CC BY
19
ЭКОНОМИКА
УДК: 004:330.322:622.276
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МАЛЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ КРАСНОДАРСКОГО КРАЯ
Ю.Г. Богаткина, О.Н. Сарданашвили
Целью исследований является оценка технико-экономической эффективности разработки ряда нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений Краснодарского края для обоснования их дальнейшей эксплуатации. Технико-экономическая эффективность определялась по суммарному варианту отдельно для нефтяных и газовых, газоконденсатных месторождений. Для расчетов использовались модели и программный продукт, созданные в ИПНГ РАН, а также технологические и экономические показатели разработки месторождений. Показано, что для группы нефтяных месторождений актуальным является снижение налоговой нагрузки. Для группы газовых и газоконденсатных месторождений установлено, что при действующем налогообложении суммарный вариант разработки остается эффективным.
Ключевые слова: нефтяные, газовые и газоконденсатные месторождения, технологические показатели разработки, технико-экономическая эффективность, чистый дисконтированный доход, налоговый режим.
Повышение эффективности разработки старых выработанных месторождений является одной из ключевых проблем нефтегазового комплекса РФ. Вопросы оценки технико-экономической эффективности разработки и доразработки нефтяных и газовых месторождений изучались рядом российских ученых: Желтовым Ю.П., Гужновским Л.П., Дунаевым В.Ф., Миловидовым К.Н., Андреевым А.Ф., Пономаревой И.А. и др. [1 -10]. В этих работах исследовались основные принципы оценки технико-экономической эффективности, однако вопросы по обоснованию оптимальных вариантов разработки мелких месторождений, а также применение разных налоговых режимов рассмотрены не были. Число мелких месторождений углеводородов в РФ весьма значительно и суммарный потенциал их доразработки весьма большой. В связи с этим была поставлена задача исследования технико-экономической эффективности таких
месторождений на примере ряда малых месторождений Краснодарского края.
Краснодарский край - один из старейших нефтегазодобывающих районов России, который имеет достаточно развитую инфраструктуру.
В настоящее время большинство месторождений (70 % запасов нефти на Кубани) уже выработаны до глубины 3000 м. Более глубокое бурение отражается на себестоимости продукции. В крае выработанность запасов по газу составляет 83,15 %, по нефти - 87,52 %, по конденсату -81 %, при одновременном ухудшении их структуры. Часто остаточные запасы сосредоточены в объектах с низкими коллекторскими свойствами, относятся к трудноизвлекаемым и имеют высокую степень обводненности.
Перечислим основные проблемы освоения месторождений Краснодарского края:
- истощение запасов нефтегазовых месторождений;
- сложное геологическое строение месторождений;
- недостаточные капитальные вложения в геологоразведочные ра-
боты; стов;
отсутствие современных методов повышения нефтеотдачи пла-
- длительное оформление разрешительной документации;
Целью исследований является обоснование разработки мелких нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. В настоящее время на территории Краснодарского края разведаны и разрабатываются следующие месторождения:
1.Северо-Вознесенское газоконденсатное месторождение. Запасы свободного газа, числящиеся на государственном балансе полезных ископаемых по состоянию на 01.01.2005 г., по категории С1 составляют 1860 млн м3, конденсата - 435 тыс.т.
2. Западно-Калаусское газовое месторождение. Запасы по состоянию на 01.01.2005 г. составляют по категории С1 - 414 млн м3, С2 - 55 млн м 3.
3. Калаусское газовое месторождение. Запасы газа приурочены к III горизонту понта неогенового комплекса отложений и составляют по состоянию на 01.01.2005 г. по категории С1 209 млн м3.
4. Оросительное газовое месторождение. Запасы газа, числящиеся на Государственном балансе полезных ископаемых по состоянию на 01.01.2005 г., составляют по категории С1 1063 млн м.
5. Восточно-Чамлыкское нефтегазоконденсатное месторождение. Запасы газа категории С1, оцененные по состоянию на 01.01.1987 г. , составляют 1770 млн м3. По состоянию на 01.01.2002 г. учтены запасы нефти 1140 тыс. тонн по категории С1.
6. Кузнецовское нефтяное месторождение. Запасы нефти по категории С1 составляют 656 тыс. тонн.
7. Северо-Новодмитриевское нефтяное месторождение. Запасы нефти на балансе по состоянию на 01.01.2002 г. по категории С1 составляют 1389 тыс. тонн.
В связи с высокой степенью выработки запасов углеводородов все перечисленные месторождения относятся к категории мелких.
Расчет технологических показателей разработки проводился для каждой группы месторождений отдельно: нефтяные месторождения, газовые и газоконденсатные месторождения. В расчетах учитывалась возможность использования ранее пробуренных, но находящихся в консервации скважин.
По группе нефтяных месторождений бурение скважин не предусматривалось, планировалось использование ранее законсервированных скважин. Разработка в соответствии с данным вариантом осуществляется на естественном режиме, способы воздействия на продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления не предусматривались. На данном этапе степени разведанности месторождений этот подход логичен. В табл. 1 представлена динамика технологических показателей разработки в целом по группе нефтяных месторождений.
Таблица 1
Динамика технологических показателей разработки по суммарному
варианту нефтяных месторождений
Годы Ввод скважин из бурения Ввод скважин в эксплуатацию Фонд скважин Годовая добыча
1 2 3 1 в т.ч. из консервации 1 2 Нефть, тыс.т Жидкость, тыс.т Газ, млнм3
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
2009 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
2010 0 0 0 3 3 3 0 10 10,05 1,5
2011 0 0 0 4 4 7 0 23,5 23,66 3,525
2012 0 0 0 4 4 11 0 36,6 36,91 5,49
2013 0 0 0 0 0 11 0 35,1 35,57 5,265
2014 0 0 0 0 0 11 0 33,96 34,96 5,09
2015 0 0 0 0 0 11 0 32,85 34,22 4,93
2016 0 0 0 0 0 11 0 31,85 34,29 4,782
2017 0 0 0 0 0 11 0 31,1 34,89 4,665
2018 0 0 0 0 0 11 0 30,5 35,21 4,574
2019 0 0 0 0 0 11 0 29,85 35,13 4,477
2020 0 0 0 0 0 11 0 29,21 35,1 4,386
2021 0 0 0 0 0 11 0 28,53 35,51 4,284
2022 0 0 0 0 0 11 0 27,88 36,2 4,181
2023 0 0 0 0 0 11 0 27,05 36,48 4,055
2024 0 0 0 0 0 11 0 26 38,85 3,9
2025 0 0 0 0 0 11 0 24,88 37,92 3,732
2026 0 0 0 0 0 11 0 23,7 38,68 3,555
Окончание табл. 1
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
2027 0 0 0 0 0 11 0 22,48 39,38 3,372
2028 0 0 0 0 0 11 0 20,85 40,46 3,127
Примечание. 1- добывающие скважины; 2 - резервные скважины; 3 - разведочные ква-жины.
В течение 7 лет с начала разработки уровень добычи нефти составит более 30 тыс.т/год. Это безусловно низкий темп отбора (2,7 % от извлекаемых запасов), однако в перспективе доразведка и бурение дополнительных скважин позволит увеличить темпы отбора нефти.
В табл. 2 представлена динамика технологических показателей разработки в целом по группе газовых и газоконденсатных месторождений. Анализ технологических показателей свидетельствует о том, что последовательный ввод в разработку месторождений и вывод скважин из консервации позволит поддерживать требуемый уровень добычи газа - 350 млн м3/год - в течение 10 лет. Последующие 10 лет характеризуются снижением уровня добычи газа по мере выбытия месторождений из-за выработки запасов.
Таблица 2
Динамика технологических показателей разработки по суммарному варианту для газовых и газоконденсатных месторождений_
Годы Ввод скважин из бурения Ввод скважин в эксплуатацию Фонд скважин Годовая добыча
1 2 3 1 в т.ч. из консервации 1 2 Конденсат, тыс.т Газ, млн м3 Вода, млн м3
1 2 3 3 4 5 6 7 8 9 10
2009 0 0 0 11 11 11 0 11 360,8 0
2010 0 0 0 1 1 12 0 10,4 375,6 0
2011 0 0 0 3 3 15 0 9,8 376 0
2012 1 0 0 4 3 13 0 19,3 382,8 0
2013 1 0 0 1 0 11 0 29,5 382,2 0
2014 0 0 0 0 0 11 0 27,9 363 0
2015 0 0 0 0 0 11 0 26,4 351,4 0
2016 1 0 0 1 0 12 0 25,2 401 0
2017 0 0 0 0 0 12 0 24,3 382 0
2018 0 0 0 0 0 12 0 21,1 355,3 0
2019 0 0 0 0 0 12 0 19,5 274,5 0
2020 0 0 0 0 0 7 0 18,8 196 0
2021 0 0 0 0 0 7 0 17,5 186 0
2022 0 0 0 0 0 7 0 15,2 177 0
2023 0 0 0 0 0 7 0 14,3 169 0
2024 0 0 0 0 0 7 0 13,9 161 0
2025 0 0 0 0 0 7 0 13,2 154 0
Окончание табл. 2
1 2 3 3 4 5 6 7 8 9 10
2026 0 0 0 0 0 3 0 2,2 69 0
2027 0 0 0 0 0 3 0 1,9 65 0
2028 0 0 0 0 0 3 0 1,7 61 0
Примечание. 1 - добывающие скважины; 2 - резервные скважины; 3 - разведочные скважины.
Оценка экономической эффективности вариантов разработки нефтяных и газовых, газоконденсатных месторождений Краснодарского края выполнена за 20 лет в соответствии с действующими методиками, по модели и программному продукту, разработанным в ИПНГ РАН [11 - 14].
В условиях недостатка геолого-технологической информации экономические расчеты и оценка вариантов были проведены по укрупненным удельным нормативам и нормам затрат.
Для оценки вариантов разработки использован многокритериальный подход. В качестве основного критерия оценки принята величина чистого дисконтированного дохода (ЧДД). Кроме того, критериями технико-экономической оценки являются внутренняя норма рентабельности (IRR) и срок возмещения (окупаемости) первоначального капитала. В табл. 3 представлены показатели технико-экономической оценки для действующего налогового режима.
Таблица 3
Показатели технико-экономической оценки для суммарного варианта
нефтяных месторождений
Экономические показатели Значение, млн руб.
Капитальные вложения по суммарному варианту:
Суммарные капитальные вложения 440
Эксплуатационные затраты и налоги по суммарному варианту:
Условно-постоянные затраты 985,92
Условно-переменные затраты 278,8374
Эксплуатационные расходы без налогов 1264,7574
Отчисления и налоги в составе себестоимо-
сти 1016
Отчисления и прямые налоги вне себестои-
мости 1547
Критерии оценки:
Суммарная выручка 5396,34
Внутренняя норма рентабельности (IRR) 11
Чистый доход 529
Чистый дисконтированный доход (ЧДД) 39,98
Индекс доходности 1
Доход государства 2562,90
Примечание. Внутренняя норма рентабельности указана в %, индекс доходности - в
единицах.
Как видно из табл. 3 суммарный вариант разработки нефтяных месторождений находится на грани экономической рентабельности, так как значения ЧДД и IRR весьма невелики.
Для дополнительного обоснования суммарного варианта разработки месторождений была проведена оценка его экономической устойчивости. С этой целью проведена оценка риска при условии отклонения регулирующих показателей по варианту (добычи нефти, цены на добычу нефти, капитальных и эксплуатационных затрат). При многовариантном расчете была определена функция принадлежности (а) нечеткого числа ЧДД [16]. На основании функции принадлежности было определено ее среднее арифметическое, которое является количественной оценкой риска по рекомендуемому варианту. Расчеты показали высокую степень риска (0,3) по модели Недосекина [16]. Результаты расчетов представлены в табл. 4
Таблица 4
Оценка риска вложения инвестиций для суммарного варианта нефтяных месторождений для действующего налогового режима РФ
Колебания Чистый дисконт. Функция принад-
показателей (+,-), доход, млн руб. лежности, (а), д.е.
%
1 2 3
Изменение добычи нефти
-20 -197,011 0,00
-15 -136,738 0,00
-10 -76,759 0,00
0 39,983 0,51
10 155,362 0,71
15 212,570 0,81
20 269,778 0,91
Влияние изменения цен на внешнем рынке
-20 -255,040 0,00
-15 -179,163 0,00
-10 -104,969 0,00
0 39,983 0,51
10 182,290 0,76
15 252,961 0,88
20 323,632 1,00
Влияние изменения капитальных затрат
-20 122,143 0,65
-15 101,603 0,62
-10 81,063 0,58
0 39,983 0,51
10 -1,095 0,00
Окончание табл. 4
1 2 3
15 -21,635 0,00
20 -42,175 0,00
Влияние изменения текущих затрат
-20 132,233 0,67
-15 109,411 0,63
-10 86,447 0,59
0 39,983 0,51
10 -6,480 0,00
15 -29,712 0,00
20 -52,943 0,00
Для повышения технико-экономической эффективности суммарного варианта разработки нефтяных месторождений было рассмотрено применение налогового режима «Соглашение о разделе продукции» (СРП) [11, 16]. Был проведен многовариантный расчет при использовании СРП России при различных значениях компенсационной и прибыльной продукции, что показано в табл. 5.
Таблица 5
Оценка технико-экономической эффективности для условий применения СРП по суммарному варианту разработки нефтяных __ месторождений __
Процент Процент рас- Чистый Внутренняя Дисконти- Срок
распреде- пределе-ния дисконти- норма рен- рованный окупа-
ления при- прибы-льной рованный табельности доход гос- емости
быль-ной про-дукции в доход инве- ударства
продукции в пользу госуда- стора (ТЯЯ)
пользу ин- раства. (ЧДД)
вестора
% % млн руб % млн руб год
Максимальное покрытие затрат
70 %
60 40 168,358 21,40 1238,958 7
50 50 119,406 18,30 1287,910 8
40 60 70,453 15,10 1336,862 9
60 %
60 40 151,204 19,40 1256,112 8
50 50 97,963 16,10 1309,353 9
40 60 44,722 12,90 1362,594 12
50 %
60 40 105,338 16,40 1301,978 9
50 50 40,630 12,50 1366,686 13
40 60 24,076 8,60 1431,393 25
Исследовался широкий диапазон покрытия затрат и распределений прибыльной продукции между инвестором и государством. Показано, что оптимальным является вариант при покрытии затрат в 70 % от доходной нефти и 50 % распределения прибыльной продукции между инвестором и государством.
Этот результат является средним значением по фактору IRR, величина которого составляет 18 %, что соответствует достаточно высокому экономическому эффекту для инвестора.
По этому варианту была проведена экономическая оценка рисков с использованием модели Недосекина, которая показала незначительную степень риска (0,7), что соответствует более привлекательным условиям реализации этого варианта разработки нефтяных месторождений как для инвестора, так и государства.
Для газовых и газоконденсатных месторождений были проведены аналогичные расчеты. В табл. 6 представлены показатели технико-экономической оценки.
Таблица 6
Показатели технико-экономической оценки для газовых
и газоконденсатных месторождений
Экономические показатели Значение, млн руб.
Капитальные вложения по суммарному варианту
В бурение 11,664
В бурение добывающих скважин 11,664
В бурение нагнетательных скважин 0,00
В обустройство 341,891
Капитальные вложения, не входящие в сметы строек 108,68
Суммарные капитальные вложения 462,230
Эксплуатационные затраты и налоги по суммарному варианту
Условно-постоянные затраты 2118,78
Условно-переменные затраты 164,781
Экспл. расходы без налогов 2283,561
Отчисления и налоги в составе себестоимости 802
Отчисления и прямые налоги 3845
Критерии оценки:
Суммарная выручка 16701,63
IRR, % 50
ЧД 8900
ЧДД 5365,50
Индекс доходности 5
Доход государства 4647,88
Примечание. Внутренняя норма рентабельности указана в %, индекс доходности -в единицах.
Экономическая оценка суммарного варианта по разработке газовых и газоконденсатных месторождений показала его высокую эффективность при условии низкого экономического риска (0,6) по модели Недосекина. Результаты расчетов представлены в табл. 7
Таблица 7
Оценка риска вложения инвестиций для суммарного варианта газовых и газоконденсатных месторождений для действующего налогового
режима РФ
Колебания Чистый дисконтированный Функция принад-
показателей (+,-), доход, млн руб лежности
% (а), д.ед.
Изменение добычи нефти
-20 5187,284 0,05
-15 5231,837 0,17
-10 5276,390 0,28
0 5365,495 0,50
10 5454,600 0,72
15 5499,153 0,83
20 5543,706 0,95
Влияние изменения цен на внешнем рынке
-20 5165,662 0,00
-15 5215,621 0,13
-10 5265,579 0,25
0 5365,495 0,50
10 5465,411 0,75
15 5515,369 0,88
20 5565,328 1,00
Влияние изменения капитальных затрат
-20 5436,124 0,68
-15 5419,004 0,63
-10 5401,526 0,59
0 5365,495 0,50
10 5328,032 0,41
15 5308,763 0,36
20 5289,136 0,31
Влияние изменения текущих затрат
-20 5487,650 0,81
-15 5457,111 0,73
-10 5426,572 0,65
0 5365,495 0,50
10 5304,418 0,35
15 5273,879 0,27
20 5243,340 0,19
На основе результатов проведенных исследований установлено:
- разработка нефтяных месторождений Краснодарского края для условий действующего налогового режима имеет невысокую технико-экономическую эффективность и высокую степень риска при реализации суммарного технологического варианта; для повышения эффективности разработки необходимо применение специального налогового режима (СРП); показано, что оптимальным является вариант при покрытии затрат в 70 % от доходной нефти и 50 % распределения прибыльной продукции между инвестором и государством.
- разработка газовых и газоконденсатных месторождений Краснодарского края для условий действующего налогового режима имеет высокую технико-экономическую эффективность и незначительную степень риска при реализации суммарного технологического варианта.
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. Гужновский Л.П., Казаков С.Е. Планирование добычи нефти и подготовки запасов. М.: Недра, 1989. 190с.
2. 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.
3. Пономарева И.А. Основные принципы и правила экономической оценки вариантов разработки месторождений в инвестиционных проектах // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 1996. № 9. С. 2.
4. Пономарева И.А. Экономические исследования по обоснованию удельных затрат для оценки вариантов разработки месторождения в условиях рынка // Экономика и управление нефтегазовой промышленности. 1998. № 3-4. С. 13.
5. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности / А.Ф. Андреев [и др.]. М.: Недра, 1997. 341 с.
6. Дунаев В.Ф., Максимов А.К. Методы оценки экономической эффективности доразработки нефтяных и газонефтяных месторождений // Нефть, газ и бизнес. 2000. № 2. С. 59-63.
7. Бинатов Ю. Г., Пельменёва А. А., Ушвицкий Л. И. Экономика нефтяного комплекса: ретроспективы, современность, прогнозы. Ставрополь: СевКавГТУ, 2005. 193 с.
8. Пономарева И..А., Богаткина Ю.Г., Еремин Н.А. Комплексная экономическая оценка месторождений углеводородного сырья в инвестиционных проектах. М.: Наука, 2006. 134 с.
9. Богаткина Ю.Г., Пономарева И.А., Еремин Н.А. Применение информационных технологий для экономической оценки нефтегазовых инвестиционных проектов. М.: Макс-Пресс, 2016. 148 с.
10. Миловидов К.Н. Критерии и методы оценки эффективности воспроизводства запасов нефти и газа. М: Недра, 1989. 222 с.
11. Богаткина Ю.Г. Оценка эффективности инвестиционных проектов в нефтегазовой отрасли с использованием механизмов автоматизированного моделирования. М.: Макс-Пресс, 2020. 248 с.
12. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. М.: Экономика, 2000. 421 с.
13. ФЗ РФ от 3 марта 1995 года № 27-ФЗ (с изменениями на 1 апреля 2022 года) [Электронный ресурс]. URL: https://docs.cntd.ru/ document/ 9003403 (дата обращения 2022-04-30).
14. Пономарева. И.А, Богаткина Ю.Г. Совершенствование нормативно-налоговой системы для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2014. №1. С. 6-9.
15. Недосекин А.О. Методологические основы моделирования финансовой деятельности с использованием нечетко-множественных описаний: дис. ... д-ра экон. наук. Санкт-Петербург, 2003. 280 с.
16. Каширина М.В., Большаков В.В. Проблемы налогообложения и налогового администрирования нефтяных компаний (на примере ПАО «Нефтяная компания «Роснефть») //Московский экономический журнал. 2019. №2. С.253-269.
Богаткина Юлия Геннадьевна, канд. техн. наук, вед. науч. сотр. ubgt@,mail.ru, Россия, Москва, Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН),
Сарданашвили Ольга Николаевна, канд. техн. наук, ^. науч. сотр., [email protected], Россия, Москва, Институт проблем нефти и газа Российской Академии НаукРАН (ИПНГ РАН)
FEASIBILITY STUDY FOR THE DEVELOPMENT OF SMALL HYDROCARBON FIELDS
IN THE KRASNODAR TERRITORY
J. G.Bogatkina, O.N.Sardanashvili
The purpose of the research is to evaluate the technical and economic efficiency of the development of a number of oil, gas and gas condensate fields in the Krasnodar Territory
to justify their further exploitation. The technical and economic efficiency was determined according to the total variant separately for oil and gas, gas condensate fields. Models and a software product created at IOPG RAS, as well as technological and economic indicators of field development, were used for calculations. It is shown that for a group of oil fields it is relevant to reduce the tax burden. For a group of gas and gas condensate fields, it has been established that under the current taxation, the total development option remains effective.
Key words: Oil, gas and gas condensate fields, technological indicators of development, technical and economic efficiency, net present value, tax regime.
Bogatkina Yulia 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 sci. officer, o.sardan@,mail.ru , Russia, Moscow, Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Sciences NaukRAN (IPNG RAS)
Reference
1. Guzhnovsky L.P., Kazakov S.E. Planning of oil production and preparation of reserves. M.: Nedra, 1989. 190c.
2. 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.
3. Ponomareva I.A. Basic principles and rules of economic evaluation of field development options in investment projects // Problems of economics and management of the oil and gas complex. 1996. No. 9. p. 2.
4. Ponomareva I.A. Economic research on the justification of unit costs for evaluating options for field development in market conditions // Economics and management of the oil and gas industry. 1998. No. 3-4. p. 13.
5. Fundamentals of project analysis in the oil and gas industry / A.F. Andreev [et al.]. M.: Nedra, 1997. 341 p.
6. Dunaev V.F., Maksimov A.K. Methods of assessing the economic efficiency of additional development of oil and gas-oil fields // Oil, gas and business. 2000. No. 2. pp. 5963.
7. Binatov Yu. G., Pelmeneva A. A., Ushvitsky L. I. Economics of the oil complex: retrospectives, modernity, forecasts. Stavropol: SevKavSTU, 2005. 193 p.
8. Ponomareva I.A., Bogatkina Yu.G., Eremin N.A. Complex economic assessment of hydrocarbon deposits in investment projects. M.: Nauka, 2006. 134 p
9. Bogatkina Yu.G., Ponomareva I.A., Eremin N.A.. Application of information technologies for economic evaluation of oil and gas investment projects. Moscow: Maks-Press, 2016. 148 p.
10. Milovidov K.N. Criteria and methods for evaluating the efficiency of reproduction of oil and gas reserves. Moscow: Nedra, 1989. 222 p.
11. 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.
12. Methodological recommendations for evaluating the effectiveness of investment projects. Moscow: Ekonomika, 2000. 421 p.
13. Federal Law of the Russian Federation No. 27-FZ dated March 3, 1995 (as amended on April 1, 2022) [Electronic resource]. URL: https://docs.cntd.ru / document/9003403 (accessed 2022-04-30).
14. Ponomareva. I.A., Bogatkina Yu.G. Improving the regulatory and tax system to improve the efficiency of oil field development // Problems of economics and management of the oil and gas complex. 2014. No. 1. pp. 6-9.
15. Nedosekin A.O. Methodological foundations of modeling financial activity using fuzzy multiple descriptions: dis. ... Dr. economy. sciences'. St. Petersburg, 2003. 280 p.
16. Kashirina M.V., Bolshakov V.V. Problems of taxation and tax administration of oil companies (on the example of PJSC Rosneft Oil Company) //Moscow Economic Journal. 2019. No. 2. pp.253-269.
УДК 550.9; 34.096
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ИНФОРМАЦИОННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ ДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
В КВАНТОВУЮ ЭПОХУ
А.В. Минбалеев, М.А. Берестнев, К.С. Евсиков
Рассмотрена целесообразность изменения методов обеспечения информационной безопасности автоматизированных систем управления технологическим процессом (АСУ ТП) предприятий добывающей промышленности. Анализ зарубежного опыта говорит о том, что ведущие экономики мира готовятся к появлению криптографически релевантного квантового компьютера. Во многих странах приняты документы обязательного и рекомендательного характера по переводу критической информационной инфраструктуры на квантово-безопасные методы защиты информации: квантовое распределение ключей или постквантовую криптографию. Оба эти метода имеют свои преимущества и недостатки, которые необходимо учитывать при внедрении в АСУ ТП. Проведенный анализ показывает, что посткватовая криптография, хотя и требует меньших экономических затрат на совершенствование систем криптографической защиты информации, но криптографическая стойкость данных алгоритмов является условно безопасной. Исследование позволяет сделать вывод о целесообразности рекомендовать для использования в добывающей промышленности систем квантового распределения ключей. Регулирование их использования на территории Российской Федерации имеет ряд особенностей, которые необходимо учитывать в процессе обеспечения информационной безопасности АСУ ТП. Обзор действующих актов стратегического характера позволяет говорить, что квантовые коммуникации относятся в Российской Федерации к сквозным цифровым технологиям, внедрение которых поддерживается в рамках программы «Цифровая экономика». Компании добывающей промышленности, начавшие первыми переход на квантовое распределение ключей могут претендовать на меры государственной поддержки, что позволит значительно снизить расходы на миграцию АСУ ТП в квантово-безопасные состояния.
Ключевые слова: цифровые технологии, информационная безопасность добывающей промышленности, квантовая коммуникация, квантовая криптография, кван-
