CC BY
13
10. Districts of Azerbaijan (statistical collection). Baku: Small enterprise. 2016. No.
9. 820 p.
11. Districts of Azerbaijan (statistical collection). Baku: Narinchi, 2022. 772 p.
12. Statistical indicators of Azerbaijan (statistical collection). Baku: Sada, 1997. 364
p.
13. Statistical indicators of Azerbaijan (statistical collection). Baku: Narinchi, 2022.
746 p.
14. Tunja Z. Another way to make up for the shortage of resources is foreign capital. Stambul: Journal for Tonpak Employees, 2000. No. 47. pp. 12-13.
15. Creating a favorable climate for business and investment: a guide to best practices. Vienna: OSCE, 2022. 156 p.
16. Imrani Z.T., Mammadova S.I., Khadzhieva N.N., Vysotsky O.Yu. The main directions of sustainable socio-economic development of the Caspian territories of the Republic of Azerbaijan and existing environmental problems // Journal of Geology, Geography and Ge-oecology, Dnipro: 2021. No. 30(4). pp. 652-665.
17. Nellinger L. An unexpected discovery: Johann Heinrich von Thunen and the tragedy of the Commons // Tunen-Series of Applied Economic Theory - Working Paper. Rostock: 2014. No. 135. 13 p.
УДК: 004:330.322:622.276
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ОСВОЕНИЯ СЕВЕРО-УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Ю.Г. Богаткина, О.Н. Сарданашвили
Рассматривается оценка технико-экономической эффективности разработки Северо-Уренгойского месторождения. Представлены технологические и технико-экономические показатели месторождения. Оценка эффективности проведена на основе экспресс-метода и доходного подхода с учетом удельных норм затрат, налоговых отчислений и цены на нефть. Установлено, что разработка месторождения по рекомендуемому варианту в течение первых пяти лет будет нерентабельна для недропользователя; в целом за весь срок разработки рекомендуемый вариант является эффективным. Показано, что продолжения разработки месторождения целесообразно использовать налоговый режим с применением налога на дополнительный доход.
Ключевые слова: месторождения, нефтяные оторочки,трудноизвлекаемые запасы углеводородов, технико-экономическая оценка эффективности разработки, налоговые режимы, чистый дисконтированный доход.
Запасы углеводородов месторождений с нефтяными оторочками относятся к категории трудноизвлекаемых. Это обусловлено сложной структурой распределения нефтяных ресурсов, высоким газовым фактором, а также необходимостью выбора обоснованных схем бурения скважин.
Северо-Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), открыто в 1966 г и расположено в ЯНАО.Месторождение приурочено к одноимённому локальному поднятию Пур-Тазовской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.Залежи углеводородов Северо-Уренгойского месторождения сосредоточены на двух куполах - Западном и Восточном.
При составлении рекомендаций по доразведке СевероУренгойского месторождения учитывалось современное состояние разве-данности выявленных запасов нефти в нефтяных оторочках[1-3]. По данным недропользователя ЗАО «НОРТГАЗ»_в целом разведанность всех запасов нефти составляет 50,9 % по категории С2+С1. В связи с дальнейшим освоением нефтяных оторочек были выполнены расчеты технико-экономических показателей разработки этих объектов начиная с 2022 года.
Технологические показатели добычи нефти из нефтяных оторочек определялись на основе данных недропользователя.
Система сбора принята коллекторно-лучевая с однотрубным транспортом всей добываемой продукции скважин. Расчетная мощность объектов выполнена на максимальный уровень добычи в соответствии с показателями разработки. На месторождении в зависимости от варианта предусматривается строительство центрального пункта сбора (ЦПС),газо-компрессорной станции (ГКС), кустовых насосных станций (КНС) в блочном исполнении. Все объекты расположены на одной площадке.
Также предусмотрен компрессорный газлифт с использованием собственного газа, недостаток его восполняется газом с установок комплексной подготовке газа (УКПГ).Функционирование системы поддержания пластового давления (ППД) осуществляется за счет подготовленной на очистных сооружениях пластовой воды и недостаток - за счет отбора поверхностных вод из рек в нормативных объемах. Поверхностные воды для системы ППД требуют специальной очистки. Все коммуникации предусматривается прокладывать в едином техническом коридоре.
По данным недропользователя были рассмотрены и обоснованы пять вариантов разработки.В варианте 1 рассматривается интенсивный отбор нефти из пластов при консервации запасов конденсатосодержащего газа в залежах. В процессе разработки из-за прорыва свободного газа и подошвенной воды в скважины наблюдается интенсивный рост газового фактора и обводненности продукции уже с четвёртого года разработки. коэффициент нефтеотдачи - 0,346. В варианте 2 разработка нефтяных оторочек осуществляется также при интенсивном отборе нефти, но с одновременной разработкой газовых шапок, коэффициент нефтеотдачи - 0,24. В варианте 3 разработка оторочек осуществляется, как и в варианте 1 при консервации газовой шапки, но при ограничении уровня добычи жидкости (жидкие углеводороды и вода), коэффициент нефтеотдачи - 0,321.Вариант 4 отлича-
ется от предыдущего тем, что вместе с нефтью отбирается газ из газовых шапок начиная с 2027 г,. коэффициент нефтеотдачи составит 0,182. Вариант 5 предусматривает бурение 23 нагнетательных скважин для организации барьерного заводнения на оторочки пластов БУ10 и БУ111-1 при их интенсивной разработки, коэффициент нефтеотдачи - 0,2. Рекомендованным вариантом является вариант 1. Разработка нефтяных оторочек по всем другим вариантам кроме рекомендованноговарианта неэффективна Максимальный уровень добычи нефти для этого варианта составляет 1,1 млн т и в соответствии с принятым вводом скважин достигается на 5-й год разработки. За расчетный период нефтяными скважинами будет отобрано более 9,7 млн т нефти. В табл. 1 представлены основные результаты динамики добычи нефти и фонда скважин по рекомендуемому варианту, начиная с 2022 года. За расчетный период нефтяными скважинами будет отобрано более 9,7 млн т нефти.
Для обоснования технико-экономической эффективности в табл. 2 -5 представлены нормативы капитальных и эксплуатационных затрат на начало 2022 года.
Таблица 1
Динамика добычи нефтии фонда скважин по рекомендуемому __варианту__
Годы Среднегодовая добыча нефти, тыс. т Фонд скважин, шт.
2022 18,8 1
2023 162 4
2024 599 15
2025 846 31
2026 1126 51
2027 1050 51
2028 853 51
2029 722 51
2030 607 51
2031 514 51
2032 437 51
2033 377 51
2034 324 51
2035 286 51
Окончание табл. 1
2036 252 51
2037 228 51
2038 207 51
2039 190 51
2040 173 51
2041 159 51
2042 146 51
2043 135 51
2044 123 51
2045 114 51
2046 108 51
Накопленная добыча нефти, тыс. т 9756,8
Расчеты были проведены по комплексной методике оценки технико-экономической эффективности освоения запасов углеводородов с использованием экспресс-метода и доходного подхода на основании удельных норм затрат, налоговых отчислений и цены на нефть, представленных выше [4 - 9].
Таблица 2
Удельны екапитальные вложения
Наименование показателя Значение
Строительство скважин, тыс. р./скв. 110 000
Перевод скважин на газлифт, тыс .р./скв. 3 492
Замерные установки, тыс. р./скв. 869
Обустройство кустов, тыс. р./скв. 2 606
Нефтесборные сети, тыс. р./скв. 2 842
Метанолопровод, тыс. р./скв. 686
Газопроводы газлифтного газа, тыс. р./скв. 1 599
Подъезды к кустам, тыс. р./скв. 7 489
Газопровод ЦПС-УКПГ, тыс. р./скв. 904
ЦПС, тыс. р./скв. 49 343
ГКС, тыс. р./скв. 11 380
Выкидные линии к кустам скважин, тыс. р./скв. 1 203
Нефтепровод ,тыс. р./скв. 30 414
КНС, тыс. р./скв. 0
Водоводы, тыс. р./скв. 0
Прочие расходы, тыс. р./скв. 32 801
Таблица 3
Исходные данные для расчета расходов на добычу углеводородов
Норматив Значение
Норма затрат в условно-постоянные эксплуатационные расходы, тыс. руб./скв. 12887
Норма оплаты труда основная и дополнительная тыс. руб./скв. 900
Норма затрат на электроэнергию для подготовки, транспортировки нефти и общепромысловые нужды, руб/т нефти 880
Таблица 4 Исходные данные норм налоговых отчислений
Показатель Значение
Налог надобычу полезных ископаемых (НДПИ), руб./т 12600
Налог на имущество, д. ед. 0,02
Социальный налог, д .ед. 0,34
Другие отчисления и платежи, д. ед. 0,01
Таможенная пошлина, руб./т нефти 1201
Цена на нефть мировая, руб./т 27000
Цена на нефть внутренняя, руб./т 13300
Доля внешнего рынка, д. ед. 0,4
Доля внутреннего рынка, д. ед. 0,6
Экспресс-метод позволяет оперативно оценить динамику извлекаемых запасов углеводородов на основе предельно извлекаемых запасов, рассчитанных при равенстве затрат и выгод
При этом величина извлекаемых запасов нефти определяется из расчета на одну добывающую скважину на основе прогнозной динамики добычи нефти и годового фонда добывающих скважин за период разработки. Сравнение технологических извлекаемых запасов и предельно-рентабельных запасов позволяет оценить эффективность вариантов. Если средние извлекаемые запасы на скважину больше предельно-рентабельных запасов, то вариант эффективен [9, 10].
Применение доходного подхода позволяет оценить экономическую эффективность вариантов на основании значения чистого дисконтированного дохода недропользователя (ЧДД), который является основным критерием, а также других дополнительных показателей. Расчет капитальных затрат складывается из расходов на бурение скважин и нефтепромысловое обустройство нефтяных объектов. В состав эксплуатационных затрат входят условно-постоянные затраты, которые определяются на основе годового фонда скважин и условно-переменные расходы, которые определяются на основе динамики добычи жидкости, нефти и закачки рабочих агентов.
В табл. 5 представлена оценка рекомендуемого варианта по экспресс-методу и доходному подходу.
Таблица 5
Оценка динамики рентабельности извлекаемых запасов на скважину _по Северо-Уренгойскому месторождению_
Годы Динамика извлекаемых запасов нефти тыс.т/скв. в год Значение ЧДД тыс.руб
Предельно-рентабельные запасы с учетом капитальных затрат (0пр1), 50,6 тыс. т/скв. в год
2022 18,8 -222
2023 40,5 -253
2024 39,9 -820
2025 27,3 -1209
2026 22,1 -1266
01ср 29,72
Сумма ЧДД за 5 лет -3772
Годы Предельно-рентабельные запасы без учета капитальных за- трат(0пр2), 3,2 тыс. т/скв. в год
2027 20,6 2149
2028 16,7 1545
2029 14,2 1158
2030 11,9 855
2031 10,1 633
2032 8,6 466
2033 7,4 346
2034 6,4 241
2035 5,6 168
2036 4,9 112
2037 4,5 76
2038 4,1 48
2039 3,7 28
2040 3,4 11
2041 3,2 0,42
2042 2,9 -8
2043 2,6 -14
2044 2,4 -19
2045 2,2 -22
2046 2,1 -23
02ср 13,75
Сумма ЧДД за весь срок 3982
Необходимо отметить, что начиная с первого года разработки месторождения, в течение 5 лет идут большие инвестиции (капитальные вложения). За этот период величина суммарного ЧДД отрицательна, а средняя величина извлекаемых запасов ^1ср) не превышает предельного
значения^пр^. По окончании инвестирования начиная с 2027 года осуществляется расчет затрат только на добычу нефти (эксплуатационные расходы). При этом суммарное значение ЧДД становится положительным, а средние извлекаемые запасы ^2ср) становятся выше предельных^пр2).
Результаты расчетов показывают, что рекомендованный вариант экономически эффективен.
Для данного месторождения применяется налоговый режим с использованием НДПИ.В связи с проведением в РФ с 2018 г. налогового маневра для многих месторождений со сложными условиями добычивместо налогового режима с применением НДПИ будет постепенно вводиться новый налоговый режим с применением налога на дополнительный доход (НДД), так как запасы углеводородов рассматриваемого месторождения относятся к трудноизвлекаемым[12].
В табл. 6 представлены суммарные технико-экономические показатели за весь период разработки для этих двух налоговых режимов.
Таблица 6
Оценка технико-экономической эффективности рекомендуемого варианта разработки Северо-Уренгойского месторождения
Показатели НДПИ НДД
Фонд добывающих скважин (шт.) 51 51
Добыча нефти (тыс.т) 9756,8 9756,8
Выручка от реализации нефти (млн руб.) 183233 183233
Капитальные вложения (млн руб.) 14159 14159
Эксплуатационные расходы без амортизации (млн руб.) 147970 25034
В том числе:
Условно-постоянные эксплуатационные расходы (млн руб.) 15469 15469
Условно-переменные эксплуатационные расходы (млн руб.) 8586 8586
Налоги в составе себестоимости (млн руб.) 123915 979
Налоги вне себестоимости (млн руб.) 10322 89036
Себестоимость (руб./т.) 16617 4017
Чистый дисконтированный доход (млн руб.) 3982 24265
Срок окупаемости (лет) 7 7
Внутренняя норма рентабельности (%) 31 31
Индекс доходности (ед.) 6 7
Чистый дисконтированный доход государства (млн руб.) 67862 47579
На рисунке представлено сравнение двух налоговых режимов по двум показателям: чистый дисконтированный доход недропользователя и чистый дисконтированный доход государства.
Результаты расчетов показывают, что при применении налогового режима НДПИ доход недропользователя существенно ниже, чем доход
государства. В связи с этим интерес недропользователя к продолжению разработки этого месторождения может снижаться.
При переходе к налоговому режиму с применением НДД доход недропользователя возрастает более, чем в 6 раз, что поможет вести активное освоение месторождения длительное время.
На основе анализа результатов проведенных исследований технико-экономической эффективности разработки Северо-Уренгойского нефтега-зоконденсатного месторождения установлено:
разработка месторождения по рекомендуемому варианту в течение первых пяти лет будет нерентабельна для недропользователя; в целом за весь срок разработки рекомендуемый вариант является эффективным по комплексу технико-экономических показателей (ЧДД, предельно-рентабельные запасы, внутренняя норма доходности, индекс доходности);
для повышения инвестиционного интереса и продолжения разработки месторождения целесообразно использовать налоговый режим с применением НДД.
Чистый дисконтированный доход недропользователя (ЧДДН) и государства с применением различных налоговых режимов
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 РОСРИД 122022800270-0).
Список литературы
1. Балин В.П., МедведскийВ. Р. Особенности разработки нефтяных оторочек Уренгойского месторождения // Сб. науч. тр. ЗапСибНИГНИ «Методы извлечения нефти из залежей сложного строения». Тюмень, 1987. С.32 - 41.
2. Сулейманов Р.С. Стратегия развития ресурсной базы ООО "Уренгойгазпром". Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса // Сб. науч. тр. ООО «Уренгойгазпром». М.: Изд-во ООО «Недра-Бизнес-центр», 2003. С.8-14
3. Крайнова Э.А., Лоповок Г.Б., Хвастунова А.М. Экономика и организация нефтепромысловых объектов: учеб. пособие. М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2009. 97 с.
4. Приказ Минприроды России от 20.09.2019 N 639"Об утверждении Правил подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья"(Зарегистрировано в Минюсте России 02.10.2019 N 56103) [Электронный ресурс]. URL: https: //www.rgexp.ru/wp-content/uploads/2022/12/15.pdf (дата обращения 23.03.2023).
5. Методика и практический опыт стоимостной оценки запасов и ресурсов нефти и газа / А.А. Герт, К. Н. Волкова, О. Г. Немова, Н. А. Су-прунчик. Новосибирск: Наука, 2007. 384 с.
6. Коровин В.А. Методика экспресс-оценки рентабельности освоения нефтяных месторождений // Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. 2018. №29 [Электронный ресурс]. URL: http://www.oilnews.ru/5-5/metodika-ekspress-ocenki-rentabelnosti-osvoeniya-neftyanyx -mestorozhdenij/(дата обращения 20.04.2023).
7. Приказ Минприроды России от 11 апреля 2019 года №228 Об утверждении методики Экспресс-оценки запасов углеводородного сырья [Электронный ресурс]. URL: https://base.garant.ru/72276060/(дата обращения 20.04.2023).
8. Желтов Ю.П., Золотухин А.Б., Пономарева И.А. Методы прогнозирования развития нефтегазового комплекса. М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1991. 230 с.
9. Пономарева И.А, Богаткина Ю.Г., Еремин Н.А. Комплексная экономическая оценка месторождений углеводородного сырья в инвестиционных проектах. М.: Наука, 2006. 134 с.
10. Богаткина Ю.Г. Оценка эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли с использованием механизмов автоматизированного моделирования. М.: Макс-Пресс, 2020. 248 с.
11. БогаткинаЮ.Г., Степанкина О.А. Автоматизированная экономико-математическая оценка эффективности нефтегазовых месторождений // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2018. № 1.С.4-8.
12. Налоги в нефтедобыче. Реформа 2020 г. Вигон Консалтинг, 2020 [Электронный ресурс]. URL: https://vygon. consulting/upload/iblock/0 b6/vygon_consultmg_tax_reform_2020. pdf (дата обращения 2023-04-11).
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)
TECHNICAL AND ECONOMIC ASSESSMENT OF THE DEVELOPMENT OF THE SEVERO-URENGOYFIELD
J. G. Bogatkina, O.N. Sardanashvili
The article considers the assessment of the technical and economic efficiency of the development of the Severo-Urengoyskoye field. The technological and technical and economic indicators of the deposit are presented. The efficiency assessment was carried out on the basis of the express method and the revenue approach, taking into account unit cost rates, tax deductions and oil prices. It has been established that the development of the field according to the recommended option during the first five years will be unprofitable for the subsoil user; in general, the recommended option is effective for the entire development period. It is shown that it is advisable to use a tax regime with the application of a tax on additional income to continue the development of the deposit.
Key words: deposits, oil fringes, hard-to-recover hydrocarbon reserves, technical and economic assessment of development efficiency, tax regimes, net discounted income
Bogatkina Yulia Gennadievna, candidate of technical sciences, leading sci. officer, [email protected] , Russia, Moscow, Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Sciences (IPNG RAS),
Sardanashvili Olga Nikolaevna, candidate of technical sciences, senior research officer, o.sardan@,mail.ru, Russia, Moscow, Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Sciences (IPNG RAS)
Reference
1. Balin V.P., Medvedskii V. R. Features of the development of oil rims of the Uren-goy field // Sb. nauch. tr. Zapsibnignimetodes of oil extraction from deposits of complex structure. Tyumen, 1987. P.32 - 41.
2. Suleymanov R.S. Strategy for the development of the resource base of OOO "Urengoygazprom". Problems of development of deposits of the Urengoy complex // Collection of scientific tr. LLC "Urengoygazprom". M.: Publishing house of LLC"Nedra-Business Center", 2003. pp.8-14
3. Krainova E.A., Lopovok G.B., Khvastunova A.M. Economics and organization of oilfield facilities: studies. manual. M.:Publishing house "Oil and Gas" Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2009. 97 p.
4. Order of the Ministry of Natural Resources of Russia dated 09/20/2019 No. 639 "On approval of the Rules for the preparation of technical projects for the development of hydrocarbon deposits" (Registered with the Ministry of Justice of Russia 02.10.2019 No. 56103) [Electronic resource]. -URL: https://www.rgexp.ru/wp-content/uploads/2022/12/15.pdf (accessed 23.03.2023).
5. Methodology and practical experience of valuation of oil and gas reserves and resources / A.A. Gert, K. N. Volkova, O. G. Nemova, N. A. Su-prunchik. Novosibirsk: Nauka, 2007. 384 p.
6. Korovin V.A. Methodology of express assessment of profitability of development of oil fields // Bulletin of the subsoil user of the Khanty-Mansi Autonomous Okrug. 2018. No.29 [Electronic resource]. -URL: http://www.oilnews.ru/5-5/metodika-ekspress-ocenki-rentabelnosti-osvoeniya - neftyanyx -mestorozhdenij/(accessed 20.04.2023).
7. Order of the Ministry of Natural Resources of the Russian Federation No. 228 dated April 11, 2019 On Approval of the Methodology for Rapid Assessment of Hydrocarbon Reserves [Electronic resource]. URL: https://base.garant.ru/72276060 /(date of issue 20.04.2023).
8. Zheltov Yu.P., Zolotukhin A.B., Ponomareva I.A. Methods of forecasting the development of the oil and gas complex. M.: Publishing House of Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 1991. 230 p
9. Ponomareva I.A., Bogatkina Yu.G., Eremin N..A. Complex economic assessment of hydrocarbon deposits in investment projects. Moscow: Nauka, 2006. 134c.
10. Bogatkina Yu.G. Evaluation of the effectiveness of investment projects in the oil and gas industry using automated modeling mechanisms. Moscow: Maks-Press, 2020. 248 p.
11. Bogatkinayu.G., Stepankina O.A. Automated economic and mathematical assessment of the efficiency of oil and gas fields // Automation, telemechanization and communication in the oil industry. 2018. No. 1.Pp.4-8.
12. Taxes in oil production. Reform 2020 Vigon Consulting, 2020. [electronic resource]. URL:https://vygon.consulting/upload/iblock/0 b6/vygon_consulting_ tax_reform_ 2020.pdf (accessed 2023-04-11).
