CC BY
5
5. Snow D.A., Soul S.A., Creasy H. (eds.) The Blackwell Companion to Social Move-ments.Blackwell Publishing House. 2004. Page 435. [Electronic resource]. URL: http://gradu-ateinstitute.ch/files/live/sites/iheid/files/sites/developpement /shared/develope-ment/cours/IA029/Snow-2004.pdf (date of publication: 10.08.2019).
6. Diani M. The concept of social movement // Sociological review. 1992. No. 1. pp.
26.7. Dombrovskaya A.Yu., Ognev A.S. Measuring the image of the future of the Russian Federation in the minds of Russian youth: cognitivism and cybermetry in applied political research // Humanitarian Sciences. 2023. No.13(3). pp.128-134.
8. Libin A.V. Libina A.V., Libin V. V. Psychographic test: constructive drawing of a person from geometric shapes. Moscow: Eksmo, 2008. 368 p.
9. Shaikhislamov R.B., Asadullina G.R., Sadretdinova E.V. The image of Russia of the present and the future in the representations of youth: semantic gems in the context of new challenges and opportunities // society and security conclusions. 2023. Vol. 6, No. 1. pp. 13-31.DOI: 10.14258/ssi(2023)1-01.
10. Melucci A. Challenging codes: collective actions in the information Age. Cambridge, 1996. 456 p.
УДК: 004:330.322:622.276
ОЦЕНКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕРМОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИОБСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Ю.Г. Богаткина, О.Н. Сарданашвили
Целью исследований является оценка технико-экономической эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти с применением ТГВ на примере опытного участка Приобского месторождения. Исследования проведены для двух вариантов разработки с применением заводнения и термогазового воздействия на пласт. Были рассмотрены два налоговых режима - налог на добычу полезных ископаемых и налог на дополнительный доход. Подтверждена высокая эффективность метода ТГВ для разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Установлено, что разработку трудноизвлекаемых запасов нефти Приобского месторождения с применением ТГВ целесообразно проводить при налоговом режиме с использованием налога на дополнительный доход.
Ключевые слова: нефтяные месторождения, трудноизвлекаемые запасы углеводородов, термогазовый метод воздействия на пласт, технико-экономическая оценка эффективности разработки, налоговые режимы, чистый дисконтированный доход инвестора и государства.
Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов Западной Сибири является ключевой проблемой нефтегазового комплекса РФ. Одним из месторождений этого района является Приобское нефтяное месторождение, которое находится в центральной части Западно-Сибирской равнины. Месторождение расположено в Ханты--Ман-сийском автономном округе Тюменской области. Территория находится в
зоне разобщенного залегания поверхностных и реликтовых мерзлых пород. Поверхностные мерзлые грунты наблюдаются на водоразделах под торфяниками. Запасы маловязкой нефти Приобского месторождения относятся к категории трудноизвлекаемых в связи с тем, что промышленная нефтеносность приурочена к низкопроницаемым песчано-глинистым отложениям. Эффективное извлечение этих запасов возможно только при использовании современных методов повышения нефтеотдачи. Для геолого-промысловых условий Приобского месторождения было обосновано применение термогазового метода воздействия (ТГВ) на пласт [1-3]. Недропользователем месторождения является ООО «Нефтяная компания Сибнефть-Югра», которое с 2014 года проводит на ряде участков этого месторождения опытно-промысловые испытания ТГВ.
Термогазовый метод увеличения нефтеотдачи впервые был предложен в 1971 году во ВНИИнефть им. А.П. Крылова и имеет отечественный приоритет [4-6]. Метод основан на закачке воздуха/водовоздушной смеси в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет внутрипластовых окислительных процессов. Промысловые испытания ТГВ были осуществлены в 1980-х и начале 1990-х годов на месторождениях Украины, Азербайджана, США и др. В результате промысловых испытаний было достигнуто существенное увеличение дополнительной добычи нефти (в 1,5 раза и более) и повышение нефтеотдачи (до 64 % и более).
Для использования ТГВ на Приобском месторождении был выбран участок №4а - 82 куст. Данный участок характеризуется аномально низкими фильтрационными характеристиками. Средняя проницаемость по участку составляет менее 2мД, а средняя нефтенасыщенная толщина - более 24.8м.
Оценка эффективности по участку проведена по двум вариантам разработки. Первый вариант предполагает применение заводнения, второй -применение ТГВ.
Технико-экономическая оценка разработки проводилась на основе комплексной экономической методики освоения месторождений нефти и газа, разработанной в ИПНГ РАН [7-9]. Налоговый блок включает в себя налоговые отчисления в соответствии с действующим законодательством РФ [10,11]. Инвестирование проекта будет осуществляться за счет собственных средств инвестора при норме дисконта 10 %. Разработка месторождения осуществляется при налоговом режиме с использованием налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ).
Основными критериями оценки технико-экономической эффективности освоения участка являются чистый дисконтированный доход инвестора (ЧДД) и государства (ЧДДГ). Дополнительными критериями оценки являются внутренняя норма рентабельности (ВНР) проекта, его срок окупаемости (Ток) и индекс доходности (ИД) [7, 9].
Все технологические и технико-экономические показатели определены на основе исходной информации недропользователя.
В состав затрат входят: капитальные вложения на бурение скважин и их обустройство; эксплуатационные затраты (условно-переменные и условно-постоянные), амортизация, налоги и платежи в составе себестоимости и вне эксплуатационных затрат [7].
К капитальным затратам относятся следующие.
Затраты на бурение эксплуатационных скважин по удельной норме принятой, исходя из плана бурения на 2021 год.
Капитальные вложения на обустройство участка состоят из затрат на оборудование скважин, подготовку, сбор и транспорт нефти, строительство линий электропередач (ЛЭП) и дорог, оборудование для применения ТГВ, затрат на экологию, а также в прочие расходы.
Расчет капитальных вложений в перечисленные выше направления производится на основе удельных норм затрат из расчета на одну добывающую скважину.
Затраты на поддержание пластового давления определяются на основе удельных затрат, приходящихся на одну нагнетательную скважину. При этом применение ТГВ требует дополнительных инвестиций, связанных с обустройством нагнетательной скважины.
В расчетах учитывались только капитальные вложения будущего периода. Пробуренные скважины учтены в качестве основных средств, находящихся на балансе предприятия, с которых начисляется амортизация и налог на имущество
Удельные нормы затрат по капитальным вложениям представлены в табл. 1 .
Эксплуатационные затраты включают в себя условно-постоянные и условно-переменные расходы, а также налоги и амортизационные отчисления.
Условно-постоянные расходы включают в себя затраты на капитальный ремонт и обслуживание эксплуатационных скважин в зависимости от фонда скважин, а также затраты на заработную плату.
Условно-переменные расходы включают в себя удельные нормы затрат на объемные показатели. К таким затратам относятся расходы на электроэнергию для подготовки, транспортировки нефти и общепромысловые нужды, энергетические затраты, затраты на поддержание пластового давления. Удельные нормы эксплуатационных затрат представлены в табл. 2.
Амортизация по основным направлениям инвестиций определяется сроком в 15 лет. Также в составе себестоимости учитываются следующие налоги и отчисления: налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ), страховые отчисления, налог на имущество, земельный налог и прочие налоги [8, 10].
Таблица 1
Удельные нормы затрат по капитальным вложениям
№ Удельные нормы затрат Значение
1 Стоимость бурения вертикальной добывающей скважины, тыс. руб./скв. 31067,00
2 Стоимость бурения наклонной добывающей скважины, тыс.
руб./скв. 39068,00
3 Стоимость бурения горизонтальной добывающей скважины, тыс. руб./скв. 56484
4 Стоимость бурения нагнетательной скважины, тыс.руб/скв. 28242,00
5 Стоимость бурения разведочной (резервной) скважины, тыс. руб./скв. 29597,00
6 Норматив затрат в оборудование фонтанных скважин под эксплуатацию, тыс.руб./скв. 3600
7 Норматив затрат в комплекс сбора и транспортировку нефти и газа, тыс. руб./скв. 21840,00
8 Норматив затрат на подготовку нефти, тыс. руб./скв. 90,00
9 Норматив затрат на очистку сточных вод, тыс. руб./скв. -
10 Норматив затрат на закачку воды, тыс. руб./скв. 4170,00
11 Норматив затрат на закачку воды и газа в пласт, тыс. руб./скв. 4170,00
12 Укрупненный норматив затрат по объектам общего назначения
на вводимую скважину, тыс. руб./скв. 0,00
а) норматив затрат в строительство дорог (подъезды), тыс. руб./доб.скв. 5700,00
б) норматив затрат в строительство баз, тыс. руб./доб.скв. 1500,00
в) норматив затрат в строительство ЛЭП, тыс. руб./доб.скв. 3300,00
г) норматив затрат в автоматику и телемеханику, тыс. руб./д.с. 660,00
д) норматив затрат в строительство объектов канализации и промводоснабжения, тыс. руб./доб.скв. 3120,00
е) норматив в другие неучтенные объекты, тыс. руб./доб.скв. 4020,00
13 Норматив затрат на резервную скважину, тыс. руб./скв. 0,00
14 Норматив затрат в оборудование, не входящее в сметы строек буровых организаций, тыс. руб./скв. 0,00
15 Норматив затрат в оборудование, не входящее в сметы строек предприятий нефтедобычи, тыс. руб./скв. 2430,00
16 Норматив приведения (дисконт), доли ед. 0,10
17 Коэффициент изменения стоимости строительства скважин,
учитывающий затраты на экологию, доли ед. 1,10
Таблица 2
Удельные нормы эксплуатационных затрат_
№ Удельные нормы затрат Значение
1 2 3
1 Обслуживание добыв. и нагнет. скважин, тыс. руб./скв.-год 7399
2 Обслуживание воздухонагнетательных скважин, тыс. руб./скв.-год. 8878
Окончание табл. 2
1 2 3
3 Сбор и транспорт нефти и газа, руб./т жидкости 14,4
4 Технологическая подготовка нефти, руб./т. нефти 19,8
5 Закачка воздуха, руб./тыс.м3 433,4
6 Электроэнергия на добычу, руб./т жидкости 42,9
7 Электроэнергия на закачку воды, руб/м3 28,5
8 Отчисления на НИР, тыс. руб./скв.-год 283,6
9 Геофизические услуги, тыс. руб./скв.-год 138,8
10 Норма амортизационных отчислений, %
- на реновацию скважин 15
- на реновацию оборудования 15
- на реновацию прочих основных фондов 10
11 Курс доллара, руб. 60
В табл. 3 приведены исходные данные для расчета выручки и налоговых платежей.
Таблица 3
Исходные данные для расчета выручки и налоговых платежей
№ Показатели Значение
1 Цена реализации нефти на внешнем рынке, руб./т 28167
2 Цена реализации нефти на внутреннем рынке (с НДС), руб./т 17451
3 Налоги и платежи: - НДС, % 18
- НДПИ, руб./т 10025
- вывозная таможенная пошлина, руб./т 10840
- транспортные расходы на внешнем рынке, руб./т 1630
- налог на имущество, % 2,2
- налог на прибыль, % 20
- страховые взносы, % 34
- страхование от несчастных случаев и профзаболеваний, % 0,5
- плата за пользование недрами и водными объектами, тыс. руб./год 4531
- плата за загрязнение окруж. среды, тыс. руб./год 77
Закачка рабочего агента по вариантам осуществляется в две нагнетательные скважины. Разработку предполагается вести независимо от метода воздействия существующим эксплуатационным фондом скважин, из которых 5 добывающих и 2 нагнетательных.
На основе результатов анализа технологических показателей разработки, проведенного недропользователем при подготовке технологической схемы опытно-промысловых работ на опытном участке, показано, что коэффициент извлечения нефти (КИН) на конец проектного срока в первом варианте составит 0,094, во втором варианте - 0,248.
Для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородов рекомендуется применять налоговый режим с применением налога на дополнительный доход (НДД) [10-12]. Этот налоговый режим позволяет повысить заинтересованность инвестора в освоении этой категории запасов.
Были проведены численные исследования основных показателей технико-экономической эффективности для трех вариантов за 25 лет (срок лицензии недропользователя на освоение опытного участка):
- применение заводнения при налоговом режиме НДПИ (вариант 1);
- применение ТГВ при налоговом режиме НДПИ (вариант 2);
- применение ТГВ при налоговом режиме НДД (вариант 3).
Основные показатели технико-экономической эффективности для
трех вариантов представлены в табл. 4.
Таблица 4
Основные технико-экономические показатели разработки участка
Технико-экономические показатели Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3
Добыча нефти, тыс. т 291 876 876
Капитальные вложения, млн. руб. 474 474 474
Эксплуатационные расходы без амортизации, млн ру& 4623 10710 1928
В том числе:
Условно-постоянные эксплуатационные расходы, млн руб. 1542 1226 1226
Условно-переменные эксплуатационные расходы, млн руб. 39 580 580
Налоги в составе себестоимости, млн руб. 3042 8903 121
Налоги вне себестоимости, млн руб. 1728 5587 12797
Себестоимость, руб./т 17525 12767 11742
Чистый доход инвестора, млн руб -821 1332 2904
Чистый дисконтированный доход инвестора, млн ру& -448 425 1211
Срок окупаемости, лет 25 4 4
Внутренняя норма рентабельности, % 0 32 32
Индекс доходности, ед. 1 2 2
Доход государства, млн руб. 4769 14490 12918
Дисконтированный доход государства, млн руб. 2585 6585 5799
Для оценки технико-экономической эффективности разработки опытного участка были проведены также численные исследования ЧДД недропользователя при использовании налоговых режимов НДПИ и НДД.
Динамика этого показателя для заводнения и ТГВ за 25 лет (срок лицензии инвестора на освоение опытного участка) представлена на рисунке.
100 0 -100 -200 -зоо
-400 -500
ЧДД1(Заводнение) НДПИ
-■-ЧДД2 (ТГВ) НДПИ
Динамика ЧДД инвестора при заводнении и ТГВ
Анализ результатов оценки технико-экономической эффективности, представленных в табл. 4, показывает, что добыча нефти и выручка при использовании ТГВ в три раза выше, чем при заводнении, что подтверждает высокую эффективность использования метода для Приобского месторождения. Анализ графиков, представленных на рисунке, показывает, что в первый и второй годы освоения данного участка с ТГВ недропользователь будет нести убытки, однако, начиная с третьего года разработки, технико-экономическая эффективность второго и третьего вариантов существенно повышается. В целом ЧДД недропользователя в течение всего лицензионного срока при ТГВ существенно выше, чем при заводнении. Применение заводнения для разработки опытного участка неэффективно.
В табл. 5 представлено относительные соотношения ЧДД инвестора и ЧДД государства в структуре выручки при разных налоговых режимах.
Таблица 5
Соотношение ЧДД инвестора и ЧДД государства в структуре выручки
Налоговый режим ЧДД недропользователя, % ЧДД государства, %
НДПИ 7 80
НДД 16 71
Анализ результатов, представленных в табл. 5, показывает, что применение налогового режима НДД повышает ЧДД инвестора более, чем в два раза при этом доход государства снижается только на 9 %.
Таким образом, применение этого режима существенно повышает заинтересованность инвестора в освоении трудноизвлекаемых запасов месторождения.
На основе анализа проведенных исследований установлено что:
оценка технико-экономических показателей применения ТГВ на опытном участке Приобского месторождения подтверждает его высокую эффективность для разработки трудноизвлекаемых запасов;
при разработке месторождения с применением ТГВ инвестор будет получать доход только с третьего года освоения;
разработку трудноизвлекаемых запасов нефти Приобского месторождения с применением ТГВ целесообразно проводить при налоговом режиме НДД.
Статья подготовлена по результатам научных исследований, выполненных в рамках в рамках государственного задания по теме: «Фундаментальный базис энергоэффективных, ресурсосберегающих и экологически безопасных, инновационных и цифровых технологий поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений, исследование, добыча и освоение традиционных и нетрадиционных запасов и ресурсов нефти и газа; разработка рекомендаций по реализации продукции нефтегазового комплекса в условиях энергоперехода и политики ЕС по декарбонизации энергетики (фундаментальные, поисковые, прикладные, экономические и междисциплинарные исследования)» № в РОСРИД122022800270-0.
Список литературы
1. Приобское месторождение [Электронный ресурс]. URL: https:// www.rosneft.ru/press/news/item/207323/ (дата обращения 10.01.2024)
2. Термогазовое воздействие и месторождения Сибири [Электронный ресурс]. URL:https://neftegaz.ru/science/booty/332102-termogazovoe-vozdeystvie-i-mestorozhdeniya-sibiri/(дата обращения 10.01.2024)
3. Щеколдин К.А. Обоснование технологических режимов термогазового воздействия на залежи Баженовской свиты: дис. ... канд. техн. наук. М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. 2016. 105 с.
4. Техника и технология термогазового воздействия на залежи Баженовской свиты /В.Н. Ивановский [и др.]. М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2014. 30 с.
5. Боксерман А.А., Вольпин С.Г., Миронов Д.Т. Эффективность применения термогазового метода увеличения нефтеотдачи для различных геолого-физических условий // Нефтепромысловое дело. 2020. № 12 (624). С. 37-45.
6. Результаты промысловых испытаний и перспективы развития термогазового способа разработки залежей Баженовской свиты в ОАО «РИТЭК» / В .И. Кокорев [и др.] // Бурение и нефть. 2014. № 11. С. 26-28.
7. Пономарева И.А., Богаткина Ю.Г., Еремин Н.А. Комплексная экономическая оценка месторождений углеводородного сырья в инвестиционных проектах. М.: Наука, 2006. 134 с.
8. Методика формирования нормативов капитальных вложений в нефтегазовых инвестиционных проектах / И.А. Пономарева, Ю.Г. Богаткина, Н.А. Еремин, В.Н. Лындин // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом.2019. №2. С. 10-16.
9. Богаткина Ю.Г. Оценка эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли с использованием механизмов автоматизированного моделирования. М.: Макс-Пресс, 2020. 248 с.
10. ФЗ РФ от 21.02.1992 г. № 2395-1 «О недрах» (редакция от 1.04.2022 г.) [Электронный ресурс]. URL:https://legalacts.ru/doc/zakon-rf-ot-21021992-n-2395-1 -о/(дата обращения 2023-03-11).
11. Налоговый кодекс Российской Федерации. Части первая и вторая: текст с посл. изм. и доп. на 1 февраля 2022 г. [Электронный ресурс]. URL:https://nalog.garant.ru/fn s/n k (дата обращения 2023-03-11).
12. Джафаров И.С., Иванов К.В., Боксерман А.А. О совершенствовании налогообложения в нефтедобывающей отрасли // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2012. № 3. С. 36-38.
Богаткина Юлия Геннадьевна, канд. техн. наук, вед. науч. сотр., [email protected] Россия, Москва, Институт проблем нефти и газа Российской Академии Наук (ИПНГ РАН),
Сарданашвили Ольга Николаевна, канд. техн. наук, ст. науч. сотр. [email protected], Россия, Москва, Институт проблем нефти и газа Российской Академии Наук (ИПНГ РАН)
ASSESSMENT OF TECHNICAL AND ECONOMIC EFFECTIVENESS OF THE APPLICATION OF THERMOGAS INFLUENCE AT THE PRIOBSKY FIELD
J. G. Bogatkina, O.N. Sardanashvili
The purpose of the research is to assess the technical and economic efficiency of developing hard-to-recover oil reserves using the thermal gas method of enhanced oil recovery (ETR) using the example of a pilot section of the Priobskoye field. Research was carried out for two development options: waterflooding and thermal gas stimulation of the reservoir. Two tax regimes were considered - mineral extraction tax and additional income tax. The high efficiency of the method for the development of hard-to-recover hydrocarbon reserves has been confirmed. It has been established that it is advisable to carry out the development of hard-to-recover oil reserves of the Priobskoye field using deep hydrocarbons under a tax regime using a tax on additional income.
Key words: oil fields, hard-to-recover hydrocarbon reserves, thermal gas method of reservoir stimulation, technical and economic assessment of development efficiency, tax regimes, net present value of the investor and the state.
Bogatkina Julia Gennadievna, candidate of technical sciences, leading sci. officer, ubgt@,mail.ru, Russia, Moscow, Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Sciences (IPNG RAS),
Sardanashvili Olga Nikolaevna, candidate of technical sciences, senior scientist. officer, o.sardan@,mail.ru , Russia, Moscow, Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Sciences (IPNG RAS)
Reference
1. Priobskoye field [Electronic resource]. URL: https:// www.ros-neft.ru/press/news/item/207323 / (accessed 10.01.2024)
2. Thermogasic effects and deposits of Siberia [Electronic resource]. URL:https://neftegaz.ru/science/booty/332102-termogazovoe-vozdeystvie-i-mestorozh-deniya-sibiri /(accessed 10.01.2024)
3. Shchekoldin K.A. Substantiation of technological modes of thermal and gas effects on deposits of the Bazhenov formation: dis. ... candidate of Technical Sciences. Moscow, Gub-kin Russian State University of Oil and Gas. 2016. 105 p.
4. Technique and technology of thermo-gas exposure to deposits of the Bazhenov formation / V.N. Ivanovsky [et al.]. M.: Publishing House of Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2014. 30 p
5. Boxerman A.A., Volpin S.G., Mironov D.T. The effectiveness of the thermogasic method of increasing oil recovery for various geological and physical conditions // Oilfield business. 2020. No. 12 (624). pp. 37-45.
6. Results of field tests and prospects for the development of a thermogasic method for the development of deposits of the Bazhenov formation in JSC RITEK / V.I. Kokorev [et al.] // Drilling and oil. 2014. No. 11. pp. 26-28.
7. Ponomareva I.A., Bogatkina Yu.G., Eremin N.A. Comprehensive economic assessment of hydrocarbon deposits in investment projects. M.: Nauka, 2006. 134 p.
8. Methodology for the formation of capital investment standards in oil and gas investment projects / I.A. Ponomareva, Yu.G. Bo-gatkina, N.A. Eremin, V.N. Lyndin //Problems of economics and management of the oil and gas complex.2019. No.2. pp. 10-16.
9. Bogatkina Yu.G. Assessment of the effectiveness of investment projects in the oil and gas industry using automated modeling mechanisms. Moscow: Maks-Press, 2020. 248 p.
10. Federal Law of the Russian Federation dated 02/21/1992 No. 2395-1 "On Subsoil" (revision dated 1.04.2022) [Electronic resource] URL:https://legalacts.ru/doc/zakon-rf-ot-21021992-n-2395-1-o /(accessed 2023-03-11).
11. Tax Code of the Russian Federation. Parts One and two: the text from the post. changes and additions on February 1, 2022[Electronic resource] URL:https://nalog.gar-ant.ru/fns/nk (accessed 2023-03-11).
12. Jafarov I.S., Ivanov K.V., Boxerman A.A. On the improvement of taxation in the oil industry // Mineral Resources of Russia. Economics and management. 2012. No. 3. pp.3638.
