-6942-2020-10(190)-30-34
ОЦЕНКА КОММЕРЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ НОВОЙ ТЕХНИКИ
ПРИ РАЗРАБОТКЕ НИЗКОДЕБИТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ
А.О. Лобовиков, Г.П. Хижняк, Э.А. Туляев, Д.И. Аппасова
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
В работе предложены рекомендации для оценки коммерческой эффективности применения новой техники в целях увеличения
добычи нефти на низкодебитных скважинах.
Организационно-технологические приоритеты реализации нефтегазовых проектов достаточно подробно освещены в работах
А.Ф. Андреева, А.А. Синельникова и Г.Н. Булискерии. Применение новой техники на низкодебитных скважинах продлевает срок
их полезного использования и увеличивает извлекаемую часть запасов месторождения. Для системной оценки эффективности
внедрения новой техники кроме технологического эффекта необходимо выполнить расчет коммерческой эффективности.
Такой системный (комплексный) подход предложен в ряде публикаций. Проблемам бурения и сервисного обслуживания скважин
на примере конкретных месторождений уделено внимание в некоторых статьях. Однако, в связи с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов в общем объеме нефтедобычи, данная тема остается актуальной.
Авторами применялись действующие рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. В то же время при
оценке коммерческой эффективности внедрения новой техники на низкодебитных скважинах необходимо учитывать особенности
каждого месторождения нефти с учетом его окупаемости во времени.
В целях системной оценки эффективности внедрения новой техники для разработки низкодебитных месторождений нефти предлагается использовать авторские рекомендации.
Представленные расчеты коммерческой эффективности новой техники для эксплуатации низкодебитных нефтяных скважин на
конкретном примере показывают высокую технико-экономическую эффективность ее внедрения и, как следствие, практическую
значимость.
Ключевые слова: низкодебитные нефтяные скважины; новая техника; оценка коммерческой эффективности; системный подход;
рекомендации.
EVALUATION OF THE COMMERCIAL EFFICIENCY OF NEW TECHNOLOGIES IMPLEMENTATION WHEN DEVELOPING LOWPRODUCTIVE OIL FIELDS
A.O. Lobovikov, G.P. Khizhnyak, E.A. Tulyaev, D.I. Appasova
(Perm National Research Polytechnic University)
The paper offers recommendations for evaluating the commercial efficiency of using new technologies application to increase oil production of low-productive wells.
Organizational and technological priorities for oil and gas projects implementation are quite sufficiently discussed in the works of A.F. Andreev, A.A. Sinelnikov and G.N. Buliskeriya. New technologies application in low-productive wells extends their useful life and increases
the recoverable part of the field's reserves. The systematic assessment of the effectiveness of the new technologies implementation, in
addition to the technological effect, requires calculation of the commercial efficiency.
This systematic (integrated) approach is proposed in a number of publications. The problems of wells drilling and servicing on the example
of specific fields are given attention in some papers. However, due to the increase in the share of hard-to-recover reserves in the total volume of oil production, this topic remains relevant.
The authors used current recommendations for evaluating the effectiveness of investment projects. At the same time, when evaluating the
commercial effectiveness of new technologies implementation in low-productive wells, it is necessary to take into account the characteristics of each oil field with account of its payback over time.
In order to systematically assess the effectiveness of new technologies implementation for low-productive oil fields development, it is proposed to use the author's recommendations.
The presented calculations of new technologies commercial efficiency for operation of low-productive oil wells show high technical and
economic efficiency of their implementation and, as a result, practical significance.
Keywords: low-productive oil wells; new technology; commercial efficiency assessment; system approach; recommendations.
Для нефтяных компаний в настоящее время существенной проблемой является уменьшение добычи на
старых месторождениях с низким дебитом существующих скважин. Увеличить нефтедобычу можно за
счет внедрения новой техники. Данные аспекты достаточно подробно изложены в публикациях ряда авторов [1–5].
Об актуальности внедрения новой техники на старых нефтяных скважинах свидетельствует опыт ее
применения во многих регионах России, что подтверждается в работах [6, 7].
30
При системном подходе к решению проблемы извлечения запасов нефти на старых месторождениях
необходимо учитывать не только техническую сторону вопроса, но и какой ценой обеспечивается нефтедобыча на скважинах с низким дебитом, т. е. оценить
коммерческий эффект от внедрения новой техники.
Часто при оценке экономической эффективности
новой техники предлагаются инвестиционные проекты со значительными капитальными вложениями,
срок окупаемости которых вызывает вопрос об их целесообразности для собственников предприятий.
Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом 10(190)2020
ЭКОНОМИКА
Как правило, в настоящее время применяют существующие рекомендации по оценке эффективности
[8]. По мнению авторов, для оценки коммерческой
эффективности новой техники на действующих
нефтяных скважинах с низким дебитом необходимо
особо учитывать скорейшую окупаемость ее применения, в противном случае "игра не стоит свеч". В
этих целях авторами предложены рекомендации по
коммерческой оценке новой техники для нефтяных
скважин с низким дебитом.
Рекомендации по коммерческой оценке новой
техники при разработке низкодебитных
нефтяных скважин
В результате применения новой техники ожидаемый чистый дисконтируемый доход от извлекаемых
запасов месторождения предлагается определять по
формуле
ЧДД  Тt 1  Ct Qt  Зэt  НИ t  НДПИ t  НДСt  К Е  
100  Н
t


 At  1  E н  ,
100

(1)
где Qt – ожидаемый прирост извлекаемых запасов от
применения новой техники; Ct – цена единицы продукции; Зэt – эксплуатационные затраты; НИt – налог
на имущество; НДПИt – налог на добычу полезных
ископаемых; НДСt – налог на добавленную стоимость;
КЕ – единовременные капитальные вложения на внедрение новой техники (тыс. р.); H – налог на прибыль
(20 %); At – амортизационные отчисления на t-м шаге
расчетного периода; Ен – норма дисконта (доли ед.);
t – шаг расчетного периода (год, квартал, месяц) и
T – расчетный период.
Пример оценки коммерческой эффективности
от внедрения компоновки ПРОК-ШГНУ
Размер единовременных капитальных вложений
КЕ по внедрению одной компоновки установки штангового глубинного насоса ПРОК-ШГНУ по договору
подряда на месторождении "Таныпское" в Пермском
крае для одной скважины составит 355 тыс. р. При
этом амортизационные отчисления на каждом шаге
расчетного периода (квартал) составят 8,25 %.
Основные исходные показатели для расчетов отражены в табл. 1.
Текущие ежеквартальные эксплуатационные затраты представлены в табл. 2.
Таблица 2
Текущие ежеквартальные эксплуатационные затраты
№
п/п
Административно-хозяйственные
расходы (АХР)
2 Электроэнергия
3 Горюче-смазочные материалы (ГСМ)
Заработная плата обслуживающего
4
персонала
Отчисления на социальное страхова5 ние с з/п обслуживающего персонала
(30 %)
Итого:
1
Показатели
Единовременные капитальные вложения (КЕ)
Нормативный срок службы новой техники (Т)
Увеличение нефтедобычи (ΔQt)
Цена продаж внутри страны
Налоги на имущество
НДС
НДПИ
Налог на прибыль
Норма дисконта за квартал
Годовая норма амортизации
Ед. изм. Значение
тыс. р.
355
квартал
12
т/квартал
1098
тыс. р./т
13,2
тыс. р.
2
%
20
тыс.р.
9763
%
20
%
3,5
%
33
Ед. изм.
Сумма
тыс. р.
21,15
тыс. р.
тыс. р.
18,15
11,58
тыс. р.
18,87
тыс. р.
5,67
75
Выручку от реализации нефти определяем по каждому кварталу:
Bt = Ct  Qt,
(2)
где Сt – цена нефти на внутреннем рынке; ΔQt – ожидаемый прирост извлекаемых запасов.
Выручка от продаж дополнительной нефти при
внедрении новой техники за первый квартал составит
С1 = 13,2 тыс. р./т
Bt = Ct  Qt = 13,2  1098 = 14494 тыс. р.
Налог на имущество (НИ) определяем в размере
2,2 % от его первоначальной стоимости на каждый
шаг расчетного периода (квартал) по формуле
НИ t 
К Е  2 ,2 100
.
4
(3)
В данном примере он составит
НИ1 
355  2 , 2 100
 2,0 тыс. р.
4
НДС определяем по формуле
НДСt  Вt 
aНДС
100 %
,
(4)
аНДС – ставка налога на добавленную стоимость (20 %).
Тогда в первом квартале
НДС1  14493,6 
Таблица 1
Основные исходные показатели для расчетов
Статьи затрат
20 %
= 2899 тыс. р.
100 %
Налог на добычу полезных ископаемых рассчитываем по действующему налоговому законодательству
НДПИt = NНДПИ Qt Kц,
(5)
где NНДПИ – налоговая ставка на добычу нефти; ΔQt –
количество добытой нефти; Kц – коэффициент динамики цен на нефть на дату выполнения расчетов
Pi
,
(6)
261
где Цн – средний за налоговый период (февраль 2020 г.)
уровень цен на нефть, по данным Минфина РФ; Pi –
Problems of economics and management of oil and gas complex 10(190)2020
К ц   Ц н  15
31
ЭКОНОМИКА
где Пr – чистая прибыль на отдельном шаге расчетного
периода; Аt –амортизация новой техники; ЕН – норма
дисконтирования; КЕ – единовременные капитальные
вложения на внедрение новой техники, тыс. р.
Амортизационные отчисления в нашем примере
определены равными долями на каждом шаге (квартал) расчетного периода по формуле
среднее значение за отчетный налоговый период курса
доллара США к рублю, по данным Банка России [9].
63,8836
К ц   54 ,53  15
=9,6756.
261
В результате на первом шаге расчетного периода
НДПИ1 = 919  1098  9,6756 = 9763 тыс. р.
Доход от продаж нефти за первый квартал составит
At 
Д1 = В1–НИ1 – НДС1– НДПИ1 = 1830 тыс. р.
Прибыль до налогообложения Пt со скважины
определяем по формуле:
Пt = Дt – Зэt.
К Е  8,25 %
 355  0,0825  29 тыс. р.
100 %
В данном примере единовременные капитальные
вложения осуществляются за месяц до начала расчетного периода. При годовой ставке 14 % норма дисконта на один квартал составит 3,5 % (0,035 д. ед.).
Коэффициент дисконтирования в первом квартале
будет равен
(7)
На первом шаге расчетного периода она будет
П1 = 1 830 – 75 = 1755 тыс. р.
Налог на прибыль составит Нпрt = 1755  20 % /100 % =
= 351 тыс. р.
Тогда чистая прибыль
t 
1
1  0,0351
 0,97,
тогда чистый дисконтированный доход в первом
квартале составит
Пчt = Пнt – Нпрt = 1755 – 351 = 1404 тыс. р.
ЧДД от внедрения новой техники определяем по формуле
1
ЧДД   Тt 1  П rt +At  
 КЕ ,
(8)
1  E H t
ЧДД1 = (1404 + 29)  0,97 – 355 = 1390 – 355 = 1035 тыс. р.
Дальнейшие расчеты показателей инновационного
проекта внедрения новой техники выполнены и представлены в табл. 3.
Таблица 3
Расчет коммерческой эффективности внедрения новой техники
Наименование показателей
Шаг реализации инновационного проекта внедрения новой техники (квартал)
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
355
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Прирост объемов (ΔQt) реализации нефти, т.
1098
1104
1110
1104
1098
1092
1086
1080
1074
1068
1062
1056
Прирост выручки (Вt), тыс.р.
14494 14573 14652 14573 14494 14414 14335 14256 14177 14098 14018 13939
Единовременные кап. вложения
(КЕ), тыс.р.
Налог на имущество (Ниt ), тыс.р.
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
НДС, тыс. р.
2899
2915
2930
2915
2899
2883
2867
2851
2835
2820
2804
2788
НДПИ, тыс.р.
9763
9817
9870
9817
9763
9710
9657
9603
9550
9497
9443
9390
Прирост дохода (Дt), тыс.р.
1830
1839
1850
1839
1830
1819
1809
1800
1789
1779
1770
1759
Текущие эксплуатационные затраты (Зэt), тыс.р.
75
76
77
78
79
80
79
78
77
76
75
74
Налогооблагаемая прибыль (Пt),
тыс.р.
1755
1763
1773
1761
1751
1739
1730
1722
1712
1703
1695
1685
Чистая прибыль (Пчt), тыс.р.
1348
1404
1410
1418
1409
1401
1391
1384
1377
1370
1362
1356
Амортизация (Аt), тыс.р.
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
Денежный поток, тыс.р.
1433
1439
1447
1438
1430
1420
1413
1406
1399
1391
1385
1377
Коэффициент дисконтирования,
αt
0,97
0,93
0,9
0,87
0,84
0,81
0,79
0,76
0,73
0,71
0,68
0,66
Дисконтированный денежный поток, тыс.р.
1390
1339
1302
1251
1201
1150
1116
1069
1021
988
942
909
Чистый дисконтированный доход
(ЧДД), тыс.р.
1035
984
947
896
846
795
761
714
666
633
587
554
Накопленный ЧДД, тыс. р.
1035
2019
2966
3862
4708
5504
6265
6979
7645
8278
8865
9419
2,9
5,7
8,4
10,9
13,3
15,5
17,6
19,7
21,5
23,3
25,0
26,5
Индекс доходности (ИД), ед.
32
Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом 10(190)2020
ЭКОНОМИКА
Финансовый профиль инновационного проекта
Таблица 4
Основные показатели оценки коммерческой эффективности инновационного проекта внедрения новой техники
Значения по кварталам и 3-й год расчетного периода
Ед.
Показатель
изм.
1
2
3
4
5
6
7
8
подход, который обеспечит
максимальный экономический эффект при минимальных сроках окупаемости и
затратах.
2. Оценку коммерческой
эффективности
внедрения
новой техники предлагается
осуществлять по авторским
рекомендациям, учитывающим единовременные капитальные вложения и специфику сервисных работ на
конкретном месторождении.
3. Применение новой
техники на скважинах с низким дебитом существенно
продлевает срок их эксплуатации при минимальных затратах, что имеет практическую значимость.
Публикация подготовлена
для обучения по дополнительной профессиональной программе в
Пермском национальном исследовательском политехническом университете [10].
ЛИТЕРАТУРА
3-й год
1. Андреев А.Ф., Синельников А.А., Булискерия
Г.Н. Организационно-технологические приориЧДД
тыс. р. 1035 2019 2966 3862 4708 5504 6265 6979
9419
теты
реализации нефтегазовых проектов
СО
кв. 0,26 –
–
–
–
–
–
–
–
(Часть 1) // Проблемы экономики и управления
ИД
ед.
2,9 5,7 8,4 10,9 13,3 15,5 17,6 19,7
26,5
нефтегазовым комплексом. – 2019. – № 2 (170).
– С. 25–29. – DOI: 10.33285/1999-6942-20192(170)-25-29
На основе выполненных расчетов построен график
2.
Андреев
А.Ф.,
Синельников А.А., Булискерия Г.Н. ОрганиЧДД = f(Т) (рисунок).
зационно-технологические приоритеты реализации нефтеОжидаемый срок окупаемости инновационного газовых проектов (Часть 2) // Проблемы экономики и
проекта от внедрения новой техники составит при- управления нефтегазовым комплексом. – 2019. – № 3 (171).
мерно 23 дня.
– С. 27–31. – DOI: 10.33285/1999-6942-2019-3(171)-27-31
3. Определение экономически эффективных способов инСО = 355 / (355 + 1035) ≈ 0,26 кв.
тенсификации добычи нефти на месторождении Дыш
Основные показатели коммерческой эффективно- Краснодарского края / А.Л. Яковлев, О.В. Савенок, Л.В. Пости внедрения новой техники на низкодебитных ме- варова, Г.В. Кусов // Проблемы экономики и управления
нефтегазовым комплексом. – 2019. – № 10 (178). – С. 31–36.
сторождениях нефти представлены в табл. 4.
По результатам реализации уже в первом квартале – DOI: 10.33285/1999-6942-2019-10(178)-31-36
4. Антипова О.В. Выбор нефтяных скважин для ремонта и
расчетного периода инновационного проекта внедре- оценка эффективности их использования // Проблемы экония новой техники можно сказать:
номики и управления нефтегазовым комплексом. – 2019. –
 в связи с тем, что ЧДД = 1035 тыс. р. > 0; ИД = № 11 (179). – С. 32–35. – DOI: 10.33285/1999-6942-2019= 2,9 > 1, инновационный проект внедрения новой 11(179)-32-35
5. Шевченко А.К. Проблемы использования остаточных затехники может быть принят к рассмотрению;
пасов
углеводородов выработанных месторождений и возпоскольку ожидаемый срок окупаемости инновационного проекта внедрения новой техники составля- можные пути их решения // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2018. – № 7. – С. 21–23.
ет 0,26 квартала (23 дн.), то он представляет значи– DOI: 10.30713/1999-6942-2018-7-21-23
тельный интерес.
6. Павловская А.В., Серебро О.А. Эффективность инноваций
в бурении нефтяных и газовых скважин // Проблемы
Выводы
экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2018.
1. Для нефтяных скважин с низким дебитом при – № 5. – С. 21–26. – DOI: 10.30713/1999-6942-2018-5-21-26
выборе оптимального варианта сервисных работ с 7. Технико-экономическая оценка разработки Ольховского
внедрением новой техники необходим системный месторождения на основе методики обоснования экономиProblems of economics and management of oil and gas complex 10(190)2020
33
ЭКОНОМИКА
ческой эффективности нефтегазовых инвестиционных
проектов / Ю.Г. Богаткина, Н.А. Еремин, О.Н. Сарданашвили, В.Л. Лындин // Проблемы экономики и управления
нефтегазовым комплексом. – 2018. – № 8. – С. 12–17. –
DOI: 10.30713/1999-6942-2018-8-12-17
8. Методические рекомендации по оценке эффективности
инвестиционных проектов: утв. Минэкономики РФ, Минфином РФ и Госстроем РФ 21 июня 1999 г. № ВК 477. –
URL: http://www.consultant.ru/document/
cons_doc_LAW_28224/ (дата обращения 03.04.2020).
9. Курсы доллара США и евро, установленные Центральным банком Российской Федерации в 2018 году. – URL:
http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_287043/
(дата обращения 3.04.2020).
10.Чекалкин А.А. Повышение квалификации профессорскопреподавательского персонала политехнического университета в педагогической сфере // Вестник ПНИПУ. Электротехника, информационные технологии, системы управления. – 2018. – № 25. – С. 7–22.
1. Andreyev A.F., Sinel’nikov A.A., Buliskeriya G.N.
Organizatsionno-tekhnologicheskiye prioritety realizatsii
neftegazovykh proyektov (Chast’ 1) // Problemy ekonomiki i
upravleniya neftegazovym kompleksom. – 2019. – № 2 (170). –
S. 25–29. – DOI: 10.33285/1999-6942-2019-2(170)-25-29
2. Andreyev A.F., Sinel’nikov A.A., Buliskeriya G.N.
Organizatsionno-tekhnologicheskiye prioritety realizatsii
neftegazovykh proyektov (Chast’ 2) // Problemy ekonomiki i
upravleniya neftegazovym kompleksom. – 2019. – № 3 (171). –
S. 27–31. – DOI: 10.33285/1999-6942-2019-3(171)-27-31
3. Opredeleniye ekonomicheski effektivnykh sposobov
intensifikatsii dobychi nefti na mestorozhdenii Dysh
Krasnodarskogo kraya / A.L. Yakovlev, O.V. Savenok, L.V.
Povarova, G.V. Kusov // Problemy ekonomiki i upravleniya
neftegazovym kompleksom. – 2019. – № 10 (178). – S. 31–36. –
DOI: 10.33285/1999-6942-2019-10(178)-31-36
4. Antipova O.V. Vybor neftyanykh skvazhin dlya remonta i
otsenka effektivnosti ikh ispol’zovaniya // Problemy ekonomiki i
upravleniya neftegazovym kompleksom. – 2019. – № 11 (179). –
S. 32–35. – DOI: 10.33285/1999-6942-2019-11(179)-32-35
5. Shevchenko A.K. Problemy ispol’zovaniya ostatochnykh
zapasov uglevodorodov vyrabotannykh mestorozhdeniy i
vozmozhnyye puti ikh resheniya // Problemy ekonomiki i
upravleniya neftegazovym kompleksom. – 2018. – № 7. –
S. 21–23. – DOI: 10.30713/1999-6942-2018-7-21-23
6. Pavlovskaya A.V., Serebro O.A. Effektivnost’ innovatsiy v
burenii neftyanykh i gazovykh skvazhin // Problemy ekonomiki i
upravleniya neftegazovym kompleksom. – 2018. – № 5. –
S. 21–26. – DOI: 10.30713/1999-6942-2018-5-21-26
7. Tekhniko-ekonomicheskaya otsenka razrabotki Ol’khovskogo
mestorozhdeniya na osnove metodiki obosnovaniya
ekonomicheskoy effektivnosti neftegazovykh investitsionnykh
proyektov / Yu.G. Bogatkina, N.A. Eremin, O.N. Sardanashvili,
V.L. Lyndin // Problemy ekonomiki i upravleniya neftegazovym
kompleksom. – 2018. – № 8. – S. 12–17. – DOI: 10.30713/19996942-2018-8-12-17
8. Metodicheskiye rekomendatsii po otsenke effektivnosti investitsionnykh proyektov: utv. Minekonomiki RF, Minfinom RF i
Gosstroyem RF 21 iyunya 1999 g. № VK 477. – URL:
http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_28224/ (data obrashcheniya 03.04.2020).
9. Kursy dollara SShA i evro, ustanovlennyye Tsentral’nym
bankom Rossiyskoy Federatsii v 2018 godu. – URL:
http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_287043/
(data obrashcheniya 3.04.2020).
10.Chekalkin A.A. Povysheniye kvalifikatsii professorskoprepodavatel’skogo personala politekhnicheskogo universiteta v
pedagogicheskoy sfere // Vestnik PNIPU. Elektrotekhnika, informatsionnyye tekhnologii, sistemy upravleniya. – 2018. –
№ 25. – S. 7–22.
Алексей Олегович Лобовиков, канд. экон. наук
E-mail: [email protected],
Alexey Olegovich Lobovikov, Cand. of economic sci.
E-mail: [email protected],
Григорий Петрович Хижняк, д-р техн. наук, доцент
E-mail: [email protected],
Grigory Petrovich Khizhnyak, Dr. of tech. sci., associate professor
E-mail: [email protected],
Эльбрус Адалатоглы Туляев, студент специалитета
E-mail: [email protected],
Elbrus Adalatogly Tulyaev, student
E-mail: [email protected],
Диана Ильгисовна Аппасова, студентка магистратуры
E-mail:[email protected]
Diana Ilgisovna Appasova, master’s student
E-mail:[email protected]
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский просп., 29.
Perm National Research Polytechnic University
LITERATURA
34
29, Komsomolsky prosp., Perm, 614990, Russian Federation.
Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом 10(190)2020