Обеспечение конкурентоспособности нефтедобывающих компаний в условиях низких цен на нефть и волатильности рынка путем анализа рентабельности эксплуатации добывающих скважин

Обложка


Цитировать

Полный текст

Аннотация

В статье предлагается методический подход по выработке гибких управленческих решений на базе технико-экономической оценки эффективности эксплуатации каждой добывающей скважины. Использование данного метода управления производственными затратами позволяет избежать возникновения кассовых разрывов в период низких цен на углеводородные ресурсы и способствовать исполнению как инвестиционной, так и производственной программ компании.

Полный текст

Введение

Пандемия COVID-19 стала причиной беспрецедентного замедления темпов роста мировой экономики и резкого снижения цен на нефть в связи со стремительным падением мирового спроса на углеводородные ресурсы. В целях стабилизации ситуации на нефтяном рынке 12 апреля 2020 г. 23 страны-экспортеры подписали соглашение ОПЕК+ о снижении объемов производства в течение двух лет. Казахстан стал активным и дисциплинированным членом альянса ОПЕК+, выполняя в полном объеме взятые на себя обязательства. В настоящее время в Казахстане разрабатывается более 200 месторождений углеводородов, и нефтяная индустрия является крупным работодателем страны, поэтому выполнение обязательств в рамках соглашения ОПЕК+ сопровождается заметным сокращением инвестиций и обострением социально-экономической ситуации в отрасли.

Известно, что на многих месторождениях страны себестоимость добычи нефти в силу объективных причин остается на высоком уровне, поэтому в период коронакризиса как никогда остро встал вопрос о разработке простого инструмента оперативного реагирования на ситуацию на рынке, помогающего выработке превентивных управленческих решений. При этом понятно, что управленческие решения должны способствовать повышению эффективности производственных процессов нефтедобывающей организации (далее – НДО) и подчинены интересам достижения следующих целей:

  • обеспечение конкурентоспособности и финансовой устойчивости компании в условиях низких цен на углеводородные ресурсы;
  • сохранение социальной стабильности в коллективе путем максимального сохранения численности работников с приемлемой оплатой труда в период обострения кризиса;
  • создание привлекательных условий для потенциальных инвесторов и сохранение доверия кредиторов.

Методика управления производственной программой

В основе предлагаемого метода эффективного управления производственной программой лежит способ деления годовой рабочей программы и бюджета (далее – ГРПиБ) компании на 2 составные части, различающиеся по источникам финансирования работ: a) ГРПиБ базовой добычи (базового производства) и б) ГРПиБ проектов поддержки добычи и развития производства.

Базовую добычу на месторождении обеспечивают добывающие и нагнетательные скважины переходящего фонда и связанные с ними производственные объекты с учетом всех запланированных геолого-технических мероприятий и ремонтных работ текущего характера. Базовое производство финансируется из текущих денежных поступлений компании от реализованной продукции.

Проекты поддержки добычи и развития производства включают в себя бурение новых и капитальный ремонт аварийных скважин, строительство новых и обновление существующих производственных объектов и др. Источниками финансирования таких инвестиционных проектов являются амортизационные отчисления, чистая прибыль компании, акционерный капитал и привлекаемые заемные средства.

В условиях обострения экономического кризиса в отрасли, когда привлечение и обслуживание кредита становится недопустимо обременительной операцией, а акционеры не заинтересованы в инвестировании, основным источником финансирования проектов становятся собственные средства – амортизационный фонд и чистая прибыль компании, которые формируются из финансовых результатов базового производства. Следовательно, ГРПиБ базовой добычи становится ключевым элементом управления компанией, обеспечивающим ее стабильное функционирование в период кризиса, поскольку некорректное ее планирование может привести к получению убытка, вызвать определенные сложности с выполнением финансовых обязательств перед государством, поставщиками товаров и услуг, а также работниками. В силу этого максимизация операционной прибыли от добывающих скважин переходящего фонда при любых экономических ситуациях является основой обеспечения стабильного функционирования компании.

В свою очередь, решение данной задачи требует на практике реализации принципа раздельного управления каждой добывающей скважиной, суть которого сводится к разграничению экономически эффективных скважин от убыточных с учетом общего дебита, обводненности, а также затрат на текущий и капитальный ремонт за предыдущий скользящий год. Подобное разделение скважин позволит более обоснованно подойти к рациональному использованию ограниченных средств, поскольку обеспечивает необходимой информацией для первоочередного направления ресурсов на рентабельные скважины. При этом к рентабельным будут отнесены те скважины, которые генерируют прибыль. Что касается тех скважин, которые генерируют убытки, то для чистоты анализа их целесообразно разбить на следующие 2 категории:

  1. скважины, не окупающие высвобождаемых затрат, которые определяются как сумма переменных затрат и расходов на подземный ремонт;
  2. скважины, которые не окупают полные затраты (сумму постоянных и высвобождаемых затрат).

Таким образом, разграничение скважин по предлагаемому подходу на рентабельные и убыточные позволит выработать гибкие управленческие решения, направленные на обеспечение эффективной эксплуатации месторождений даже в условиях волатильности цен на нефть.

Анализ рентабельности скважин

В качестве инструмента для экономического анализа и оценки рентабельности скважин используется подход, описанный в работе [1]. При этом анализ начинается со сбора данных по каждой скважине, характеризующих ее технологические параметры (дебит жидкости, нефти, количество проведенных подземных ремонтов скважины, отработанное время по каждой скважине и т.д.), а также самих экономических расчетов по методике. Согласно методике, скважина будет рентабельной, если доходы от реализации нефти будут покрывать все затраты, понесенные на эксплуатацию данной скважины, или так:

R(L)скв 1 − Рентабельная скважина (1)

R(L)скв < 1 − Нерентабельная скважина (2)

где R(L)скв – рентабельность, определяемая как отношение дохода к затратам по скважине.

Прибыль по скважине определим как разницу между доходами и расходами по скважине. При этом доходы (выручка) по скважине рассчитываются на основе дебита скважин по нефти и средневзвешенной цены реализации с учетом долей по направлениям реализации (экспорту, внутреннему рынку). Тогда прибыль будет рассчитываться по формуле:

P(L)скв = p qн tотр QCскв (3)

где

P(L)скв – прибыль по скважине;

p – средневзвешенная цена одной тонны нефти;

qн – среднесуточный дебит нефти по скважине за период, т/сут;

tотр – отработанное время скважины за отчетный период;

QCскв – общие затраты на скважину за отчетный период.

Общие затраты по скважине определяются как сумма 5 слагаемых: налоговых платежей, расходов на транспортировку нефти, переменных и постоянных расходов, а также расходов на подземный ремонт скважин (далее – ПРС).

QCскв = TxCскв + TrCскв + Cскв +

+ FCскв + FCскв прс (4)

где

QCскв – общие затраты на скважину;

TxCскв – налоговые платежи на скважину;

TrCскв – расходы на транспортировку нефти на скважину;

VCскв – переменные затраты на скважину;

FCскв – постоянные затраты на скважину;

FCскв прс – расходы на ПРС на скважину.

Налоговые платежи включают в себе расходы по налогу на добычу полезных ископаемых (далее – НДПИ), рентному налогу на экспорт, экспортной таможенной пошлине (далее – ЭТП), определяемых согласно налоговому законодательству.

Расходы на транспортировку нефти включают в себя затраты на транспортировку согласно тарифам на перевозку нефти с учетом долей по направлениям реализации (экспорту, внутреннему рынку) и расходы по реализации исходя из существующей на предприятии спецификации тарифной политики (скидкам на качество, страхованию и т.п.).

Переменные затраты – это затраты скважины, зависящие от объема добываемой жидкости, куда отнесены расходы на электроэнергию, сырье и материалы (без учета материалов на ПРС), топливо и горюче-смазочные материалы. Расходы на ПРС рассчитываются из средней стоимости 1 ремонта, который включает материалы, химреагенты, а также расходы на персонал бригады ПРС и их количества. Сумма переменных расходов и затрат на ПРС дает высвобождаемые расходы при остановке скважин. Постоянные затраты – это те затраты на обслуживание скважины, которые компания понесет независимо от объема добычи. К ним отнесены все остальные статьи себестоимости (за исключением расходов на налоги, амортизацию), не отнесенные к переменным затратам, включая общеадминистративные расходы, рассчитанные пропорционально на каждую скважину с учетом отработанного времени.

Оценка рентабельности переходящих скважин условного месторождения

Возможность практического применения предлагаемого инструмента анализа рентабельности скважин покажем на примере условного нефтедобывающего предприятия с объемом добычи 4 млн т/г. и фондом переходящих добывающих скважин 3000 ед.

При этом параметры по скважинам для условного предприятия приняты с учетом того, что месторождение находится на поздней стадии разработки, характеризуется определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей (падением добычи нефти и жидкости, обводнением скважин, большим количеством ремонтов).

Анализ рентабельности проводится по каждой скважине отдельно, с учетом технологических параметров, таких как дебит жидкости, обводненность продукции, количество ремонтов и технико-экономических данных за скользящий год.

Дальнейшие расчеты проведем на основе исходных данных, представленных в табл. 1. При составлении данной таблицы принят коэффициент баррелизации 7,3 и сделано допущение о том, что 55% общей добычи компании идет на экспорт, а 45% идет на удовлетворение внутренних потребностей.

Затраты определяются на основе расчетных нормативов от годового бюджета, а также рабочей программы компании и группируются следующим образом:

– удельные расходы по транспортировке нефти рассчитываются делением общих затрат по транспортировке на объем реализации нефти с учетом направления реализации (экспорт, внутренний рынок), а также существующих спецификаций тарифной политики (скидок на качество, налогов у источника за услуги по фрахту танкера, страховке груза, простою танкера в порту);

– удельные переменные затраты определяются путем деления соответствующих общих переменных затрат на объем добычи жидкости;

– удельные постоянные расходы определяются делением соответствующих постоянных затрат (с разбивкой на расходы на персонал, прочие постоянные расходы и общеадминистративные затраты) на добывающий действующий фонд скважин (нагнетательный фонд не берется в расчет);

– средняя стоимость одного ПРС определяется делением общих затрат на ПРС на их количество.

 

Таблица 1. Ключевые допущения для расчетов при курсе 450 тг./$

Показатели

Ед. изм.

Значения

Цена сорта нефти Брент

Доход на 1 т нефти с учетом внутренней поставки

20$/барр.

тыс. тг*/т нефти

60,4

30$/барр.

78,9

40$/барр.

97,4

50$/барр.

116,0

60$/барр.

134,5

РАСХОДЫ

Налог на добычу (НДПИ), Рентный налог на экспорт, Экспортная таможенная пошлина (ЭТП)

ставка

Налоговый Кодекс РК

Расходы на транспортировку нефти

тыс. тг/т нефти

13,7

Переменные расходы

тг/т жидкости

181

Постоянные расходы, в т.ч:

тыс. тг на 1 скв.

46 155

Расходы на персонал

23 372

Прочие постоянные расходы

20 206

Общеадминистративные затраты

2 576

Средняя стоимость 1 ПРС с ФОТ

тыс. тг на 1 операцию

2 938

 

Таким образом, с учетом принятых исходных данных были проведены расчеты по экономике каждой отдельной скважины с учетом их дебита нефти, жидкости, обводненности, количества ПРС, рассчитана доходная и расходная части и, соответственно, прибыль/убыток по каждой скважине. Расчеты проводили для каждой рассматриваемой цены сорта Брент. Фрагмент расчета для цены 60 $/барр. нефти сорта Брент приведен в табл. 2.

 

Таблица 2. Определение прибыли/убытка работы переходящего фонда скважин при цене нефти сорта Брент 60 $/барр.

Скважина

Технологические показатели

Экономические показатели

Фактический режим

Отработанное время

К-во ПРС

Добыча нефти

Доходы

Налоги и платежи, в т.ч.

Транспортные расходы

Первичные расходы

Расходы на ПРС

Постоянные расходы

Всего расходов

Доходы минус Расходы (прибыль/убыток)

Дебет нефти Qн

Дебет жид кости Qж

Обводненность

НДПИ

Рентный налог

ЭТП

Расходы на персонал

Прочие постояные расходы

ОАР

т/сут

м3/сут

%

дни

ремонт

тонн

млн.тг

млн.тг

млн.тг

млн.тг

млн.тг

млн.тг

млн.тг

млн.тг

млн.тг

млн.тг

млн.тг

млн.тг

1

36,05

111,6

62%

360

1

12,98

1 745

145,0

153,3

192,7

177,8

7,3

2,9

24.7

23,2

2,7

730

1 016

2

27,72

96,05

66%

355

0

10,12

1 360, 8

113,1

119,5

150,3

138,7

6,3

0,0

25,0

23,6

2,8

579

782

3

24,21

73,55

62%

350

1

8,72

1 172.2

97,4

102,9

129,4

119,4

4,8

2,9

24,7

23,2

2,7

508

665

4

24,09

98,45

72%

360

1

8,67

1 166,1

96,9

102,4

128,8

118,8

6,4

2,9

24,7

23,2

2,7

507

659

5

22,89

91,01

71%

355

2

8,13

1 093,0

90,8

96,0

120,7

111,4

5,8

5,9

24,3

22,9

2,7

481

612

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2996

0 47

17.1

97%

300

13

0,14

19,2

1,6

1,7

2,1

2,0

0,9

38,2

20,6

19,4

2,3

89

-69

2997

0,17

34,38

99%

315

10

0,05

7.1

0,6

0,6

0,8

0.7

2,0

29,4

21,6

20,3

2,4

78

-71

2998

0,23

15,95

98%

310

11

0,07

9,4

0,8

0,8

1,0

1,0

0.9

32,3

21,2

20,0

2,3

80

-71

2999

0,04

72,25

100%

325

8

0,01

1,6

0,1

0.1

0,2

0,2

4.2

23,5

22,3

21.0

2.5

74

-72

3000

0,09

29,24

100%

310

11

0,03

4,0

0,3

0.3

0,4

0,4

1.6

32,3

21,2

20,0

2,3

79

-75

ИТОГО

3,9

40,7

89%

 

14 324

4 064

546 514

45 416

47 995

60 348

55 686

7 556

42 084

70 104

66 050

7 727

402 966

143 548

 

Полученные результаты расчетов по скважинам условного нефтедобывающего предприятия с объемом добычи 4 млн т/г. и фондом переходящих добывающих скважин 3000 ед. отранжировали по убыванию в зависимости от их прибыли/убытка. В верхней части отранжированного списка – скважины, генерирующие прибыль, и далее убыточные скважины.

Такое ранжирование проводили для каждой рассматриваемой цены нефти сорта Брент.

При этом убыточные (нерентабельные) скважины разбили на 2 категории: категория I – не окупающие высвобождаемые затраты (переменные затраты и расходы на подземный ремонт, и категория II – не окупающие полные затраты (сумму постоянных и высвобождаемых затрат).

На рис. 1 видно, что при аналогичных технологических параметрах количество рентабельных и нерентабельных скважин меняется в зависимости от рассматриваемых цен на нефть: нерентабельные скважины находятся ниже оси Х, и в самом нижнем конце каждого графика находятся скважины категории I – наиболее убыточные. Выше оси Х – рентабельные скважины.

 

Рисунок 1. Прибыль/убыток по скважинам переходящего фонда при различных ценах нефти

 

Полученные сводные результаты расчетов, характеризующих выполнение производственной программы без оптимизации работ переходящих скважин при различных ценах на нефть, представлены в табл. 3.

 

Таблица 3. Экономические показатели работы переходящего фонда скважин при различных ценах нефти сорта Брент

Параметры

Результаты работы переходящих скважин при различных цен на нефть сорта Брент, долл. США/барр.

60

50

40

30

20

Фонд добывающих скважин, скв.

3 000

3 000

3 000

3 000

3 000

Действующие скважины, в т.ч.

3 000

3 000

3 000

3 000

3 000

рентабельные

1 886

1 736

1 602

1 366

1 067

условно-рентабельные (НРС II категории)

0

0

0

0

0

нерентабельные скважин, в т.ч:

1 114

1 264

1 398

1 634

1 933

I категории

367

428

507

677

906

II категории

747

836

891

957

1 027

Доля нерентабельных скважин

37%

42%

47%

54%

64%

Добыча нефти, тыс. т, в т.ч. из:

4 064

4 064

4 064

4 064

4 064

рентабельных скважин

3 673

3 579

3 482

3 281

2 954

нерентабельных скважин, в т.ч:

391

485

582

783

1 109

I категории

70

88

114

178

280

II категории

322

397

468

606

829

Доля добычи нефти НРС

9,6%

11,9%

14,3%

19,3%

27,3%

Операционная прибыль/убыток, млн тг., в т.ч. от

143 548

107 633

74 626

26 226

-22 174

рентабельных скважин

185 693

155 947

129 231

92 165

58 307

нерентабельных скважин, в т.ч:

-42 145

-48 314

-54 604

-65 938

-80 481

I категории

-19 713

-23 069

-27 364

-36 564

-49 361

II категории

-22 432

-25 245

-27 241

-29 374

-31 120

 

Как видно из табл. 3, из эксплуатируемых 3000 добывающих скважин переходящего фонда при цене нефти сорта Брент 60 $/барр. более 37% фонда являются нерентабельными, и они генерируют убытки в сумме 42,1 млрд тг.

При этом 367 скв. являются нерентабельными скважинами I категории и 747 нерентабельными скважинами II категории. По мере снижения цен на нефть с 60 до 20 $/барр., согласно расчетам, будут ухудшаться результаты экономической деятельности следующим образом:

  • количество рентабельных скважин уменьшится с 1886 до 1067 ед., или на 43%, рентабельная добыча нефти упадет с 3,6 до 2,9 млн т, или на 20%, а операционная прибыль сократится со 185,7 до 58,3 млрд тг., или на 69%;
  • количество нерентабельных скважин увеличится с 1114 до 1933 ед., или на 74%, объем нерентабельной добычи нефти вырастет с 0,39 до 1,1 млн т, или в 2,8 раза, а генерируемые убытки – с 42,1 до 80,5 млрд тг., или в 1,9 раза.

В таких условиях существенная часть операционной прибыли рентабельных скважин будет направлена на покрытие убытков нерентабельных скважин, что ограничит возможность предприятия в восполнении оборотных средств и реализации планов развития. Например, при цене нефти 20 $/барр. генерируется убыток в размере 22,2 млрд тг., следовательно, потребуются внешние займы для покрытия отрицательной денежной наличности.

Другим, наиболее рациональным способом решения проблем в условиях низких цен, на наш взгляд, является снижение расходов через приостановление деятельности нерентабельных скважин, чтобы избежать получения отрицательного денежного потока. При этом следует обратить внимание на категорию убыточности скважин. Например, скважины I категории нецелесообразно дальше эксплуатировать ввиду того, что они генерируют наибольшие убытки, поэтому необходимо их перевести в бездействующий фонд с последующим переводом на другие объекты (нагнетательные скважины или ликвидировать). Что касается нерентабельных скважин II категории, то их предлагается перевести в простаивающий фонд до лучших времен. Последующая эксплуатация этих скважин потребует разработки специального плана мероприятий по выводу их в режим рентабельности с учетом возможной динамики цен на нефть.

Если придерживаться предлагаемого подхода, то в результате приостановления деятельности убыточных скважин компания сэкономит на переменных затратах. При этом из-за рассредоточенности нерентабельных скважин по площади месторождения основные объекты производства и персонал в основном продолжат функционировать в нормальном режиме, за исключением небольшой группы работников, занятых обслуживанием нерентабельного фонда скважин. Проблему высвободившихся работников в случае их нежелательности сокращения можно решить по-разному. Например, их можно отправить на вынужденный простой при полном или частичном сохранении оплаты труда в зависимости от экономических возможностей предприятия или сохранить занятость, увеличивая сменность бригад и пр. В любом случае, как будет показано ниже, приостановление деятельности убыточных скважин по предлагаемой методике окажется экономически выгодным для компании.

Далее покажем результаты расчетов, соответствующих приостановлению деятельности нерентабельных скважин при сохранении ряда затрат. Они следующие:

  1. исключаются переменные расходы, затраты на капитальный ремонт скважин (далее – КРС) и ПРС, за исключением фонда оплаты труда;
  2. сохраняются в соответствии с принятой политикой предприятия расходы на персонал и общеадминистративные расходы (далее – ОАР), отнесенные на нерентабельные скважины, а также постоянные расходы и затраты, связанные с остановкой работ по ПРС.

Согласно предлагаемому методическому подходу, в первую очередь останавливается деятельность нерентабельных скважин I категории, что позволит сохранить операционную прибыль предприятия. Для нерентабельных скважин I категории рассматривалась 5-шаговая остановка с шагом по 20% от списка нерентабельных скважин I категории.

Далее останавливаются нерентабельные скважины II категории, где рассматривалась 10-шаговая их остановка с шагом 10% из отранжированного списка по их убыточности, т.е. в первую очередь останавливались наиболее убыточные скважины с расчетом прибыли по всему предприятию. Таким образом, сравнительный анализ прибыли компании на каждом шаге остановки показывал, при достижении какого количества скважин действующего фонда последующая остановка не будет давать улучшение прибыли компании.

Следуя данному подходу, остановив в первую очередь нерентабельные скважины I категории, рассчитываем прибыль/убыток предприятия по всему фонду скважин на каждом шаге остановки нерентабельных скважин, с исключением и сохранением затрат согласно методике, и далее аналогично считаем по нерентабельным скважинам II категории для каждого шага. При этом при остановке нерентабельных скважин исключаются не только затраты, но и теряется добыча и доходная часть по этим скважинам, а показатели по рентабельным скважинам на данном этапе расчетов не меняются.

В итоге на основании полученных результатов строим зависимость прибыли/убытка предприятия от добычи, при этом фонд скважин на каждом шаге уменьшается от первоначального. Учитывая то, что скважины II категории менее убыточные по сравнению со скважинами I категории, результаты расчетов показывают, что наступает момент, что на одном из шагов последующая остановка нерентабельных скважин II категории начнет снижать прибыль предприятия, поэтому следует дальнейшую остановку не осуществлять, т.е. это и будет оптимальной величиной (максимальной точкой), обеспечивающей максимальную прибыль при выбранном количестве остановок нерентабельных скважин, с оптимальным уровнем добычи по всему фонду скважин.

Следует отметить, что при расчетах можно рассматривать варианты сохранения различной доли оплаты простаивающего персонала, отнесенного на нерентабельные скважины, и учитывать это влияние на прибыль предприятия, и отражать при построении зависимости прибыли/убытка и добычи. Таким образом, получим картину, отражающую изменение прибыли/убытка предприятия с учетом сохранения различной доли оплаты простаивающего персонала, и понятно, что при 100% сохранении доли оплаты простаивающего персонала убыток/прибыль предприятия будет ниже по сравнению с вариантами с уменьшением этой доли.

В результате для каждого из сценариев по цене на нефть определяется оптимальный вариант по количеству останавливаемых скважин, обеспечивающий максимальную прибыль и оптимальную добычу. Оставшееся количество нерентабельных скважин II категории, которые не будут останавливаться, предлагаем считать условно-рентабельными и оставлять их в эксплуатации для сохранения операционной прибыли переходящего фонда скважин.

Оценка влияния вышеуказанных действий на снижение убытков предприятия и сохранение различной доли оплаты простаивающего персонала представлены на рис. 2–3. Экономические показатели, показанные на этих графиках работы переходящего фонда скважин при различной доле оплаты простаивающего персонала, при ценах нефти сорта Брент 20 и 60 $/барр. (оптимизация в сравнении c «без оптимизации»), отражены в табл. 4–5.

 

Рисунок 2. Зависимость прибыли и объемов добычи от количества действующих скважин при цене нефти Брент 20 $/барр. и доли оплаты простаивающего персонала

 

Рисунок 3. Зависимость прибыли и объемов добычи от количества действующих скважин при цене нефти Брент 60 $/барр. и доли оплаты простаивающего персонала

 

Таблица 4. Экономические показатели работы переходящего фонда скважин при различной доле оплаты простаивающего персонала при цене нефти сорта Брент 20 $/барр. (оптимизация в сравнении c «без оптимизации»)

 

Параметры

Без оптимизации

Оптимизация с учетом долей оплаты простаивающего персонала

0%

20%

40%

50%

60%

80%

100%

Фонд добывающих скважин, скв.

3 000

3 000

3000

3000

3 000

3000

3000

3 000

Действующие скважины, в т.ч.

3 000

1067

1170

1 273

1 376

1376

1582

1890

рентабельные

1 067

1 067

1 067

1 067

1 067

1 067

1 067

1 067

условно-рентабельные (НРС II категории)

0

0

103

206

309

309

515

823

нерентабельные скважин, в т.ч:

1 933

1 933

1 830

1 727

1 624

1 624

1 418

1 110

I категории

906

906

906

906

906

906

906

906

II категории

1027

1 027

924

821

718

718

512

204

Доля скважин для остановки

64,4%

64,4%

61,0%

57,6%

54,1%

54,1%

47,3%

37,0%

Добыча нефти, тыс.т, в т.ч. из:

4064

2 954

3077

3189

3290

3290

3466

3 675

рентабельных скважин

2 954

2 954

2 954

2 954

2 954

2 954

2 954

2 954

условно-рентабельных скважин

0

0

122

234

336

336

512

721

нерентабельных скважин, в т.ч:

1 109

1 109

987

875

774

774

597

389

I категории

280

280

280

280

280

280

280

280

II категории

829

829

707

595

494

494

317

108

Доля добычи нефти НРС

27,3%

27,3%

24,3%

21,5%

19,0%

19,0%

14,7%

9,6%

Операционная прибыль/убыток, млн.тг., в т.ч. от

-22 174

45 727

32 632

20 341

14492

8923

-1 281

-9 920

рентабельных скважин

58 307

58 307

58 307

58 307

58 307

58 307

58 307

58 307

условно-рентабельных скважин

0

0

-1 299

-3133

-5 458

-5 458

-11 367

-22 544

нерентабельных скважин, в т.ч:

-80 481

-80 481

-79 182

-77 347

-75 023

-75 023

-69114

-57 937

I категории

-49 361

49 361

-49 361

49 361

49 361

49 361

49 361

49 361

II категории

-31 120

-31 120

-29 821

-27 987

-25 662

-25 662

-19 754

-8 576

Условно постоянные расходы остановленных нерентабельных скважин I и II категорий

 

-12 579

-24 376

-34 832

-38 356

43 926

48 221

45 683

 

Таблица 5. Экономические показатели работы переходящего фонда скважин при различной доле оплаты простаивающего персонала при цене нефти сорта Брент 60 $/барр. (оптимизация в сравнении c «без оптимизации»)

Параметры

Без оптимизации

Оптимизация с учетом долей оплаты простаивающего персонала

0%

20%

40%

50%

60%

80%

100%

Фонд добывающих скважин, скв.

3 000

3 000

3 000

3 000

3 000

3 000

3 000

3 000

Действующие скважины, в т.ч.

3 000

1 886

1886

1961

2 111

2186

2411

2 559

рентабельные

1 886

1 886

1 886

1 886

1 886

1 886

1 886

1 886

условно-рентабельные (НРС II категории)

0

0

0

75

225

300

525

673

нерентабельные скважин, в т.ч:

1 114

1 114

1 114

1 039

889

814

589

441

I категории

367

367

367

367

367

367

367

367

II категории

747

747

747

672

522

447

222

74

Доля скважин для остановки

37,1%

37,1%

37,1%

34,6%

29,6%

27,1%

19,6%

14,7%

Добыча нефти, тыс. т, в т.ч. из:

4 064

3 673

3 673

3 715

3 792

3 827

3 921

3 972

рентабельных скважин

3 673

3673

3 673

3 673

3 673

3 673

3 673

3 673

условно-рентабельных скважин

0

0

0

42

119

155

248

299

нерентабельных скважин, в т.ч:

391

391

391

349

272

236

143

92

I категории

70

70

70

70

70

70

70

70

II категории

322

322

322

279

203

167

73

22

Доля добычи нефти НРС

9,6%

9,6%

9,6%

8,6%

6,7%

5,8%

3,5%

2,3%

Операционная прибыль/убыток, млн тг., в т.ч. от

143 548

178 557

170 816

163 239

159 770

156 707

151 512

147 744

рентабельных скважин

185 693

185 693

185 693

185 693

185 693

185 693

185 693

185 693

условно-рентабельных скважин

0

0

0

-1 327

-4 681

-6 642

-13 721

-19 363

нерентабельных скважин, в т.ч:

-42 145

-42 145

-42 145

-40 818

-37 464

-35 503

-28 424

-22 782

I категории

-19 713

-19 713

-19 713

-19 713

-19 713

-19 713

-19 713

-19 713

II категории

-22 432

-22 432

-22 432

-21 105

-17 751

-15 790

-8 711

-3 069

Условно постоянные расходы остановленных нерентабельных скважин I и II категорий

 

-7 136

-14 877

-21 126

-21 242

-22 344

-20 460

-18 587

 

На рис. 2 (для 20 $/барр.) и рис. 3 (для 60 $/барр.) оптимальный вариант выделяется в виде максимальной точки достижения операционной прибыли (в виде квадратного синего маркера), и дальнейшая остановка нерентабельных скважин становится экономически нецелесообразной.

Например, на рис. 2 и в табл. 4 видно, как при цене нефти Брент 20 $/барр. с учетом пошагового анализа остановки нерентабельных скважин, при допущенной доле оплаты простаивающего персонала в 50% (оранжевая линия графика) определен наиболее оптимальный сценарий по уровню добычи и фонду скважин, который предусматривает остановку 1624 нерентабельных скважин (906 скв. I категории и 718 скв. II категории). Рекомендуемый действующий фонд скважин – 1376 ед., включая 1067 рентабельных и 309 условно-рентабельных скважин. Таким образом, следуя данной методологии оптимизации за счет остановки нерентабельных скважин категории I и II, компания может из убыточного состояния (убыток 22 млрд тг.) с действующим фондом 3000 скв. и добычей 4064 тыс. т/г. перейти в прибыльное (14,5 млрд тг.) при частичном сокращении затрат с действующим фондом 1376 скв. и добычей 3290 тыс. т/г. При этом видно, что максимальный потенциал оптимизации затрат достигается остановкой 1933 нерентабельных скважин при 0% доле оплаты простаивающего персонала (голубая верхняя линия графика) и может дать значительное увеличение прибыли.

Для достижения намеченных целей при остановке нерентабельных скважин необходимо:

– удостовериться в надежности промысловых данных путем проведения дополнительных измерений дебита по жидкости и обводненности продукции по каждой скважине для обеспечения информации заданной точности;

– подготовить программу оптимизации нагнетательных скважин, где планируется уменьшение числа действующих добывающих скважин 1-го и 2-го ряда окружения и снижение компенсируемого объема закачки.

Кроме того, при остановке нерентабельных скважин значительно снижается объём добычи жидкости на месторождении, высвобождая пропускную мощность наземной инфраструктуры. Данный резерв пропускной способности системы сбора продукции месторождения позволяет поднять уровень добычи жидкости из рентабельных скважин путем оптимизации режима их работы и проведения дополнительных эффективных геолого-технических мероприятий (далее – ГТМ). Таким образом, увеличение прибыли достигается не только за счет оптимизации затрат по нерентабельным скважинам, но и за счет увеличения добычи из рентабельного фонда.

Данный подход отражен на рис. 4. Так, для сценария при цене нефти Брент 20 $/барр. с 50% долей оплаты простаивающего персонала, после определения наиболее оптимального уровня добычи 3290 тыс. т/г. и действующего фонда скважин 1376 ед. с учетом остановки 1624 нерентабельных скважин (оранжевая линия), при добавлении дополнительной добычи за счет пересмотра объемов ГТМ в пользу наиболее эффективных по рентабельному фонду скважин компания может достигнуть добычи нефти 3455 тыс. т/г. с этим же фондом 1376 скв. и увеличить прибыль с 14,5 до 21,2 млрд тг. (оранжевая пунктирная линия).

 

Рисунок 4. Зависимость прибыли и объемов добычи от количества действующих скважин при цене нефти Брент 20 $/барр. и доле оплаты простаивающего персонала с учетом дополнительной добычи от ГТМ

 

Итак, согласно принятому методическому подходу расчета затрат при остановке нерентабельных скважин существует множество различных вариантов исключения затрат, зависящих и от степени оплаты простаивавшего персонала от 0 до 100%, и от процента сохраняемых при остановке постоянных расходов, и от процента остановки нерентабельных скважин категории II при различных ценах нефти.

Учитывая это, для дальнейшего представления ожидаемых эффектов от оптимизации затрат с учетом дополнительной добычи от ГТМ, согласно предлагаемому методическому подходу оптимизации затрат, связанных с остановкой нерентабельных скважин категории I и II, приняты следующие действия:

  • исключаются 100%: переменные расходы, затраты ПРС за исключением фонда оплаты труда, затраты по КРС;
  • сохраняются 50%: расходы на персонал, отнесенные на нерентабельные скважины и связанные с остановкой установок ПРС; постоянные расходы, которые не зависят от количества скважин, ОАР.

Также при различных ценах на нефть принят следующий подход остановки нерентабельных скважин категории II (чем выше цена нефти, тем больше нерентабельных скважин категории II останавливается).

 

Таблица 6. Остановка фонда нерентабельных скважин категории II при различных ценах на нефть сорта Брент, $/барр.

60

50

40

30

20

100% фонда

90% фонда

80% фонда

70% фонда

70% фонда

 

Так, согласно данному методическому подходу определяются возможности оптимизации программы компании при различных ценах на нефть, с учетом остановки нерентабельных скважин и дополнительной добычи по рентабельным скважинам (табл. 7).

 

Таблица 7. Экономические показатели работы переходящего фонда скважин при различных ценах нефти сорта Брент с учетом оптимизации и дополнительной добычи

Параметры

Результаты работы переходящих скважин при различных цен на нефть сорта Брент, долл. США/барр.

60

50

40

30

20

Фонд добывающих скважин, скв.

3 000

3 000

3 000

3 000

3 000

Действующие скважины, в т.ч.

1 886

1 819

1 776

1 654

1 376

рентабельные

1 886

1 736

1 602

1 366

1 067

условно-рентабельные (НРС II категории)

0

83

174

288

309

нерентабельные скважин

0

0

0

0

0

Добыча нефти, тыс. т, в т.ч. из:

3 831

3 815

3 785

3 698

3 455

рентабельных скважин

3 831

3 757

3 656

3 445

3 102

условно-рентабельных скважин

0

57

129

253

352

нерентабельных скважин, в т.ч:

0

0

0

0

0

Операционная прибыль/убыток, млн тг., в т.ч. от

172 127

139 735

108 625

63 880

21 233

рентабельных скважин

198 616

168 962

140 493

100 841

64 381

условно-рентабельных скважин

0

-1 189

-2 821

-5 087

-4 792

нерентабельных скважин, в т.ч:

-26 489

-28 038

-29 048

-31 873

-38 356

I категории

-8 907

-10 363

-12 237

-16 260

-21 637

II категории

-17 583

-17 675

-16 811

-15 613

-16 719

 

Принятые меры позволят получить прибыль по сравнению с результатом до оптимизации (табл. 8 – сравнение результатов табл. 3 и 7).

 

Таблица 8. Сравнение прибыли / убытка по работе переходящего фонда скважин при различных ценах нефти сорта Брент (до и после оптимизации)

Параметры

Результаты работы переходящих скважин при раз­личных цен на нефть сорта Брент, долл. США/барр.

60

50

40

30

20

До оптимизации

 

 

 

 

 

Операционная прибыль / убыток

143 548

107 633

74 626

26 226

-22 174

рентабельные

185 693

155 947

129 231

92 165

58 307

нерентабельные

-42 145

-48 314

-54 604

-65 938

-80 481

После оптимизации

 

 

 

 

 

Операционная прибыль / убыток

172 127

139 735

108 625

63 880

21 233

рентабельные

198 616

168 962

140 493

100 841

64 381

условно-рентабельные

0

-1 189

-2 821

-5 087

-4 792

нерентабельные

-26 489

-28 038

-29 048

-31 873

-38 356

Эффект

 

 

 

 

 

Операционная прибыль / убыток

28 579

32 102

33 998

37 654

43 407

рентабельные

12 924

13015

11 262

8 676

6 074

условно-рентабельные

0

-1 189

-2 821

-5 087

-4 792

нерентабельные

15 656

20 276

25 557

34 065

42 124

 

Рассмотрим более детально итоговые показатели на примере всё того же условного нефтегазодобывающего предприятия.

Согласно проведенному стресс-тесту на снижение цены на нефть Брент с 60 до 20 $/барр. при одновременном выполнении утвержденной производственной программы, несмотря на сохранение объемов добычи, у предприятия возникает убыток в размере 22 млрд тг. (табл. 8).

 

Таблица 9. Прогноз прибыли/убытка при сохранении утвержденной производственной программы и снижении цены нефти до 20 $/барр.

Наименование

Ед. изм.

Утвержденная программа

Отклонения

при 60 $/барр.

при 20 $/барр.

Добыча нефти

тыс. т

4 064

4 064

0

Доходы

млн тг.

546 514

245 514

-301 000

Расходы, в том числе:

млн тг.

402 966

267 688

-135 279

Налог на добычу (НДПИ)

млн тг.

45 416

18 480

-26 936

Рентный налог на экспорт

млн тг.

47 995

0

-47 995

Экспортная таможенная пошлина

млн тг.

60 348

0

-60 348

Расходы на транспортировку нефти

млн тг.

55 686

55 686

0

Переменные расходы

млн тг.

7 556

7 556

0

Расходы на ПРС

млн тг.

42 084

42 084

0

Расходы на персонал

млн тг.

70 104

70 104

0

Прочие условно-постоянные расходы

млн тг.

66 050

66 050

0

Обще-административные расходы

млн тг.

7 727

7 727

0

Операционная прибыль / убыток

млн тг.

143 548

-22 174

-165 722

 

В связи с этим требуется рассмотрение вариантов оптимизации запланированных мероприятий с целью обеспечения оптимального уровня производства в рамках сниженных доходов.

Применение разработанного методического подхода оптимизации затрат при остановке нерентабельных скважин и дополнительной добычи на рентабельных скважинах за счет проведения на них эффективных ГТМ дает возможность определить оптимизированные производственные программы для различных сценариев цен на нефть Брент 60, 50, 40, 30 и 20 $/барр.

В зависимости от цены меняется уровень добычи, количество остановок нерентабельных скважин, количество ПРС. В результате получаем более оптимистичный финансовый результат.

В табл. 10 в зависимости от изменения цены нефти от 20 до 60 $/барр. показаны предлагаемые оптимизированные производственные программы, которые предусматривают следующие действия:

– рекомендуемое количество остановок нерентабельных скважин – меняется от 1114 до 1624 скв.;

– сокращение уровней добычи нефти – от 3908 до 3455 тыс. т;

– снижение уровней добычи жидкости-от 32963 до 22651 тыс. т;

– сокращение количества ПРС – от 7549 до 5081 ремонтов,

– частичное снижение расходов на персонал (на 14%), для чего компания может рассмотреть варианты изменения режимов работы персонала без сокращения штата;

– на рентабельном фонде скважин предусмотрены мероприятия по оптимизации режимов работы с увеличением добычи жидкости.

 

Таблица 10. Сравнение утвержденной и оптимизированной производственной программы предприятия при различных ценах нефти Брент

Показатели

Единица измерения

Утвержденная программа

Оптимизированная производственная программа при цене на нефть сорта Брент

(20 $/барр.)

60 $/барр.

50 $/барр.

40 $/барр.

30 $/барр.

20 $/барр.

Добыча нефти

тыс. т

4 064

3 908

3 866

3 824

3 698

3 455

Добыча жидкости

тыс. т

41 760

32 963

31 596

30 164

27 022

22 651

Фонд скважин

скв.

3 000

1 886

1 819

1 776

1 654

1 376

Средний дебет нефти

т/сут

3,9

5,9

6,0

6,1

6,4

7,2

Обводненность

%

88,8%

80,1%

79,6%

79,3%

78,5%

76,3%

Количество ПРС

%

14 324

7 549

7 249

7 019

6 461

5 081

Остановка нерентабельных скважин

скв.

 

1 114

1 181

1 224

1 346

1 624

Доходы

скв.-опер.

245 514

515 235

442 352

368 843

291 882

208 702

Расходы

млн тг.

267 688

343108

302 617

260 218

228 002

187 469

Налог на добычу (НДПИ)

млн тг.

18 480

42 817

36 309

29 756

22 944

15 709

Рентный налог на экспорт

млн тг.

0

45 248

23 890

0

0

0

Экспортная таможенная пошлина (ЭТП)

млн тг.

0

56 894

47 205

37 472

18 305

0

Транспортные расходы

млн тг.

55 686

52 499

52 270

51 866

50 672

47 337

Условно-переменные расходы

млн тг.

7 556

5 505

5 358

5 250

4 889

4 098

Расходы на ПРС

млн тг.

42 084

22 179

21 298

20 622

18 982

14 928

Затраты на персонал

млн тг.

70104

63 924

63 454

63 186

62 341

60 514

Прочие условно-постоянные расходы

млн тг.

66 050

49 129

48 095

47 436

45 554

41 282

Обще-административные расходы

млн тг.

7 727

4 913

4 740

4 630

4 315

3 601

Операционная прибыль / убыток

млн тг.

-22 174

172 127

139 735

108 625

63 880

21 233

 

Данные меры позволят исключить возможность убытка в размере 22 млрд тг. при цене 20 $/барр. и достичь прибыли от 21 до 172 млрд тг. при ценах 20–60 $/барр.

Увеличение операционной прибыли от оптимизации и дополнительной добычи могут быть направлены на приобретение первоочередных основных средств, бурение новых скважин, а также на активы, которые генерируют прибыль для ее максимизации. В данном анализе капитальные вложения и их влияние на денежный поток не рассматривались.

Предлагаемый методический подход адресной оптимизации затрат при остановке нерентабельных скважин – это концептуальный подход, который должен быть адаптирован каждым нефтедобывающим предприятием с учетом его специфики.

Палетка оптимальной производственной программы

На основании данных подбора оптимизированной производственной программы при разных ценах на нефть построена палетка (табл. 11), отражающая в удобном формате наиболее оптимальные объемы добычи нефти, количество нерентабельных скважин для остановки, рекомендованные уровни расходов на персонал (строки 1–3), а также изменение прибыли/убытка в зависимости от цены нефти при той или иной производственной программе (строки 4–8).

 

Таблица 11. Прибыль/убыток предприятия при различных сценариях производственной программы

Наименование

Утвержденная программа

Оптимизированная производственная программа при ценах на нефть,$/барр.

60 $

50 $

40 $

30 $

20 $

 

Номер программы

 

I

II

III

IV

V

1

Добыча, тыс. т

4 064

3 908

3 866

3 824

3 698

3 455

2

Остановка нерентабельных скв.

 

1 114

1 181

1 224

1 346

1 624

3

Затраты на персонал, млн тг.

70 104

63 924

63 454

63 186

62 341

60 514

  

Прибыль / убыток, млрд тг.

4

Цена на нефть

60 $/барр.

143 548

172 127

171 452

169 881

164 647

156 511

5

50 $/барр.

107 633

140 069

139 735

138 506

134 308

128 169

6

40 $/барр.

74 626

109 537

109 528

108 625

105 415

101 178

7

30 $/барр.

26 226

65 648

66 106

62 816

63 880

62 377

8

20 $/барр.

-22 174

19 109

20 062

17 544

19 838

21 233

 

По данным таблицы видно, что показатели прибыли оптимизированной производственной программы для различных цен нефти сорта Брент (программы I–V) значительно превышают значения утвержденной программы, при этом показатели добычи ниже, что обеспечивается остановкой нерентабельных скважин, оптимизацией затрат по ним.

Таким образом, предприятие может придерживаться оптимальной производственной программы с годовой добычей 3908 тыс. т нефти при ценах от 60 до 20 $/барр., оставаясь с прибылью. При снижении цены ниже 20 $/барр. – с учетом данной методики необходим подбор оптимальной для цены программы, обеспечивающей безубыточный уровень.

 – оптимальная производственная программа для каждой цены нефти

 – потребность в субсидировании при реализации программы

 – благоприятные условия для реализации программы

Таким образом, реализация принятого методического подхода принятия превентивных управленческих решений позволяет обеспечить финансовую устойчивость компании, выполнение социальных обязательств.

Заключение

В результате проведенных исследований разработан методический подход адресной оптимизации затрат нефтедобывающих организаций, суть которого основана на принятии гибких управленческих решений по рентабельному и нерентабельному фонду скважин. Методика позволяет осуществлять оптимизацию производственных программ и затрат бюджетов в кризисных условиях целенаправленно – по объектам и активам, генерирующим наибольшие убытки (нерентабельным скважинам).

Высвобождаемые от оптимизации средства должны быть направлены на активы, которые генерируют прибыль для ее максимизации, а именно на рентабельные скважины, за счет проведения на них эффективных ГТМ, осуществления необходимых текущих и капитальных ремонтов для увеличения по ним нефтеотдачи и, соответственно, получения дополнительной прибыли.

Данный концептуальный подход позволяет обеспечивать финансовую устойчивость компании и рентабельность разработки месторождений при различных ценах на нефть.

Применение методики дает возможность повысить эффективность деятельности нефтедобывающих организаций за счет анализа рентабельности работы каждой скважины и своевременного принятия решений в целях повышения рентабельности работы фонда, подбора соответствующих эффективных ГТМ или отключения нерентабельного фонда.

Использование данного методического подхода рекомендуется для всех нефтедобывающих компаний с расчетами на основе последних фактических данных:

а) ранжирование и поэтапная остановка НРС до наиболее целесообразного уровня;

б) пропорциональное снижение работ/затрат, связанных с остановленными скважинами (объемы закачки, ПРС), КРС, ГТМ и пр.;

в) частичное снижение затрат на персонал в зависимости от количества остановленных скважин;

г) пересмотр объемов ГТМ с фокусом на наиболее экономически эффективных;

д) использование высвобождаемых средств за счет оптимизации, в первую очередь, на приобретение первоочередных основных средств и на бурение новых скважин;

е) усиление работ на «золотом фонде» путем подбора наиболее оптимальных режимов работы;

ж) определение уровней плановой добычи нефти исходя из экономической эффективности.

Таким образом, ключевым элементом максимизации операционной прибыли нефтедобывающего предприятия является эффективное управление переходящим фондом скважин для полноценной реализации производственной программы нефтедобывающего предприятия.

На основе такой оценки производится ранжирование добывающих скважин по рентабельности с определением рентабельного («золотого») фонда скважин, а также с выделением нерентабельных скважин для перевода их в бездействующий фонд.

С учетом высокой волатильности цен на нефть, посредством группирования убыточных добывающих скважин с отличающимися друг от друга предельными безубыточными ценами на нефть, данный методический подход позволяет подготовить превентивные управленческие решения по остановке убыточных скважин и довести их до оперативного уровня управления производства в виде готовых таблиц.

×

Об авторах

Бахытжан Кенесович Хасанов

ТОО «КМГ Инжиниринг»

Автор, ответственный за переписку.
Email: b.khassanov@niikmg.kz

генеральный директор (председатель Правления)

Казахстан, Нур-Султан

Ренат Геннадьевич Хайретдинов

ТОО «КМГ Инжиниринг»

Email: r.khairetdinov@niikmg.kz

заместитель генерального директора по экономике

Казахстан, Нур-Султан

Омархан Лукпанович Самарканов

ТОО «КМГ Инжиниринг»

Email: o.samarkanov@niikmg.kz

эксперт службы аналитики департамента нефтяного инжиниринга

Казахстан, Нур-Султан

Список литературы

  1. Хасанов Б.К., Хайретдинов Р.Г., Толебай О.С. Повышение операционной эффективности нефтедобывающих компаний путем анализа рентабельности эксплуатации добывающих скважин. – Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана, 2019, №1, с. 119–131.
  2. Обеспечение конкурентоспособности АО НК «КазМунайГаз» в условиях кризиса. – Отчет ТОО «КМГ Инжиниринг», №О-I.08.06–01/1-06.05.2020 от 06.05.2020 г.
  3. Методика анализа рентабельности эксплуатации добывающих скважин дочерних организаций, зависимых обществ и совместных предприятий АО НК «КазМунайГаз».
  4. Кичигин А.В., Васильцов В.С. Управление конкурентоспособностью предприятия в условиях кризиса. – Записки Горного института, СПб, 2009, т.184, с. 46–49.
  5. Груничев А.С. Конкурентоспособность в условиях мирового экономического кризиса. – Вестник Казанского технлогического университета, 2010, с. 413–420.

Дополнительные файлы

Доп. файлы
Действие
1. JATS XML
2. Рисунок 1. Прибыль/убыток по скважинам переходящего фонда при различных ценах нефти

Скачать (486KB)
3. Рисунок 2. Зависимость прибыли и объемов добычи от количества действующих скважин при цене нефти Брент 20 $/барр. и доли оплаты простаивающего персонала

Скачать (576KB)
4. Рисунок 3. Зависимость прибыли и объемов добычи от количества действующих скважин при цене нефти Брент 60 $/барр. и доли оплаты простаивающего персонала

5. Рисунок 4. Зависимость прибыли и объемов добычи от количества действующих скважин при цене нефти Брент 20 $/барр. и доле оплаты простаивающего персонала с учетом дополнительной добычи от ГТМ

Скачать (570KB)

© Хасанов Б.К., Хайретдинов Р.Г., Самарканов О.Л., 2021

Creative Commons License
Эта статья доступна по лицензии Creative Commons Attribution-NonCommercial-NoDerivatives 4.0 International License.

Данный сайт использует cookie-файлы

Продолжая использовать наш сайт, вы даете согласие на обработку файлов cookie, которые обеспечивают правильную работу сайта.

О куки-файлах