МИНОБРНАУКИ РОССИИ
федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«Самарский государственный технический университет»
(ФГБОУ ВО «СамГТУ»)
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений»
ЭКОНОМИЧЕСКОЕ
ОБОСНОВАНИЕ
ПРОВЕДЕНИЯ ГЕОЛОГОТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ
Методические указания
Самара
Самарский государственный технический университет
2019
Печатается по решению методического совета факультета протокол №2 от
31.01.2019
УДК 622.276 (07)
ББК 33.36 Я73
Экономическое
обоснование
проведения
геолого-технических
мероприятий: метод. указ. / Сост. К.А. Овчинников, Т.В. Басакина– Самара:
Самар. гос. техн. ун-т, 2019. – 44 с.: ил. 3
Методические указания по подготовке экономического обоснования на
проведение геолого-технических мероприятий, предназначено для студентов
очной формы обучения и института заочного образования; обучающихся по
направлению подготовки бакалавров 21.03.01 – «Нефтегазовое дело» по
профилю подготовки «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти».
Содержит теоретический материал и примеры, необходимые для расчета.
Р е ц е н з е н т канд. техн. наук
доц. каф. «РиЭНиГМ» А.М. Зиновьев
К.А. Овчинников, Т.В. Басакина
составление, 2019
Самарский государственный
технический университет, 2019
2
ПРЕДИСЛОВИЕ
Методические указания по подготовке экономического
обоснования на проведение геолого-технических мероприятий
предназначены для студентов очной и ИЗО форм обучения по
направлению подготовки бакалавров 21.03.01 – «Нефтегазовое дело»
по профилю подготовки «Эксплуатация и обслуживание объектов
добычи нефти».
Методические указания (далее МУ) устанавливают единые
требования к подготовке экономического обоснования на проведение
геолого-технических мероприятий (далее ГТМ), обеспечивающих
дополнительную добычу нефти, что необходимо знать при написании
выпускной квалификационной работы (ВКР).
Настоящие МУ разработаны в соответствии с требованиями:
«Методических рекомендаций по оценке эффективности
инвестиционных проектов, утвержденных Минэкономики РФ,
Минфином РФ, Госстроем РФ 21.06.1999 № ВК 477» [1].
3
ВВЕДЕНИЕ
Задачами МУ являются применение единого подхода к расчету
экономического обоснования и эффективности на проведение ГТМ
для оценки экономической целесообразности инвестирования в
реализацию предлагаемого ГТМ, в том числе:
унификация методологии формирования инвестиций в ГТМ;
унификация методологии расчета показателей для оценки
экономической
эффективности
геолого-технических
мероприятий;
унификация
критериев
оценки
экономической
эффективности геолого-технических мероприятий;
единство алгоритмов расчета ключевых показателей
экономической эффективности для сравнительного анализа
экономической
эффективности
производственной
программы в части геолого-технических мероприятий.
Методические указания устанавливают единый подход к расчету
экономического обоснования геолого-технических мероприятий [2]:
ввод новых скважин из бурения (ВНС);
реконструкция скважин (зарезка бокового ствола -ЗБС);
гидроразрыв пласта (ГРП);
переходы и приобщения (ПП);
вывод из бездействия (ВБД);
ввод прочих новых скважин (ВПН);
ликвидация аварий, допущенных в процессе эксплуатации
или ремонта (ЛА);
ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны
(ЛНЭК);
ремонтно-изоляционные работы (РИР);
дополнительная перфорация (ДП);
обработка призабойной зоны (ОПЗ);
крепление призабойной зоны пласта (КПЗП);
4
оптимизация режима работы скважины (ОПТ);
планово-предупредительный ремонт (ППР);
прочие мероприятия на восстановление добычи на
добывающем фонде (ПМ).
Требования настоящих Методических указаний становятся
обязательными для применения при расчете экономической
эффективности предлагаемый к реализации ГТМ в ВКР.
5
1.
РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
1.1. Основные подходы к расчету экономической
эффективности
Для расчета экономической эффективности реализуемого
геолого-технического мероприятия рассматривается два варианта
расчета [3]:
Вариант «без проекта» – является наименее капиталоемким
вариантом продолжения работы объекта (месторождение или
предприятие) «как есть», то есть оценка расходов и доходов без
внедрения ГТМ (текущая ситуация). Вариант «без проекта»
предполагает, что оцениваемое ГТМ не реализуется, а денежные
потоки объекта, которые имели бы место в этом случае, учитывают
уже произведенные инвестиции и все будущие затраты на
поддержание, необходимые для продолжения работы объекта. Такой
вариант может включать как отрицательные, так и положительные
денежные потоки, которые изменятся или исчезнут в результате или в
процессе реализации предлагаемого ГТМ. Они должны обязательно
учитываться при оценке с обратным знаком – сократившиеся или
прекратившиеся отрицательные потоки увеличивают ценность
проекта и наоборот.
Вариант «с проектом» – рассчитывает вариант работы объекта с
реализации
рассматриваемых
ГТМ,
сопровождающий
дополнительными доходами и расходами.
Расчет эффективности производится путем сравнения двух
вариантов, используя экономическую Модель расчета экономической
эффективности ГТМ, представленную в Разделе 1 МУ подраздел. 1.6.
(таблица 1.5).
Сущность экономического обоснования заключается в расчете
показателей экономического эффекта и оценке экономических
результатов на основе анализа себестоимости добычи 1 т. нефти до и
6
после реализации технологического мероприятия и годового
прироста прибыли от снижения производственных издержек на
месторождении.
В качестве главного экономического эффекта применяется
величина годового прироста добычи нефти на эксплуатационном
объекте в результате реализации технологического мероприятия [4].
1.2. Сценарные
макроэкономические
формирования
расчетов
экономической
(сценарий инвестиционных предпосылок)
условия
для
эффективности
Под
сценарием
понимается
набор
взаимосвязанных,
непротиворечивых инвестиционных предпосылок, используемых для
оценки проекта реализации ГТМ. Данный набор в общем случае
включает цены на нефть и другие углеводороды, валютный курс,
ставку дисконтирования, инфляцию, налоги и прочие предпосылки
[5]. Макроэкономические и отраслевые показатели представлены в
таблице 1.1
Таблица 1.1
Макроэкономические и отраслевые показатели
ед.изм.
Курс доллара (среднее
значение за период)
Ставки
Ставка дисконтирования
Налог на прибыль
руб./$
%
%
2019
2020
2021
2022
2023
63,9
63,8
64,0
64,7
66,3
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
В случае если расчетный период проекта реализации ГТМ
выходит за последний год доведенных инвестиционных
предпосылок, то для расчета денежных потоков на весь период за
пределами доведенных корпоративных инвестиционных предпосылок
используются значения последнего года.
7
1.3.
Источники эффективности проекта реализации ГТМ
В зависимости от вероятности реализации того или иного
источника ценности проекта в варианте «с проектом», связанная с
прямым и измеряемым ростом выгод. Примерами источников
ценности могут служить дополнительные (по сравнению с вариантом
«без проекта») объемы добычи и реализации, увеличение маржи,
экономия затрат и т.д.
1.4. Исходные
мероприятия.
данные
для
расчета
исследуемого
ВАРИАНТ «без проекта». Показатели, которые необходимо
применять в качестве исходных данных для расчета варианта «без
проекта» представлены в таблице 1.2.
Таблица 1.2
Показатели для расчета эффективности варианта «без проекта»
Обозначение
Показатель
Q
Базовая добыча нефти до мероприятия
Ц
Выр.
Цена 1 т нефти
Выручка до мероприятий
Полная себестоимость нефти до внедрения
мероприятия
Себестоимость 1-ой тонны нефти до
внедрения мероприятия
Условно-переменные затраты на одну тонну
добываемой нефти
Прибыль от реализации до внедрения
мероприятий
С. общ
С1
Зуп
Приб.реализ.
Ед.изм.
Ставка налога на прибыль
1 год
2 год
3 год
т.
руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
руб.
%
тыс. руб.
20%
Н.пр.
Налог на прибыль
тыс.руб.
ЧП
Чистая прибыль
тыс.руб.
Последующие года оцениваются исходя из текущего года с
применением индексов и ставок, указанных в сценарии
экономических предпосылок.
8
БАЗОВАЯ ДОБЫЧА – добыча, полученная из базового фонда
скважин без вовлечения в разработку новых запасов после начала
планового/отчетного года. Показатель применяются из информации,
полученной по расчетам исследуемого объекта.
ЦЕНА 1 Т НЕФТИ – данные применяются из информации
полученной по данным отчетности исследуемого объекта.
ВЫРУЧКА ДО МЕРОПРИЯТИЯ – цена 1 т нефти умноженная
на количество базовой добычи нефти.
СЕБЕСТОИМОСТЬ
НЕФТИ
ДО
ВНЕДРЕНИЯ
МЕРОПРИЯТИЯ – рассчитывается по статьям затрат (таблица 1.3).
Себестоимость [6] – главный, критерий работы объекта. В ней
учитываются все необходимые расходы для осуществления
производственно-хозяйственной деятельности объекта, в том числе
уровень используемой техники и технологии, координация
производства и труда, сырья, материалов и энергии, заработной
платы и пр. Расчет производиться исходя из данных отчетности
исследуемого объекта.
СЕБЕСТОИМОСТЬ 1 Т НЕФТИ – показатель рассчитывается
по формуле:
С1=С.общ/Q
В таблице 1.2 при расчеты данный показатель рассчитывается как
общий, так и по каждой статье.
УСЛОВНО-ПЕРЕМЕННЫЕ ЗАТРАТЫ НА ОДНУ ТОННУ
ДОБЫВАЕМОЙ НЕФТИ –данный показатель используется в
варианте «без проекта» – справочно. Он обозначает какой процент
себестоимости нефти зависит от его объема. Т.е. чем больше объем
добычи нефти, тем больше затрат на себестоимость.
ПРИБЫЛЬ
ОТ
РЕАЛИЗАЦИИ
ДО
ВНЕДРЕНИЯ
МЕРОПРИЯТИЙ.
Рассчитывается по формуле:
Приб.реализ=Выр. –С. Общ.
9
Таблица 1.3
Расчет себестоимости нефти до внедрения ГТМ
№
текущий период
На
годовой
Обозначение
На 1 т,
объем
руб.
добычи,
тыс. руб.
Наименование статей затрат
4
Расходы на электроэнергию по извлечению
нефти
Расходы по искусственному воздействию на
пласт
Основная заработная плата производственных
рабочих
Страховые взносы
Нстр
5
Амортизация скважин
Аскв
6
Арендная плата за скважины
Апл
7
Расходы по сбору и транспорту нефти
Зст
1
2
3
Зэ
Зи
Зо
11
Расходы по технологической подготовке
нефти
Расходы на подготовку и освоение
производства
Расходы на содержание и эксплуатацию
оборудования
Цеховые расходы
12
Прочие производственные расходы
13
Производственная себестоимость:
14
Коммерческие расходы
Звп
15
Управленческие расходы
Полная себестоимость добычи нефти (С.
Общ.)
Зу
8
9
10
16
Зт.п.
Зпо
Зсэ
Зц
З'пр
С. общ
Данные используются из отчетности исследуемого объекта.
ЧИСТАЯ ПРИБЫЛЬ ДО ВНЕДРЕНИЯ МЕРОПРИЯТИЙ –
первоочередной и самый простой показатель эффективности.
Рассчитывается по формуле:
ЧП=Пр.реализ. –Н.пр.
Если показатель прибыли от реализации положительный, то
работа объекта в варианте «без проекта» рентабельна.
10
При отрицательном показателе текущая ситуация работы актива
нерентабельна и срочно требует принятия мер.
Количество периодов берется в зависимости от дальнейшего
применения ГТМ и длительности эффекта от предлагаемых ГТМ.
Данные берутся по данным отчетности исследуемого объекта.
ВАРИАНТ «с проектом». Показатели, которые необходимо
применять в качестве исходных данных для расчета варианта «без
проекта» представлены в таблице 1.4.
ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ДОБЫЧА – добыча, полученная
посредством проводимых ГТМ. Данные рассчитываются в
предыдущих разделах ВКР.
ВСЕГО ДОБЫЧА НЕФТИ С УЧЕТОМ ГТМ рассчитывается
по формуле:
Общ. Q с ГТМ= Q+∆Q
где: Q – данные переносятся из таблицы 1.2
ВЫРУЧКА ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ рассчитывается по
формуле:
Выр.с ГТМ = Ц х Общ. Q с ГТМ
ЦЕНА 1 Т НЕФТИ – переносится с данных Таблицы 1.2.
УСЛОВНО-ПЕРЕМЕННЫЕ ЗАТРАТЫ НА ГТМ – затраты на
добычу нефти, которые изменяются в зависимости от объема добычи
нефти, т.е увеличиваются на объемы дополнительной добычи нефти.
Формула для расчета:
Зуп. ГТМ= С1 х ∆Q х Зуп
С1 – первоначальные данные из расчета Таблицы 1.3.
Зуп - показатель переносится из Таблицы 1.2.
СЕБЕСТОИМОСТЬ
НЕФТИ
ПОСЛЕ
ВНЕДРЕНИЯ
МЕРОПРИЯТИЯ рассчитывается по формуле:
С.общ ГТМ= С1 х Q + Зуп. ГТМ
С1 – данные из расчета таблицы 1.3.
11
Таблица 1.4
Показатели для расчета эффективности варианта «с проектом»
Обозначение
Показатель
Ед.изм.
Q
Базовая добыча нефти до мероприятия
т
∆Q
Дополнительная добыча нефти после
реализации ГТМ
т
общ. Q с ГТМ Всего добыча нефти с учетом ГТМ
1 год
2 год
3 год
т
Ц
Выр. с ГТМ
Цена 1 т нефти
Выручка после мероприятий
руб.
тыс. руб.
С1
Себестоимость 1-ой тонны нефти
руб.
Зуп
Условно-переменные затраты на одну тонну
добываемой нефти
%
Зуп. ГТМ
Условно-переменные затраты на ГТМ
тыс. руб.
С.общ ГТМ
Полная себестоимость нефти после внедрения
мероприятия
тыс. руб.
Пр.реализ.
ГТМ
Прибыль от реализации после внедрения
мероприятий
тыс. руб.
Ставка налога на прибыль
20%
Н.пр.
Налог на прибыль
тыс.руб.
ЧП с ГТМ
Чистая прибыль
тыс.руб.
ПРИБЫЛЬ ОТ РЕАЛИЗАЦИИ ПОСЛЕ ВНЕДРЕНИЯ
МЕРОПРИЯТИЙ рассчитывается по формуле:
Приб.реализ. ГТМ=Выр.с ГТМ –С. Общ. ГТМ
ЧИСТАЯ
ПРИБЫЛЬ
ПОСЛЕ
ВНЕДРЕНИЯ
МЕРОПРИЯТИЙ – первоочередной и самый простой показатель
эффективности. Рассчитывается по формуле:
ЧП с ГТМ=Пр.реализ. ГТМ – Н.пр.
Если показатель прибыли от реализации положительный, то
работа объекта в варианте «без проекта» рентабельна.
При отрицательном показателе текущая ситуация работы актива
нерентабельна и срочно требует принятия мер.
12
Количество периодов берется в зависимости от дальнейшего
применения ГТМ и длительности эффекта от предлагаемых ГТМ.
На данном этапе в расчет не включены инвестиционные расходы
на ГТМ.
1.5. Формирования инвестиционных расходов на
реализацию геолого-технических мероприятий по скважине
Расходы на реализацию ГТМ включают расходы капитального
характера (CAPEX) и инвестиции в составе себестоимости (REVEX).
CAPEX – капитальные вложения в основные фонды
(приобретение оборудование, строительство, реконструкция и прочие
расходы, которые создают или производят техническое улучшение
основного средства или объекта).
REVEX – инвестиции в составе себестоимости – некапитальные
затраты текущего периода, относимые на себестоимость, которые не
возникают при осуществлении обычной операционной деятельности
в отсутствие конкретного ГТМ. Данные затраты не возникают при
осуществлении обычной операционной деятельности в отсутствие
конкретного ГТМ (например, затраты на ГРР, в т.ч. бурение
разведочных скважин, затраты на ГРП, затраты на комплексную
проверку объекта инвестирования, консалтинговые услуги, связанные
с реализацией ГТМ и т.п.).
Затраты, включаемые при оценке экономической эффективности
ГТМ (рис. 1.1).
Структура и порядок наполнения статей затрат на реализацию
ГТМ приведены в приложении 1.
Прямые затраты на подготовительные работы и реализацию
ГТМ, предназначенные для работы конкретного объекта учета (куста,
скважины, например, при одиночном бурении, обустройстве
одиночных скважин) относятся на объект по прямому признаку на
основании первичных документов о выполненных работах.
13
Косвенные затраты – расходы, предназначенные для
эксплуатации нескольких объектов учета (кустов, скважин)
(например,
супервайзинг,
инфраструктурные
расходы),
распределяются в рамках производственной программы между
объектами в соответствии со следующими принципами.
Расходы на реализацию ГТМ на ВД включают только прямые
расходы капитального характера (CAPEX) и инвестиции в составе
себестоимости (REVEX).
Инвестиции в программу ГТМ (основные запущенные, основные
незапущенные, ремонты по подготовке к ГТМ)
REVEX
CAPEX
Прямые расходы
Прямые расходы
Затраты на ТКРС
Затраты на ГРП
Затраты на ГИС, ПВР
Затраты на РИР
Затраты на ЛНЭК
Затраты на ПНП
Косвенные* (распределяемые)
эксплуатационные расходы
Супервайзинг
Инженерное сопровождение
Технологическое сопровождение
Экспертиза
Капитальный ремонт объектов
инфраструктуры
Мобилизация бригад
Бурение
Освоение
ГРП
Испытание
ОНСС
Косвенные* (распределяемые)
расходы капитального
характера
ПИР
Экспертиза
Подготовительные работы
ВМР
Строительство и реконструкция
инфраструктуры
Супервайзинг
Мобилизация бригад
Рис. 1.1 Структура инвестиций на реализацию ГТМ
14
1.6.
Экономическая Модель
В целях анализа эффективности ГТМ при расчете денежного
потока учитываются только доходы и расходы, непосредственно
вызванные реализацией этого мероприятия. Таким образом, проект
оценивается путем сравнения денежных потоков без реализации
проекта (вариант «без проекта») и потоков, которые сложатся в
результате реализации проекта (вариант «с проектом»). Экономическая
Модель расчета экономической эффективности внедрения ГТМ представлена в
таблице 1.5.
Таблица 1.5
Экономическая Модель расчета экономической эффективности
внедрения ГТМ
ед.изм
Инвестиционные расходы на ГТМ
млн. руб.
ЧП после внедрения мероприятий
млн. руб.
ЧП до внедрения мероприятий
млн. руб.
Денежный поток
млн. руб.
Накопленный денежный поток
млн. руб.
1 год
2 год
3 год
период
Коэффициент дисконтирования
20%
Дисконтированный денежный поток проекта
млн. руб.
Накопленный дисконтированный денежный поток
млн. руб.
NPV, млн. руб.
IRR, %
PI
DPP, годы
ИНВЕСТИЦИОННЫЕ РАСХОДЫ НА ГТМ – расчет
производится с учетом статей расходов согласно приложения 1 либо
из информации полученной по данным отчетности исследуемого
объекта.
15
ПРИБЫЛЬ ОТ РЕАЛИЗАЦИИ ВАРИАНТА С ПРОЕКТОМ
(Приб.реализ. ГТМ) – данные из расчета, произведенного на
основании Раздела 1 МУ подраздел. 1.4.
ПРИБЫЛЬ ОТ РЕАЛИЗАЦИИ ВАРИАНТА БЕЗ ПРОЕКТА
(Приб.реализ.) – данные из расчета, произведенного на основании
Раздела 1 МУ подраздел. 1.4. Остальные показатели рассчитываются
по формулам Раздела 1 МУ подраздел 1.8, 1.11, 1.12.
1.7.
Денежные потоки по проекту реализации ГТМ
Экономическая оценка эффективности ГТМ анализируется на
основе фактических денежных потоков от проводимых мероприятий
[7].
Проект оценивается путем сравнения денежных потоков без
осуществления данного проекта (вариант «без проекта») и потоков,
которые сложатся в результате его реализации (вариант «с проектом).
Расчет строится на инкрементальных денежных потоках (рис.
1.2). При этом возможно рассчитывать инкрементальные денежные
потоки по каждому виду расходов или доходов, либо сравнить
суммарные денежные потоки по двум сценариям.
Рис. 1.2 Пример графика «Денежные потоки»
16
1.8.
Расчет денежного потока по проекту
При расчете денежного потока учитывается движение денежных
средств, возникающее в результате реализации проекта (расчет по
финансированию).
Общая формула расчета чистого денежного потока за период N:
NCF(n) = + CF(n) + (– CF(n) )
где:
NCF(n) – денежный поток;
+ CF(n) – общий приток денежных средств, возникающий в
результате реализации проекта за период n, в том числе выручка с
продаж, прочие внереализационные доходы и т.п.
– CF(n) – общий отток денежных средств, возникающий в
результате реализации проекта за период n, в том числе капитальные
затраты, себестоимость товара, операционные расходы, налоги и пр.
Общий отток денежных средств денежных средств должен
включать все денежные потоки, связанные с реализацией проекта.
1.9.
Приведение денежного потока к моменту принятия
инвестиционного решения
С целью учета стоимости денег во времени в расчетах
показателей эффективности всех инвестиционных проектов
необходимо
дисконтировать
денежные
потоки.
Анализ
эффективности производится с учетом принципа уменьшения
стоимости денег во времени путем использования методики
дисконтирования денежных потоков.
1.10. Дисконтирование денежных потоков
Дисконтирование денежных потоков – это приведение будущих
денежных потоков к текущему периоду с учетом временной
17
стоимости денег. Дисконтирование заключается в приведении
будущих денежных потоков к стоимости денег на начало года, в
котором принимается инвестиционное решение (денежные потоки
каждого периода умножаются на соответствующие им факторы
дисконтирования), что позволяет корректно ранжировать и
сравнивать между собой проекты с разными распределениями по
величинам и срокам денежных потоков.
При оценке мероприятий необходимо исходить из следующих
предположений:
денежные потоки происходят в середине соответствующего
периода (месяца или года в зависимости от периода оценки);
дисконтирование денежных потоков проводиться на начало
года принятия решения.
Шаг расчетного периода для каждого конкретного типа проектов
в абсолютном большинстве случаев используется шаг расчетного
периода в 1 год, однако в исключительных случаях для отдельных
типов проектов возможен шаг расчетного периода в 1 квартал или 1
месяц.
В стандартной экономической Модели шаги расчетного периода
должны соответствовать календарным периодам, т.е. месяцы календарным месяцам (январь, февраль и т.д.), кварталы –
календарным кварталам (1 квартал, 2 квартал и т.д.), года –
календарным годам (2019, 2020, 2021 и т.д.).
1.11. Фактор дисконтирования и шаг расчетного периода
В зависимости от выбранного шага расчетного периода для
оценки инвестиционных проектов необходимо использовать
месячный, квартальный или годовой фактор дисконтирования.
Годовой расчетный период:
В случае, когда оценка проекта производится на основании
денежных потоков с шагом расчетного периода 1 год, фактор
18
дисконтирования годовых денежных потоков определяется
следующим образом: является одной из самых первых стран, где
начали добывать нефть. В связи с этим многие изобретения и новые
технологии в области бурения, добычи нефти и ремонта скважин
впервые были созданы и внедрены именно в России.
Месячный или квартальный расчетный период:
В случае, когда оценка проекта производится на основании
денежного потока с шагом расчетного периода 1 месяц или 1 квартал,
фактор дисконтирования таких денежных потоков определяется
следующим образом, где:
1-й шаг – это первый месяц или квартал года принятия текущего
инвестиционного решения;
K – рассчитывается по формуле:
для оценки с шагом расчетного периода 1 месяц.
для оценки с шагом расчетного периода 1 квартал.
где:
r –годовая ставка дисконтирования;
К – ставка дисконтирования, используемая для соответствующего
расчетного периода (месяц или квартал).
19
1.12. Ключевые показатели ЭФФЕКТИВНОСТИ (КПЭ)
проекта
КПЭ являются основными результатами экономической оценки
инвестиционных проектов и используются для сравнения
эффективности проектов и принятия инвестиционного решения [1].
Нижеперечисленные КПЭ являются обязательными для расчета
экономической эффективности ГТМ:
NPV (чистая приведенная стоимость);
IRR (внутренняя норма доходности);
DPI (дисконтированный индекс рентабельности);
DPP (период окупаемости с учетом дисконтирования).
Данное требование не распространяется:
На проекты, показатель NPV которых является
отрицательным. В таком случае показатель DPP может не
приводиться.
На проекты, денежные потоки которых положительны (или
отрицательны) на протяжении всего жизненного цикла
мероприятия. В таком случае показатели DPP и IRR могут
не приводиться.
Показатели IRR и DPP, отражают доходность новых инвестиций,
поэтому не рассчитываются в отношении варианта «без проекта».
С целью обеспечения единообразия методики расчета КПЭ
проектов устанавливаются следующие исходные правила:
Необходимо применять приведенные ниже формулы.
Год принятия инвестиционного решения по проекту
обозначается как n = 1.
Приведенные
ниже
формулы
расчета
КПЭ
проекта
подразумевают шаг расчетного периода, равный 1 году. В случае
шага расчетного периода в 1 месяц или 1 квартал, в формуле
используется месячная или квартальная ставка дисконтирования.
20
ЧИСТАЯ ПРИВЕДЕННАЯ СТОИМОСТЬ (NPV) – сумма
дисконтированных денежных потоков по операционной и
инвестиционной деятельности за период расчета.
NPV (чистая приведенная стоимость) – это накопленный
денежный поток по проекту, дисконтированный по утвержденной
ставке дисконтирования.
,
где:
NCF – величина чистого денежного потока (т.е. все денежные
притоки за вычетом всех денежных оттоков) в n-период;
r – утвержденная ставка дисконтирования;
n – n-ый шаг расчетного периода;
N – последний шаг расчетного периода.
NPV является мерой дополнительной стоимости (ценности),
создаваемой мероприятием. При сравнительном анализе различных
инвестиционных проектов необходимо учитывать, что NPV является
абсолютным показателем величины дополнительной стоимости
(ценности) и не в достаточной мере учитывает влияние масштаба и
степени эффективности проекта. Поэтому, нельзя использовать NPV
как единственный критерий выбора между различными проектами.
Также необходимо отметить, что при сопоставлении
альтернативных проектов и рассмотрении распределения средств в
портфеле, при всех прочих равных или аналогичных условиях,
выбирается проект с наибольшим значением NPV.
Все планируемые ГТМ проходят оценку экономической
эффективности на основании расчета ожидаемых показателей
эффективности по ГТМ и значений NPV, DPI (на протяжении
расчетного периода эффекта от ГТМ) по скважинам с применением
модели расчета.
21
NPV >= 0,
DPI=>1
Зона окупаемых скважин
NPV < 0,
DPI <1
Зона неокупаемых скважин
Рис. 1.3. Оценка экономической эффективности ГТМ
ГТМ считаются окупаемыми при выполнении условия:
расчетное значение NPV> =0, DPI=>1 («зеленая область» на
рис. 1.3).
ГТМ считаются неокупаемыми при выполнении условия:
расчетное значение NPV <0, DPI <1 («красная область» на
рис. 1.3).
ВНУТРЕННЯЯ НОРМА ДОХОДНОСТИ (IRR) – ставка
дисконтирования, при которой чистая приведенная стоимость бизнеспроекта (NPV) равна 0.
IRR (внутренняя норма доходности) – показатель, который
показывает экономический возврат на инвестиции. IRR определяется
как ставка дисконтирования, при которой NPV проекта становится
равным нулю.
,
IRR используется для сравнения между собой проектов по
степени эффективности. Помимо этого, в ситуациях, когда текущая
краткосрочная стоимость капитала значительно превышает ставку
дисконтирования, определенный уровень IRR может использоваться
как ставка отсечения при рассмотрении проектов компании.
22
Тем не менее, IRR нельзя считать единственным показателем
экономического анализа для принятия инвестиционного решения по
бизнес-проекту. Основная причина заключается в том, что общей
целью компании является максимизация долгосрочной стоимости для
акционеров в условиях ограниченного объема капитала, доступного
для реализации инвестиционных проектов. Фокус на максимизацию
выгод в краткосрочном периоде (высокий показатель IRR), может
потенциально привести к упущенным возможностям, которые
обеспечили бы создание стоимости для акционеров в более
длительной перспективе (например, при меньшем показателе IRR, но
большем NPV).
ДИСКОНТИРОВАННЫЙ ИНДЕКС РЕНТАБЕЛЬНОСТИ
(DPI) – коэффициент, рассчитываемый как отношение суммарной
текущей стоимости будущих денежных потоков по проекту без учета
инвестиций к суммарной приведенной стоимости инвестиций по
бизнес-проекту и характеризующийся уровнем полученной прибыли
на каждую единицу инвестиций.
DPI – это относительный показатель, рассчитываемый как
отношение суммарной текущей стоимости будущих денежных
потоков по проекту за исключением инвестиций к суммарной
приведенной
стоимости
инвестиций
по
проекту
и
характеризующийся уровнем полученного дохода на каждую
единицу инвестиций.
DPI рассчитывается как единица плюс отношение NPV (чистой
приведенной стоимости) к PVI (приведенной стоимости всех
инвестиций):
,
,
где:
PVI – приведенная стоимость всех инвестиций.
Invn – объем инвестиций для реализации проекта в n-период.
23
r – утвержденная ставка дисконтирования.
n – n-ый шаг расчетного периода.
N – последний шаг расчетного периода.
Исходя из формулы данного показателя, проект эффективен, если
DPI ≥ 1.
Показатель DPI полезен при оценке однотипных инвестиционных
проектов.
ПЕРИОД
ОКУПАЕМОСТИ
С
УЧЕТОМ
ДИСКОНТИРОВАНИЯ (DPP) – временной интервал, в течение
которого происходит полный возврат инвестиций. Расчет такого
временного интервала производится на основании дисконтированных
денежных потоков проекта.
DPP – это выраженный в годах период времени с даты
осуществления первых инвестиций до момента, когда накопленный
дисконтированный
денежный
поток
впервые
становится
положительным (NPV>0).
При прочих равных показателях проекта (NPV, DPI, IRR), чем
раньше наступает срок окупаемости, тем более привлекателен проект.
В свою очередь, чем позже наступает срок окупаемости, тем более
рискованным является проект, так как его ценность генерируется в
более отдаленном будущем и с более высокой неопределенностью.
Особенно это важно для проектов с высокой неопределенностью
допущений, например, выход на новый рынок, применение новых
технологий и т.п., в отношении которых сложно на многие годы
вперед заложить точные допущения.
Несмотря на преимущества этого показателя, показатель DPP
игнорирует все потоки наличности после наступления срока
окупаемости. В результате показатель DPP показывает неполную
картину, поэтому при принятии инвестиционного решения
обязательно учитывать три остальных показателя.
24
2.
ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ МУ ПРИ РАСЧЕТЕ
ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГТМ
Объект исследования: Проведение ремонтно-изоляционных работ
(РИР) на месторождении N.
Основные параметры проводимого мероприятия.
Дополнительная добыча нефти от проводимого мероприятия
рассчитана на 3 года:
1 год – 6000 т.
2 год – 4000 т.
3 год -2000 т.
Данный
показатель
является
основным
источником
эффективности данного мероприятия.
За основу приняты показатели себестоимости нефти и базовой
добычи месторождения N.
Расчет выполнен в двух вариантах:
Вариант «без проекта» и Вариант «без проекта».
В расчеты учувствуют так же Инвестиционные расходы на ГТМ.
Для расчета первого года применяются данные текущего
периода, для расчета последующих лет применяются сценарные
макроэкономические условия, описанные в МУ.
Уровень инфляции применяется к таким показателям как:
Цена 1 т. нефти
Себестоимости 1 т. нефти.
Ставка налога на прибыль – 20%
Коэффициент дисконтирования 20%.
2.1.
Исходные данные для расчета ГТМ
ВАРИАНТ «без проекта».
Исходные данные для расчета ГТМ варианта «без проекта»
представлены в таблицах 2.1-2.2.
25
Из представленных данных (таблица 2.1) получаем несколько
показателей,
используемых
для
расчета
экономической
эффективности для первого года:
Полная себестоимость добычи нефти:
С.общ. =202 100 000 руб.
Себестоимость 1-ой тонны нефти до внедрения
мероприятия: С1=8600 руб./т. Данный показатель
рассчитывается по формуле:
С1= С. общ. /Q
где Q – это базовая добыча, которая применялась для анализа и
расчёта в ВКР. В нашем примере она равна 23 500 т.
ЦЕНА 1 Т НЕФТИ – данные применяются из информации
полученной по данным отчетности исследуемого объекта. В примере
она равна 14 000 руб./т.
ВЫРУЧКА ДО МЕРОПРИЯТИЯ рассчитывается по формуле:
Выр. =Q x Ц
Выр. = 23 500х14 000/1000=329 000 тыс. руб.
Исходя из имеющихся данных рассчитывается эффективность
варианта без ГТМ (таблица 2.2).
Зуп –данный показатель используется в варианте «без проекта –
справочно. Он обозначает какой процент себестоимости нефти
зависит от его объема.
Данный показатель используется в расчете варианта «с
проектом», информации берётся полученной по данным отчетности
исследуемого объекта. В нашем примере данный показатель
составляет 44%.
26
Таблица 2.1
Себестоимость нефти месторождения N до внедрения ГТМ
текущий период
№ Наименование статей затрат
Расходы на электроэнергию по
извлечению нефти
Расходы по искусственному
2
воздействию на пласт
Основная заработная плата
3
производственных рабочих
4 Страховые взносы
Обозначение На годовой объем добычи,
На 1 т, руб.
руб.
Зэ
4 093 156
175,4
Зи
4 514 510
193,5
Зо
1 243 998
53,3
Нстр
240 774
10,3
5 Амортизация скважин
Аскв
1 444 643
61,9
6 Арендная плата за скважины
Расходы по сбору и транспорту
7
нефти
Расходы по технологической
8
подготовке нефти
Расходы на подготовку и освоение
9
производства
Расходы на содержание и
10
эксплуатацию оборудования
11 Цеховые расходы
Прочие производственные
12
расходы
Апл
501 612
21,5
Зст
10 112 502
433,4
Зт.п.
8 447 149
362,1
Зпо
1 705 481
73,1
Зсэ
21 027 583
901,3
Зц
1 946 255
83,4
З'пр
37 261 162
5883,3
192 538 825
8252,6
1
13 Производственная себестоимость:
14 Коммерческие расходы
Звп
682 193
29,2
15 Управленческие расходы
Зу
8 878 982
377,5
С. общ
202 100 000
8600
16
Полная себестоимость добычи
нефти (С. Общ.)
27
Таблица 2.2
Показатели для расчета эффективности РИР
Обозначение
Показатель
Q
Ц
Выр.
С. общ
С1
Зуп
Приб.реализ.
Ед.изм.
1 год
2 год
3 год
Базовая добыча нефти до мероприятия
т.
23 500
23 500
23 500
Цена 1 т нефти
Выручка до мероприятий
Полная себестоимость нефти до
внедрения мероприятия
Себестоимость 1-ой тонны нефти до
внедрения мероприятия
Условно-переменные затраты на одну
тонну добываемой нефти
Прибыль от реализации до внедрения
мероприятий
руб.
тыс. руб.
14 000
329 000
14 700
345 450
15 435
362 723
тыс. руб.
202 100
212 205
222 815
руб.
8 600
9 030
9 482
%
44
44
44
тыс. руб.
126 900
133 245
139 907
20%
20%
20%
20%
Ставка налога на прибыль
Н.пр.
Налог на прибыль
тыс.руб.
25 380
26 649
27 981
ЧП
Чистая прибыль
тыс.руб.
101 520
106 596
111 926
ПРИБЫЛЬ
ОТ
РЕАЛИЗАЦИИ
ДО
ВНЕДРЕНИЯ
МЕРОПРИЯТИЙ рассчитывается по формуле:
Приб.реализ=Выр. –С. Общ.
Приб.реализ=329 000 –202 100=126 900 тыс. руб.
НАЛОГ НА ПРИБЫЛЬ –рассчитывается по формуле:
Н.пр. = Приб.реализ. х Ставка налога на прибыль
Н.пр. = 126 900 тыс. руб. х 20% = 25 380 тыс. руб.
ЧИСТАЯ ПРИБЫЛЬ ДО ВНЕДРЕНИЯ МЕРОПРИЯТИЙ
рассчитывается по формуле:
ЧП=Пр.реализ. –Н.пр.
ЧП= 126 900-25 380 = 101 520 тыс. руб.
Количество периодов берется в зависимости от дальнейшего
применения ГТМ и длительности эффекта от предлагаемых ГТМ. В
28
нашем
примере
эффект
дополнительной
добычи
нефти
рассчитывается на 3 года.
ВАРИАНТ «с проектом». Для расчета эффективности от
проводимого мероприятия по РИР на месторождении N используем
данные из предыдущих расчетов:
Q, Ц – переносятся данные из таблицы 2.2.
ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ДОБЫЧА – добыча, полученная
посредством
проводимого
мероприятия
РИР.
Данные
рассчитываются в предыдущих разделах ВКР. В нашем примере это
6000т. в год.
ВСЕГО ДОБЫЧА НЕФТИ С УЧЕТОМ ГТМ рассчитывается
по формуле:
Общ. Q с ГТМ= Q+∆Q
Общ. Q с ГТМ= 23 500+6 000= 29 500 т.
ВЫРУЧКА ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ рассчитывается по
формуле:
Выр.с ГТМ = Ц х Общ. Q с ГТМ
Выр.с ГТМ = 14 000 х 29 500=413 000 тыс. руб.
УСЛОВНО-ПЕРЕМЕННЫЕ ЗАТРАТЫ НА ГТМ – затраты на
добычу нефти, которые изменяются в зависимости от объема добычи
нефти, т.е. увеличиваются на объемы дополнительной добычи нефти.
Формула для расчета:
Зуп. ГТМ= С1 х ∆Q х Зуп
Зуп. ГТМ= 8 600 х 6000 х 44% -22 704 тыс. руб.
С1 – первоначальные данные из расчета (из таблицы 2.2).
Показатель переносится.
СЕБЕСТОИМОСТЬ
НЕФТИ
ПОСЛЕ
ВНЕДРЕНИЯ
МЕРОПРИЯТИЯ рассчитывается по формуле:
С.общ ГТМ= С1 х Q + Зуп. ГТМ
С.общ ГТМ= 8 600 х 23 500 + 22 704= 224 804 тыс. руб.
ПРИБЫЛЬ ОТ РЕАЛИЗАЦИИ ПОСЛЕ ВНЕДРЕНИЯ
МЕРОПРИЯТИЙ рассчитывается по формуле:
29
Приб.реализ. ГТМ=Выр.с ГТМ –С. Общ. ГТМ
Приб.реализ. ГТМ=413 000 – 224 804 =188 196 тыс. руб.
Н.пр. = 188 196 тыс. руб. х 20% = 37 639 тыс. руб.
ЧИСТАЯ ПРИБЫЛЬ ДО ВНЕДРЕНИЯ МЕРОПРИЯТИЙ –
рассчитывается по формуле:
ЧП=Пр.реализ. –Н.пр.
ЧП= 188 196-37 639 = 150 557 тыс. руб.
Количество периодов в рассматриваемом варианте взято 3 года,
главным фактором являлась длительности эффекта от предлагаемого
мероприятия РИР.
На данном этапе в расчет не включены инвестиционные расходы
на ГТМ.
30
Таблица 2.3
Расчет эффективности варианта с применением РИР
Обозначение
Показатель
Ед.изм.
1 год
2 год
3 год
Q
Базовая добыча нефти до мероприятия
т
23 500
23 500
23 500
∆Q
Дополнительная добыча нефти после
реализации ГТМ
т
6 000
4 000
2 000
общ.Q
Всего добыча нефти с учетом ГТМ
т
29 500
27 500
25 500
Ц
Выр.
С1
Цена 1 т нефти
Выручка после мероприятий
Себестоимость 1-ой тонны нефти
Условно-переменные затраты на одну
тонну добываемой нефти
руб.
тыс.руб.
руб.
14 000
413 000
8 600
14 700
404 250
9 030
15 435
393 593
9 482
%
44
44
44
Зуп. ГТМ
Условно-переменные затраты на ГТМ
тыс.руб.
22 704
23 839
25 031
С.общ.ГТМ
Полная себестоимость нефти после
внедрения мероприятия
тыс.руб.
224 804
236 044
247 846
Пр.реализ. ГТМ
Прибыль от реализации после
внедрения мероприятий.
тыс.руб.
188 196
197 606
207 486
Ставка налога на прибыль
20%
20%
20%
20%
Н.пр.
Налог на прибыль
тыс.руб.
37 639
39 521
41 497
ЧП с ГТМ
Чистая прибыль
тыс.руб.
150 557
158 085
165 989
Зуп
2.2. Формирования инвестиционных расходов на
реализацию геолого-технических мероприятий по скважине
Расходы на реализацию ГТМ (таблица 2.4): расчет формируется
по данным отчетности исследуемого объекта с использованием
приложения 1.
31
Таблица 2.4
Расходы на реализацию РИР
№ п/п
ИТОГО ИНВЕСТИЦИОННЫЕ РАСХОДЫ НА ГТМ (тыс.руб.)
1
1.1
1.1.1
1.1.1.1
1.1.1.2
OPEX
Затраты на мероприятие ГТМ
Затраты на КРС (ТРС)
Затраты на КРС (ТРС), оплачиваемые по базовой стоимости бр-ч
Затраты на КРС (ТРС), возмещаемые по факту (сверх баз бр-ч)
1.1.1.3
Услуги по передислокации бригадного хозяйства
1.1.2
Затраты на РИР, ОВП
1.1.3
1.1.4
Затраты на ЛНЭК
Затраты на КПЗП
1.1.5
1.1.6
1.1.7
1.1.8
1.1.9
1.1.10
1.1.11
1.1.12
1.1.13
2
2.4
Затраты на ПНП
Затраты на ГРП
Затраты на ПВЛГ
Затраты на геофизику
Колтюбинг
Затраты на ИТСР
Прочие услуги
МТР на давальческой основе
Супервайзинг
CAPEX
Оборудование, не входящее в смету строек
2.3.
80 000,00
62 000,00
62 000,00
38 000,00
28 000,00
5500
7600
2000
3500
3150
5750
18000
18000
Экономическая Модель
На основании данных полученных в предыдущих разделах
формируется экономическая Модель (таблица 2.5).
Используются следующие показатели:
Инвестиционные расходы – данные используются из таблицы 2.4.
ЧП после внедрения мероприятия – используются расчетные
данные ЧП с ГТМ из таблицы 2.3.
32
Таблица 2.5
Экономическая модель расчета экономической эффективности
внедрения РИР
Инвестиционные расходы на ГТМ
ЧП после внедрения мероприятий
ЧП до внедрения мероприятий
Денежный поток
Накопленный денежный поток
период
Коэффициент дисконтирования
Дисконтированный денежный поток
проекта
Накопленный дисконтированный денежный
поток
NPV, млн. руб.
IRR, %
PI
DPP, годы
ед.изм
1 год
2 год
3 год
млн. руб.
млн. руб.
млн. руб.
млн. руб.
млн. руб.
20%
-80,00
150,56
101,52
-30,96
0,00
1,00
0,83
0,00
158,08
106,60
51,49
20,53
2,00
0,69
0,00
165,99
111,93
54,06
105,55
3,00
0,58
млн. руб.
-25,80
35,76
31,29
млн. руб.
-25,80
9,95
41,24
41,2
1,4
1,6
1,0
ЧП до внедрения мероприятий – используются расчетные данные
ЧП из таблицы 2.2.
Формулы применяются из раздела 1.7-1.12.
Выводы:
Показатели КПЭ мероприятия РИР на месторождении N:
NPV – 41, 2 млн.руб. Данные показатели свидетельствуют о
рассматриваемое мероприятие является экономически эффективным
для внедрения. Вложенные инвестиционные расходы на ГТМ в
размере 80 млн.руб. окупаются в течении 1 года.
33
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Методические рекомендаций по оценке эффективности
инвестиционных проектов, утвержденных Минэкономики РФ,
Минфином РФ, Госстроем РФ 21.06.1999 № ВК 477.
2. Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации
скважин. – М.: Недра, 1989.
3. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности
инвестиционных проектов: теория и практика - Виленский П.Л. Учебное пособие. М.: Дело, 2002.
4. Толстоногов А.А. Оценка эффективности геолого-технических
мероприятий в области нефтедобычи // Фундаментальные
исследования. – 2014. – №11-1/
5. Прогноз социально-экономического развития Российской
Федерации на период до 2024 года. Минэкономразвития России.
http://economy.gov.ru/minec/activity/sections/macro/201801101.
6. Методика по планированию, учету и калькулированию
себестоимости добычи нефти и газа. Утверждена заместителем
министра
топлива
и
энергетики
Российской
Федерации
А.Г. Козырев 29 декабря 1995 года.
7. Ткаченко А.Н. Оценка эффективности инвестиционных проектов.
Учебное пособие. Новокузнецкий филиал-институт Кемеровского
государственного университета. Новокузнецк 2003г.
34
Приложение 1
Структура инвестиций в ГТМ
№
п/п
наполнение статьи
ИТОГО ИНВЕСТИЦИОННЫЕ
РАСХОДЫ НА ГТМ
1
1.1
1.1.
1
1.1.
1.1
1.1.
1.2
ОРЕХ+САРЕХ
OPEX
Затраты на мероприятие ГТМ
Затраты на КРС (ТРС)
(основной ремонт)
Затраты на КРС (ТРС),
оплачиваемые по базовой
стоимости бригадо/часа
Затраты на КРС (ТРС),
возмещаемые по факту (сверх
базового бригадо/часа)
1.1.
1.3
Услуги по передислокации
бригадного хозяйства
1.1.
2
1.1.
3
1.1.
4
1.1.
5
Затраты на РИР, ОВП
1.1.
5.1
Затраты на закачку
Cтоимость технологической жидкости
глушения
Оборудование под окончательный спуск
(патрубки, сальники, клямсы и др.)
Cтоимость материалов (цемента,
кислоты)
Услуги авиа- и водного транспорта
Услуги транспорта по доставке-вывозу
эксплуатационного оборудования
Услуги (или расходы) проживания в
общежитиях
Услуги по передислокации бригадного
хозяйства (между группами
месторождений) мобилизация/демобилизация
тампонажными составами, смолами и
пластырями
(ликвидация негерметичности спуском
доп.эксплуатационной колонной)
(крепление призабойной зоны пласта)
Затраты на ЛНЭК
Затраты на КПЗП
Химические обработки нагнетательных
и добывающих скважин без глубокого
проникновения в пласт
Затраты на ОПЗ пласта физическими
методами
Услуги по удалению солеотложения
нефтепромыслового оборудования
Затраты на ПНП
35
Услуги депарафинизации скважин
1.1.
5.2
1.1.
6
Затраты на материалы
Затраты на ГРП
Затраты на ГРП, проппант, химию
1.1.
7
1.1.
8
Затраты на ПВЛГ
1.1.
9
1.1.
10
1.1.
11
Колтюбинг
Расходы на геофизические исследования
при ТКРС
Расходы на углерод-кислородный
каротаж, проведение ПВР при ТКРС,
проведение нестандартной перфорации,
испытание поисково-разведочных
скважин, испытание эксплуатационных
скважин, канатные работы,
использование установок ГНКТ
Затраты на геофизику
(инженерно-технологическое
сопровождение работ)
Глушение скважин
Затраты на ИТСР
Прочие услуги
Глушение скважин (в т.ч. растворы, блок
пачки и услуги по глушению)
Приготовление и транспортировка
жидкости глушения
Освоение скважин (компрессированием,
свабированием, струйными насосами и
др.)
Восстановление циркуляции
Канатные работы
1.1.
12
МТР на давальческой основе
Расходы обсадная труба, раствор для
глушения, проппант, химреагенты,
кислота, прочие
1.1.
13
Супервайзинг
Супервайзинг при КРС
Супервайзинг при ГРП
Супервайзинг при ТРС
1.2
1.2.
1
1.2.
2
2
2.1
Прочие расходы
Капремонт инфраструктуры
Расходы на капремонт основных средств
Расходы на прочие услуги, не указанные
в др. статьях.
Прочие услуги
CAPEX
Бурение
36
2.1.
1
Подготовительные работы и ВМР
Проектно-изыскательные работы
Мобилизация, демобилизация
ВМР
2.1.
2
Бурение скважины
Бурение под ключ
Бурение по суточной ставке
2.1.
3
Сервисные услуги в бурении
Долотный сервис
Проводка ствола
Цементирование
Буровые растворы
ГИС
ГТИ
Углерод-кислородный каротаж, ядермагнит томографический каротаж,
проведение ВСП, обработка и
интерпритация ВСП
Собственный супервайзинг, сторонний
супервайзинг
Рекультивация отходов.
Специальные геофизические
исследования
Супервайзинг
2.1.
4
2.1.
5
Прочие
Материалы заказчика
Обсадная труба
Прочие
Освоение (испытание) скважины
Обсадная труба
Прочие
КРС
Геофизика
Прочие
2.1.
6
ГРП
Затраты на ГРП, проппант, химию
2.1.
7
2.2
2.2.
1
2.2.
2
2.2.
3
ГНКТ
2.2.
4
- Площадочные объекты
Обустройство при бурении
- Подготовительные работы
Отсыпка куста
- Кустовая площадка
Обустройство куста
- Трубопроводы
Нефтесборные сети, напорные
водоводы, нефтепроводы, газопроводы,
подводные переходы
37
2.2.
5
2.2.
6
2.2.
7
2.2.
8
2.3
2.3.
1
2.3.
2
2.3.
3
2.4
2.4.
1
- Объекты энергетического хозяйства
- Внеплощадочные объекты
Автодороги, мосты
- Автоматизация, телемеханика, связь
- Прочие
Капвложения производственного
назначения
Инфраструктура (реконструкция и
новое строительство)
Внутрипромысловые
производственные объекты
Затраты на строительство или
реконструкцию внутрипромысловых
производственных объектов
- Трубопроводы
- Площадочные объекты
- Энергохозяйство и КИП
- Автодороги
- Кустовые основания (реконструкция)
- Базы
- Прочие работы
Внешний транспорт
Объекты социального назначения
Оборудование, не входящее в смету
строек
Оборудование для нефтедобычи
ЭЦН: НКТ, Насос, ПЭД, Станция
управления, ТМПН, Газосепаратор,
Фонтанная арматура, Колонная головка,
Кабель
ШГН: НКТ, Насос, Штанги со
скребками-центраторами, Фонтанная
арматура, Станция управления
Газлифт: НКТ, Насос, Штанги со
скребками-центраторами, Фонтанная
арматура
Фонтан: НКТ, Насос, Штанги со
скребками-центраторами, Фонтанная
арматура (+колонная головка)
Струйный: НКТ, Насос, Штанги со
скребками-центраторами, Фонтанная
арматура
Эксплуатация погружных насосных
установок для добычи нефти
2.4.
2
Прочее оборудование
38
Структура инвестиций: Ввод новых скважин из бурения - ВНС
№ п/п
1
1.1
1.1.1
ИТОГО Инвестиционные
затраты на ГТМ
ОРЕХ
Затраты на мероприятие ГТМ
Затраты на КРС (ТРС)
Затраты на КРС (ТРС),
оплачиваемые по базовой
стоимости бригадо/часа
Затраты на КРС (ТРС),
возмещаемые по факту (сверх
баз бригадо/часа)
1.1.3
1.1.4
Затраты на ГРП
Затраты на ГРП по сервисной
ставке
Затраты на проппант
Затраты на химию
Затраты на геофизику
Затраты на РИР, ОВП
1.1.5
Затраты на ЛНЭК
1.1.6
Затраты на ПНП
Затраты на закачку
Затраты на материалы
Затраты на ЗВС
Затраты на ТРС
Затраты на КПЗП
Колтюбинг
Прочие услуги
1.1.2
1.1.7
1.1.8
1.1.9
1.1.10
1.1.11
наполнение статьи
ОРЕХ+САРЕХ
(основной ремонт)
Cтоимость технологической жидкости глушения
Cтоимость цемента
Cтоимость кислоты
Cтоимость авиа- и водного транспорта
Cтоимость услуг по передислокации бригадного
хозяйства (между группами месторождений) мобилизация/демобилизация
Cтоимость услуг транспорта по доставке-вывозу
эксплуатационного оборудования
Cтоимость проживания в общежитиях
Cтоимость прочих услуг и материальнотехнических ресурсов
(тампонажными составами, смолами и
пластырями)
(ликвидация негерметичности спуском
доп.эксплуатационной колонной)
(крепление призабойной зоны пласта)
Глушение скважин
Приготовление и транспортировка жидкости
глушения
Освоение скважин (компрессированием,
свабированием, струйными насосами и др.)
39
Восстановление циркуляции
Канатные работы
Затраты на ИТСР
1.1.12
МТР на давальческой основе
Обсадная труба
Раствор для глушения
Проппант
Химреагенты
Кислота
Прочие
1.1.13
Супервайзинг
Супервайзинг при КРС
Супервайзинг при ГРП
Супервайзинг при ТРС
Прочие расходы
Капремонт инфраструктуры
Прочие услуги
САРЕХ
Бурение
Подготовительные работы и
ВМР
2.1.1.1 ПИР и подготовительные
работы
1.2
1.2.1
1.2.2
2
2.1
2.1.1
Проектно-изыскательные работы
Прочие
2.1.1.2
2.1.1.3
2.1.2
2.1.2.1
2.1.2.2
2.1.3
2.1.3.1
2.1.3.2
2.1.3.3
2.1.3.4
2.1.3.5
2.1.3.6
2.1.3.7
Мобилизация, демобилизация
ВМР
Бурение скважины
Бурение под ключ
Бурение по суточной ставке
Сервисные услуги в бурении
Долотный сервис
Проводка ствола
Цементирование
Буровые растворы
ГИС
ГТИ
Специальные геофизические
исследования
2.1.3.8 Супервайзинг
2.1.3.9 Прочие
Углерод-кислородный каротаж, ядер-магнит
томографический каротаж, проведение ВСП,
обработка и интерпритация ВСП,
гидродинамические исследования
Собственный супервайзинг, сторонний
супервайзинг
Интегрированный сервис при бурении и ЗБС
Инженерное сопровождение работ при бурении
Супервайзинговые услуги при выполнении
природовосстановительных работ
40
Общехозяйственная деятельность
Услуги лабораторно физико- химического
анализа
Услуги грузоперевозящей техники
Услуги грузоподъемной техники
Услуги специализированной и техники общего
пользования
Вахтовые перевозки
Услуги водного транспорта
Услуги авиационного транспорта
Отбор керна
Исследование керна скважин и пласт флюидов
Рекультивация отходов
2.1.4
2.1.4.1
2.1.4.2
2.1.5
Материалы заказчика
Обсадная труба
Прочие
Освоение (испытание)
скважины
2.1.6
ГРП
2.1.6.1
2.1.7
ГНКТ
2.2
Обустройство при бурении
2.2.1
- Подготовительные работы
2.2.2
- Кустовая площадка
2.2.3
- Трубопроводы
2.2.4
2.2.5
- Площадочные объекты
- Объекты энергетического
КРС
Геофизика
Супервайзерские услуги при ремонте скважин
Вымыв проппанта
Освоение скважин со станка ТКРС
Освоение скважин свабированием
Освоение скважин струйными насосами
Освоение скважин азотной бустерной установки
Проведение ПВР при ТКРС
Нестандартная перфорация
Оборудование для освоения скважин
Инженерное и технологическое сопровождение
работ при ТКРС
Химические обработки нагнетательных и
добывающих скважин
РИР
Канатные работы
Глушение скважин
Ловильные работы
Испытание эксплуатационных скважин
Затраты на ГРП, проппант, химию
Отсыпка куста
Обустройство куста
Нефтесборные сети, напорные водоводы,
нефтепроводы, газопроводы
41
2.2.6
2.2.7
2.2.8
2.3
2.3.1
2.3.2
2.3.3
2.4
2.4.1
2.4.2
хозяйства
- Внеплощадочные объекты
- Автоматизация,
телемеханика, связь
- Прочие
Инфраструктура
(реконструкция и новое
строительство)
Внутрипромысловые
производственные объекты
Внешний транспорт
Объекты социального
назначения
Оборудование, не входящее в
смету строек
Оборудование для
нефтедобычи
Автодороги, мосты
Капвложения производственного назначения
ЭЦН: НКТ, Насос, ПЭД, Станция управления,
ТМПН, Газосепаратор, Фонтанная арматура,
Колонная головка, Кабель
ШГН: НКТ, Насос, Штанги со скребкамицентраторами, Фонтанная арматура, Станция
управления
Газлифт: НКТ, Насос, Штанги со скребкамицентраторами, Фонтанная арматура
Фонтан: НКТ, Насос, Штанги со скребкамицентраторами, Фонтанная арматура (+колонная
головка)
Струйный: НКТ, Насос, Штанги со скребкамицентраторами, Фонтанная арматура
Прочее оборудование
42
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие ................................................................................................................. 3
Введение ...................................................................................................................... 4
1. Расчет экономической эффективности ................................................................. 6
1.1. Основные подходы к расчету экономической эффективности ....................... 6
1.2. Сценарные макроэкономические условия для формирования расчетов
экономической эффективности (сценарий инвестиционных предпосылок) ........ 7
1.3. Источники эффективности проекта реализации ГТМ...................................... 8
1.4. Исходные данные для расчета исследуемого мероприятия ............................ 8
1.5. Формирования инвестиционных расходов на реализацию геологотехнических мероприятий по скважине.................................................................. 13
1.6. Экономическая Модель ..................................................................................... 15
1.7. Денежные потоки по проекту реализации ГТМ ............................................. 16
1.8. Расчет денежного потока по проекту .............................................................. 17
1.9. Приведение денежного потока к моменту принятия инвестиционного
решения ...................................................................................................................... 18
1.10. Дисконтирование денежных потоков ............................................................ 18
1.11. Фактор дисконтирования и шаг расчетного периода ................................... 19
1.12. Ключевые показатели эффективности (КПЭ) проекта...Ошибка! Закладка
не определена.
2. Практическое применение МУ при расчете экономической эффективности
ГТМ ............................................................................................................................. 25
2.1. Исходные данные для расчета ГТМ ................................................................. 26
2.2. Формирования инвестиционных расходов на реализацию геологотехнических мероприятий по скважине.................................................................. 31
2.3. Экономическая Модель .................................................................................... 32
Выводы. ............................................................ Ошибка! Закладка не определена.
Библиографический список ..................................................................................... 34
Приложение 1 ............................................................................................................ 35
43
Учебное издание
ОВЧИННИКОВ Кирилл Александрович
БАСАКИНА Татьяна Васильевна
Экономическое обоснование проведения геолого-технических мероприятий:
В авторской редакции
Подписано в печать
Формат 60×84 1/16. Бумага офсетная
Усл. п. л. 2,56. Уч.-изд. л. 2,56.
Тираж 50 экз. Рег. № М29/19 от 27.03.19
___________________________________________________________
Федеральное государственное бюджетное
образовательное учреждение высшего образования
«Самарский государственный технический университет»
443100, г. Самара, ул. Молодогвардейская, 244. Главный корпус
Отпечатано в типографии
Самарского государственного технического университета
443100, г. Самара, ул. Молодогвардейская, 244. Корпус № 8
44
