Дата конвертації20.04.2017
Розмір137.36 Kb.
Типдисертація

Скачати 137.36 Kb.

Економічна оцінка стратегії освоєння Північно-Венінського газоконденсатного родовища Венінського ліцензійного блоку (проект Сахалін-3)

МАГІСТЕРСЬКА ДИСЕРТАЦІЯ

на тему

«Економічна оцінка стратегії освоєння Північно-Венінського газоконденсатного родовища Венінського ліцензійного блоку (проект Сахалін-3)»

Москва 2011


АНОТАЦІЯ

У даній роботі виконано детальний техніко-економічний аналіз можливостей розробки Північно-Венінського газоконденсатного родовища, відкритого в 2010 році в межах Венінського ліцензійного проекту «Сахалін-3» на ділянці шельфу Охотського моря.

У першому розділі розглянуті питання геологічної будови родовища і планування розробки.

У другому розділі розглянуто концепцію облаштування та варіанти розробки родовища.

У третьому розділі дана детальна оцінка капітальних і експлуатаційних витрат на стадії розробки.

У четвертому розділі розглянуто питання маркетингу газу, який є найбільш важливим для прийняття рішення про подальшу реалізацію проекту.

У п'ятому розділі розглянуті питання охорони навколишнього середовища і соціально-економічні умови реалізації проекту.

У шостому розділі наведені основні показники економічної ефективності розробки родовища.

У сьомому розділі зроблені основні висновки про можливості подальшої реалізації проекту і основні етапи його подальшого розвитку.

Розглянуті в даній роботі питання і аналіз показників економічної ефективності дозволяють різнобічно оцінити можливості проекту, зробити висновки про економічну доцільність прийняття подальших інвестиційних рішень і намітити стратегію подальших дій з освоєння Північно-Венінського газоконденсатного родовища.

Таблиця прийнятих скорочень

АТР

Азіатсько-Тихоокеанський регіон

БП

Берегова майданчик

БО

Бурова установка

ВРП

Валовий регіональний продукт

ГВК

газоводяного контакт

ГДВР

Газифікація Далекого Сходу Росії

ГІС

геофізичні дослідження

ДКЗ

Державна комісія по запасах

ГРР

Геологорозвідувальні роботи

ДСР

Далекий Схід Росії

ДКС

Дожимная компресорна станція

ІТП

Інженерно-технічні працівники

КІГ

Коефіцієнт вилучення газу

НГВУ

нафтогазовидобувні управління

НТС

Низькотемпературна сепарація газу

ВГТ

Підстава гравітаційного типу

ООПТ

Особливо охоронювані природні території

ППБУ

Напівзаглибні бурова установка

Пху

Пропановая холодильна установка

СДКУ

Система диспетчерського контролю та управління

СОД

Засоби очищення і діагностики

СОУ

Система виявлення витоків

СМР

Будівельно-монтажні роботи

СПБУ

Самопідйомна бурова установка

УРП

Угода про розподіл продукції

УВ

вуглеводні

УКПГ

Вузол комплексної підготовки газу та конденсату

УСК

Установка стабілізації конденсату


У ВЕДЕННЯ



ВАТ «НК« Роснефть ». стратегічні пріоритети

«Роснефть» - лідер російської нафтової галузі і одна з найбільших публічних нафтогазових компаній світу. Основними видами діяльності «Роснефти» є розвідка і видобуток нафти і газу, виробництво нафтопродуктів і продукції нафтохімії, а також збут виробленої продукції.

Основна конкурентна перевага «Роснефти» - розмір і якість її ресурсної бази. Компанія має в своєму розпорядженні 22,8 млрд бар. н. е. доведених запасів, що є одним з кращих показників серед публічних нафтогазових компаній світу.

«Роснефть» прагне зміцнити своє становище серед провідних світових енергетичних корпорацій, зберегти лідерські позиції по операційним показниками і увійти до групи лідерів за фінансовими показниками, а також за акціонерної вартості.

Основними стратегічними пріоритетами Компанії є:

· Стійке зростання видобутку нафти;

· Монетизація запасів газу;

· Розвиток сектора переробки і збуту.

Ключові умови досягнення цих цілей:

· Безперервне підвищення ефективності в усіх напрямках діяльності;

· Розвиток і використання нових технологій;

· Підвищення інформаційної прозорості та відкритості;

· Дотримання високих стандартів корпоративного управління;

· Висока соціальна відповідальність;

· Ефективна кадрова політика;

· Суворе дотримання російських і міжнародних стандартів екологічної та промислової безпеки.

Динамічний розвиток «Роснефти» в останні роки дозволило створити потужний потенціал для стійкого зростання і планомірної реалізації стратегічних завдань. Одним з ключових складових цього потенціалу є унікальна за масштабами і якістю ресурсна база Компанії. «Роснефть» активно збільшує свою ресурсну базу за рахунок геологорозвідувальних робіт і нових придбань, щоб забезпечити стійке зростання видобутку в довгостроковій перспективі. У Компанії один з найвищих рівнів заповнення доведених запасів вуглеводнів, який за останні 5 років в середньому склав близько 150% без урахування придбань.

Газова сотавляющая Компанії - як частина глобальної стратегії розвитку

«Роснефть» є одним з найбільших незалежних виробників газ в Російській Федерації. Компанія видобуває понад 12 млрд куб. м газу в рік і має величезний потенціал для подальшого нарощування видобутку завдяки наявності значного обсягу запасів.

Монетизація запасів газу є одним з основних стратегічних пріоритетів Компанії. «Роснефть» володіє понад 800 млрд куб. м доведених запасів газу за міжнародною класифікацією, причому в розробці знаходиться тільки 21% запасів. У зв'язку з цим розвиток газового сектора і монетизація запасів є одним із пріоритетних завдань Компанії.

Потенціал «Роснефти» з видобутку газу перевищує 55 млрд куб. м в рік. Основою зростання видобутку може стати Харампурського родовище в Західному Сибіру, ​​на якому зосереджено 46% доведених запасів газу Компанії. Однак з урахуванням можливостей виходу на ринок Азіатсько-Тихоокеанського регіону дуже важливу геополітичну роль відіграє сьогодні і наявність у Компанії ресурсів вільного газу на Далекому Сході Росії, і зокрема, на ділянках шельфу Охотського моря.

Монетизації запасів газу сприяє і реалізована «Роснефтью» програма збільшення рівня використання попутного нафтового газу до 95%, в тому числі з метою відповідності перспективним вимогам російського законодавства.

Шельф Росії - пріоритет і потенціал

Значну частину геологорозвідувальних робіт «Роснефть» сьогодні здійснює в перспективних нафтогазоносних районах континентального шельфу Росії, таких, як шельф південних морів, шельф Охотського моря на Далекому Сході, а також кілька ділянок на Арктичному шельфі Росії, одному з найбільш перспективних регіонів в світі.

На Далекому Сході на шельфі Охотського моря «Роснефть» бере участь в реалізації кількох «сахалінських проектів». Компанія бере участь і є співінвестором найбільшого міжнародного шельфового проекту «Сахалін-1», що реалізується на умовах Угоди про розподіл продукції (УРП). В області геологорозвідки «Роснефть» реалізує зі своїми зарубіжними партнерами перспективні пошукові проекти «Сахалін-3» (Венінського блок) і «Сахалін-5» на основі акціонерних операційних угод, що зводить до мінімуму ризики Компанії. «Сахалінські проекти» - це унікальний досвід розробки складних шельфових родовищ, який «Роснефть» зможе застосувати в своїй подальшій роботі, пов'язаної з освоєнням поки ще не розподілених ресурсів арктичного шельфу.

«Сахалін-3» - «локальний» потенціал газової стратегії

Державна ліцензія на право користування надрами з метою геологічного вивчення надр Венінського блоку з метою пошуків і оцінки родовищ вуглеводнів була отримана ВАТ «НК« Роснефть »в 2003 році. Ліцензія спочатку видана строком на 5 років з можливістю подальших продовжень при необхідності виконання додаткових обсягів ГРР. З урахуванням великого обсягу ГРР, природно-кліматичних умов сахалінського шельфу, льодової обстановки і сезонного (з червня по жовтень) характеру робіт на акваторії ліцензійної ділянки діюча пошукова ліцензія продовжувалася двічі - в 2008 році терміном на два роки і в 2010 році терміном на три роки (до 31 грудня 2013 року).

Венінського ліцензійна ділянка надр розташований в межах шельфу Охотського моря уздовж східній частині острова Сахалін і є одним з чотирьох блоків проекту «Сахалін-3». Площа ділянки складає 5300 кв.км з глибинами моря в районах основних перспективних структур від 27 до 70 метрів.

З Півночі Венінського блок межує з Айяшскім ліцензійним блоком проекту «Сахалін-3», на території якого також перебувають вже відкриті і знаходяться в стадії розробки родовища Чайво і Арктун-цебто, експлуатовані в рамках проекту УРП «Сахалін-1».

З Півдня Венінського ділянка межує з Киринський ліцензійним блоком проекту «Сахалін-3», на території якого в безпосередній близькості від кордонів Венінського ділянки знаходиться Лунский газоконденсатне родовище, яке знаходиться в стадії розробки в рамках проекту «Сахалін-2» на умовах УРП.

Реалізація Венінського проекту здійснюється спільно з іноземним партнером - Китайської державної нафтохімічної корпорацією «Синопек», співпраця з якою було визначено в рамках міжурядових відносин зі співробітництва двох найбільших держав в області палива та енергетики.

З метою виконання геологорозвідувальних робіт на ліцензійній ділянці партнери по проекту створили спільну операційну компанію ТОВ «Венінефть», яка на даний момент є Оператором проекту і власником державної ліцензії на геологічне вивчення Венінського ділянки надр.

Всі роботи в рамках даного проекту виконуються на умовах чинного національного податкового режиму Російської Федерації.

На етапі ГРР іноземний партнер крім власної частки участі в проекті фінансує більшу частину частки «Роснефти». На надане кредитне фінансування в рахунок частки «Роснефти» нараховуються відсотки за ставкою Libor + 2,5%. У разі комерційного відкриття і початку видобутку УВ вкладені кошти в рахунок частки «Роснефти» з нарахованими відсотками підлягають відшкодуванню іноземному партнеру за рахунок видобутої прибуткової продукції. У разі не успішності етапу ГРР і припинення проекту, вкладені фінансові кошти партнеру не повертаються, і є його власним геологорозвідувальних ризиком.

Починаючи з 2004 року, відповідно до умов ліцензії на ліцензійному блоці виконано значний комплекс геологорозвідувальних робіт:

· Виконано комплекс еколого-рибогосподарських досліджень за програмою розробленою ФГУП «Всеросійський науково-дослідний інститут рибної галузі»;

· Закуплено і переінтерпретіровать із застосуванням сучасних методів значний обсяг польових матеріалів сейсмічної зйомки 2D, виконаної в попередні періоди;

· Виконано 3D сейсморозвідка - 980 км2;

· Виконано 2D сейсморозвідка в транзитній (перехід суша-море) зоні - 125,5 погонних км;

· На трьох перспективних структурах пробурено 4 морських пошукових свердловини: Південно-Айяшская №1, Північно-Венінського №1, Північно-Венінського №2, Венінського №3;

В результаті виконаних робіт в межах ліцензійної ділянки відкриті два нових родовища вуглеводнів - Північно-Венінського газоконденсатне родовище з промисловими запасами газу і Ново-Венінського газонафтове родовище, запаси якого не мають промислового значення.

В даний час геологорозвідувальні роботи тривають і сконцентровані на відкритому Північно-Венінського родовищі і спрямовані на підтвердження геологічної моделі поклади, уточнення оцінки запасів природного газу і конденсату для подальшого прийняття інвестиційного рішення про розробку родовища. Для цих цілей в 2012 році планується буріння пошуково-оцінної свердловини Північно-Венінського №3, основним призначенням якої є підтвердження будови поклади (масивно-пластова або пластово-сводовая), можливий приріст запасів з ніжезалегающіх горизонтів і переклад запасів з категорії С2 в категорію С1 .

З урахуванням складності і надзвичайної дорожнечі розвідки і облаштування морських шельфових родовищ в суворих природно-кліматичних умовах сахалінського шельфу, а також специфічною газової «орієнтованості» відкритого Північно-Венінського родовища, для прийняття рішення про доцільність його подальшого освоєння необхідний детальний аналіз цілого ряду взаємопов'язаних аспектів, що і є основною метою цієї роботи. А саме:

· Всебічна оцінка капітальних і експлуатаційних витрат, пов'язаних з облаштуванням і видобутком газу Північно-Венінського родовища;

· Всебічний аналіз питань маркетингу газу для цілей його подальшої реалізації;

· Розгляд і оцінка питань екології та природоохоронних заходів, які виникнуть при освоєнні родовища з урахуванням особливої ​​екологічної чутливості і високої рибогосподарської значущості розглянутого ділянки акваторії шельфу Охотського моря;

· Розгляд питань соціально-економічної значущості проекту для прилеглих районів суші острова Сахалін.

Для цілей розрахунку економічної ефективності розробки родовища в даній роботі прийняті два варіанти оцінки запасів. Песимістичний - з мінімальною оцінкою запасів по родовищу - 25,3 млрд. М3 (С1 + С2), і оптимістичний - з оцінкою запасів вільного газу 49 млрд. М3 (С1 + С2), який повинен бути підтверджений (або не підтверджений) за результатами пошуково-оціночного буріння в 2012 році. Більш докладно про обох варіантах і причини розбіжностей в оцінках запасів викладено в геологічному розділі даної роботи.

Крім того, при побудові економічних моделей розглянуті різні підходи і варіанти формування ціни на природний газ, як при реалізації на території Далекого Сходу Російської Федерації, так і у варіанті його експорту на ринок Азіатсько-Тихоокеанського регіону.

Комплексний аналіз всіх вищевказаних аспектів дозволить зробити висновок про доцільність ухвалення інвестиційного рішення про подальше освоєння Північно-Венінського газоконденсатного родовища по завершенню етапу ГРР, оцінити економічну ефективність його освоєння, а також визначити стратегію подальших дій для досягнення певних цілей і завдань.

витрати свердловина ціна газ

1. Геологія і планування розробки



1.1 Характеристика Північно-Венінського родовища і оцінка запасів



Блок Північно-Венінського родовища оконтурен по Изогипс - 3030 м і має розміри 6 х 2,5 км, висота поклади - 287 м.

Продуктивний розріз представлений піщано-алеврітовимі пластами верхньо-среднедагінского Подгорізонт товщиною від 13,7 м до 59 м, розділеними алеврито-глинистими пропластками товщиною 3-11 м. Потужність газонасиченого розрізу (пласти IV) досягає 287 м.

Мал. 1.1 Модель будови масивного резервуара м. Північно-Венінського

За результатами промислово-геофізичних досліджень і вивчення керна колектор характеризується пористістю 16-17%, газонасиченості 0,5 - 0,69, проникністю до 311 мД. Результати випробування 3-х об'єктів, дані MDT і ГІС по єдиною свердловині не дають абсолютного чіткого свідоцтва про будову газоконденсатной поклади. Окремі ознаки дають основу для припущення про наявність масивно-пластового газоконденсатной поклади. В першу чергу це виявлення високі градієнти пластових тисків (перевищують гідростатичні) і високі значення дебітів вільного газу (від 221,7 до 908,4 м3 / добу), що вказують на можливу гидродинамическую зв'язаність пластів.

Мал. 1.2. Сейсмогеологічних розріз м. Північно-Венінського

Однак існують окремі показники, що дають шанс припускати наявність глинистих прошарків-екранів при яких гідродинамічна зв'язок пластів може бути відсутнім, що вказує на можливість наявності пластово-сводовой моделі газоконденсатной поклади.

Підрахунок запасів Північно-Венінського родовища проведений об'ємним методом для обох варіантів ресурсної бази з використанням програмного комплексу Petrel (Шлюмберже). При визначенні подсчетних параметрів використані дані інтерпретації ГІС по свердловині Північно-Венінського №1.

Продуктивний інтервал в свердловині має ефективну газонасичених товщину - 170,5 м. Середньозважена по товщині прошарку пористість для запасів категорії С1 склала 17%, газонасиченості - 69%. Для запасів категорії С2, виділених в Блоці нижче запасів категорії С 1, розрахункова газонасиченість становить 51%, пористість - 16%.

Подсчетних параметри, що залежать від складу газу, прийняті за результатами аналізу проб газу. Потенційне зміст конденсату прийнято по аналогії з родовищем Лунский.

Запаси газу і конденсату для Північно-Венінського родовища взяті без коригування і відображають можливі запаси як при пластово-сводовом, так і масивному будові резервуара (таблиця 1).

Таблиця 1.1 Запаси УВ промислових категорій м. Північно-Венінського Пластова-сводовая модель будови поклади

З 1

С2

С1 + С2

Вільний газ, млн.м3

18 838

6 509

25 347

Конденсат (баланс. / Витягнув.), Тис.т

2 008/1 566

693/541

2 701/2 105

Вільний газ, млн.м3

35 004

14 019

49 023

Конденсат (баланс. / Витягнув.), Тис.т

1 155/867

463/347

1 618/1 214


1.2 Видобувні можливості родовища



Сценарій розробки Північно-Венінського газоконденсатного вузла ґрунтується на уявленнях про його геологічну будову, прийнятих і розрахованих параметрах поклади і показниках розробки.

1.2.1. Обгрунтування кількості свердловин

З огляду на виявлену щільність запасів (1,85 млрд.м3 / км2), лінійні розміри поклади, його блокове тектонічна будова і прийнятий радіус дренування свердловини газу (2 км) передбачається, що оптимальна розробка поклади може проводиться похило-спрямованими свердловинами з горизонтальним закінчення до 1 км в окремому тектонічному блоці за умови, що екранують якостей поділяють нар ушкуваннЯ.

При цих сценарних умовах розробка масивної поклади родовища може вестися 3 похило-спрямованими свердловинами. Цей варіант прийнятий базовим для техніко-економічного розрахунку.

1.2.2. Розрахунок оптимального дебіту газової свердловини

При отриманих коефіцієнтах фільтраційного опору з газодинамічних досліджень свердловини Північно-Венінського №1 абсолютно-вільний дебіт газу оцінюється величиною 7647 тис.м3 / сут.

Робочі витрати газової свердловини зазвичай приймається в інтервалі 0,1 0,3 від абсолютно вільного, що складе близько 765 - 2294 тис.м3 / сут. Рекомендований дебіт - 0,15 * qабс.св = +1147 тис.м3 / сут.

Для подальших розрахунків за базовим варіантом розробки qабс.св був прийнятий в розмірі:

· 1000 тис. М3 / добу - для песимістичного варіанту оцінки запасів (25,3 млрд. М3);

· 1200 тис. М3 / добу - для оптимістичного варіанту оцінки запасів (49, 02 млрд. М3)

Таблиця 1.2 Промислові параметри скв. Північно-Венінського №1

Коефіцієнти фільтраційних опорів

Абсолютно-вільний дебіт, тис.м3 / сут

Гранично допустимий дебіт газу, тис.м3 / сут

Інтервал зміни дебітів (0,1-0,3 qабс.св.), тис.м3 / сут

Рекомендований робочий дебіт, тис.м3 / добу (q = 0,15 * qабс.св.)

1.198

0.00127

7647

2294

765

294

+1147


1.2.3 Коефіцієнт вилучення газу

Режим розробки Північно-Венінського родовища передбачається як режим виснаження. При цьому режимі розробки коефіцієнт вилучення газу (КІГ) обумовлений кінцевим пластовим тиском, яке в свою чергу залежить від мінімально можливого тиску на гирлі, і, в окремих випадках, КІГ може досягати 90-99%.

КІГ вираховувався за формулою матеріального балансу для покладів з режимом виснаження і як розрахунковий був прийнятий в розмірі 0,868.

Оптимальний дебіт газових свердловин грунтується на абсолютно-вільному дебите. Тривалість газової полки залежить від пластового граничного тиску, нижче якого неможливо підтримувати прийнятий оптимальний газовий дебіт. При падінні тиску нижче пластового граничного і переході родовищ на завершальну стадію експлуатації падіння дебітів газових свердловин відбувається по експоненційної залежності.

Мінімальний тиск на гирлі взято за аналогією з шельфовими родовищами проекту «Сахалін-1».

1.2.4. Побудова профілю видобутку



1.2.4.1 Песимістичний варіант оцінки запасів (25,3 млрд. М3)

Для розрахунку профілю видобутку газу запаси категорії С1 взяті повністю, запаси категорії С2 - з коефіцієнтом 0,75. Слід зазначити, що коефіцієнт 0,75 є мінімально допустимим згідно російським методикам по підрахунку запасів і підготовки проектних документів по розробці газових родовищ і застосований для песимістичного варіанту оцінки запасів з метою визначення мінімально можливих показників проекту. Таким чином, початкові запаси газу для розрахунку профілю видобутку газу за песимістичним варіантом - 23,7 млрд. М3.

На основі прийнятих показників розробки розрахований профіль видобутку вільного газу.

Далі отриманий профіль видобутку газу скорочено таким чином: видобуток менш 0,4 млрд. М3 газу на рік прийнята нерентабельною (з точки зору змісту операційної компанії). З огляду на це, останнім роком видобутку прийнятий 21 рік з початку видобутку. Таким чином, фактичний КІГ по родовищу складе 0,836, що не перевищує розрахункового (розрахунковий КІГ становить 0,868). Для порівняння: при захисті техсхеми розробки родовища Чайво був розрахований і затверджений в ЦКР КІГ - 0,86.

Підсумкова промисловий видобуток газу скорочено на 0,055 млрд. М3 газу на рік згідно з наведеними в розділі Концепція облаштування і видобутку потребам УКПГ на власні потреби.

Мал. 1.3. Профіль видобутку газу м. Північно-Венінського (запаси 25,3 млрд. М3)

Таблиця 1.3 Підсумковий профіль товарного газу і конденсату для варіанту оцінки запасів 25,3 млрд. М3

Північно-Венінського

2015

2016

2031

2032

2033

2034

2035

РАЗОМ

Видобуток газу, млрд. М3

0,635

0,980

0,980

0,792

0,639

0,513

0,410

21,97

Видобуток конденсату, млн. Тонн

0,05

0,08

0,08

0,06

0,05

0,04

0,03

1,64


1.2.4.2 Оптимістичний варіант оцінки запасів (49,02 млрд. М3)

Для оптимістичного варіанту до категорії запасів С2 застосований коефіцієнт перекладу в С1, рекомендований ДКЗ Росії і рівний 0,5.

З урахуванням застосування всіх коефіцієнтів, а також відрахування газу на власні потреби в процесі експлуатації, сумарний обсяг товарного газу для оптимістичного варіанту становить 39,5 млрд. М3.

Сумарний обсяг товарного конденсату 910 тис. Тонн (конденсаційний фактор - 30,6 г / м3)

Мал. 1.4 Профіль видобутку газу м. Північно-Венінського (запаси 49,3 млрд. М3)

1.3. програма ГРР



Реалізація програми планується в період 2011-2014 рр. з урахуванням продовження ліцензії на геологічне вивчення до 2013 року і отримання ліцензії на розвідку і видобуток газу Північно-Венінського родовища строком на 30 років.

Для оцінки Північно-Венінського родовища до початку розвідувального буріння потрібно буріння однієї пошуково-оцінної свердловини для підтвердження будови резервуара, уточнення покрівлі продуктивного комплексу, приросту запасів по зоні С2 і підтвердження газоносності глубокозалегающих пластів.

Після завершення оціночних робіт буде проведено перерахунок запасів, з урахуванням якого буде підготовлена ​​Техсхема розробки.

1.4. Розрахунок профілю експлуатац а ційної свердловини



Розрахунок профілю експлуатаційної свердловини був виконаний із застосуванням досвіду і технології компанії Шлюмберже. Передбачається буріння 2-х свердловин протяжністю 8 749 метрів і однієї свердловини протяжністю 9 546 метрів. Компанією Шлюмберже підтверджений профіль експлуатаційної похило-спрямованої свердловини з великим відходом від вертикалі.

Мал. 1. 5 Профіль експлуатаційної похило-спрямованої свердловини з берега



1.5. вибір бурової установки і розрахунок часу будівництва експлуатаційних свердловин



Розрахунок навантажень БО і розрахунок часу на будівництво свердловини виконаний на основі досвіду і наявних даних компанії Шлюмберже.

За їхніми даними для планованого буріння потрібно наземна бурова установка вантажопідйомністю не менше 430 тонн. Можливість оренди подібної БО і її вартісні дані були підтверджені одним з великих міжнародних операторів похило-спрямованого буріння - компанією Nabors.

Розрахункова тривалість буріння складе 64 дня. Час на спуск експлуатаційного інструменту - 5 днів, на переміщення між свердловинами - 3 дні. За рекомендацією компанії Шлюмберже, для цілей техніко-економічних розрахунків з урахуванням можливих непередбачених ситуацій, час на буріння свердловин збільшено на 30% щодо розрахункового.

2. концепція облаштування і видобутку



2.1. Сценарії розробки



У даній роботі наведено базовий варіант: розробка Північно-Венінського родовища з берега. Решта варіантів (морська стаціонарна платформа гравітаційного типу і підводно-гирлові видобувні комплекси) виведені з розгляду за результатами економічної, або технічної неспроможності.

2.2. Результати рекогносцирувальна робіт в місцях передбачуваного розміщення виробничих обсягів по до тов



В ході рекогносцирувальна робіт, проведених у вересні 2009 р, було обстежено кілька майданчиків потенційного розміщення виробничих об'єктів для освоєння Північно-Венінського родовища. За результатами даних робіт були виявлені найбільш підходящі місця для розміщення виробничих об'єктів.

Для розробки концепції облаштування проекту рекомендовано:

· На косі Пластун, в її північній частині, передбачити розміщення майданчика для монтажу бурової установки з можливістю разбуривания родовища похило-спрямованими свердловинами;

· На увазі достатній вільної і придатною території в районі урочища Такрво, передбачити площадку розміщення вузла комплексної підготовки газу та конденсату (УКПГ).

Єдиним складним і важливим моментом, який слід мати на увазі при облаштуванні бурової площадки на косі Пластун є те, що Ноглікскій район, і конкретно коса Пластун, є місцями споконвічного проживання і життєдіяльності декількох десятків родових господарств Корінних нечисленних народів Півночі (КМНС), що може створити певні труднощі для промислового освоєння даних ділянок суші. Дане питання детально розглянуто в природоохоронному розділі.

2.3. Схема облаштування родов ення



Розробка Північно-Венінського родовища включає в себе будівництво і монтаж наступних об'єктів:

· Берегову майданчик (БП) з буровою установкою для розбурювання родовища Північно-Венінського;

· Вузол комплексної підготовки газу та конденсату (УКПГ);

· Трубопровід нерозділеного продукції БП Північно-Веніская - УКПГ (Ду 500 мм, L = 9 км);

· Газопровід УКПГ - крановий вузол Боатасіно (Ду 400 мм, L = 55 км);

· Конденсатопровод УКПГ - діюча трубопровідна система НГВУ «Катанглінефтегаз» (Ду 100 мм, L = 3,5 км).

Схема облаштування та розміщення основних виробничих об'єктів для освоєння Севр-Венінського родовища наведена на Рис. 2.1.

2.4. Характеристика основних об'єктів облаштування і видобутку



2.4.1. Берегова бурова пл про Щадко

Берегова бурова майданчик (БП) призначена для розбурювання Сівши еро-Венінського родовища похило-спрямованими свердловинами довжиною до 9 км по стовбуру. На майданчику розміщується основне і допоміжне обладнання, включаючи наступні споруди:

· Буровий комплекс;

· Дизель-електрична станція;

· Котельня установка;

· Вузол водопостачання;

· Парк паливно-мастильних матеріалів (ПММ) і технічної води;

· Адміністративно-побутовий комплекс;

· Майданчик зберігання бурильних і обсадних труб, доліт, запасних частин, резервного обладнання і металобрухту.

Мал. 2.1 Схема облаштування за базовим варіантом

Для виробництва СМР, завезення обладнання і матеріалів потрібно будівництво під'їзних автодоріг від існуючих федеральної і районної трас до бурових майданчиків протяжністю приблизно 3 і 20 км відповідно.

Майданчик від впливу штормових і нагінних морських хвиль захищається комбінованим берегозахисних споруд.

2.4.2. Берегозахисних соор у ються

В якості основного захисного покриття використовуються мішки з піском об'ємом 3м3. В якості додаткових заходів, що підвищують надійність і стійкість покриття від розмиву, передбачається влаштування стінок з шпунта і шпунтових паль перед покриттям з мішків і в тиловій частині споруди.

Мал. 2.2 Проектне рішення берегоукріплення бурової площадки Північно-Венінського

Призначення даної конструкції - зменшення хвильових впливів на кріплення з мішків, тим самим зменшуючи можливість руйнування покриття з мішків внаслідок підмиву підстави під час штормів, а також запобігання підмиву захисного покриття з тилового боку в разі переливу хвиль через гребінь берегозахисної споруди і фактично є другою лінією берегозахисту при екстремальних штормових впливах, при яких можливе повне руйнування укісного берегоукріплення з мішків з піском.

Під укладаються мішки з піском влаштовують підготовку з геотекстильного матеріалу.

2.4.3. Облаштування кущів свердловин

По завершенню буріння на буровій майданчику проводиться облаштування кущів газових свердловин. Устя свердловин з'єднуються викидних лініями з маніфольди і далі з експлуатаційним, замірним і продувальним колектором. Для запобігання гідратоутворення на майданчиках облаштування свердловин передбачаються метанольні установки з видаткової ємністю зберігання метанолу (1 робочий й 1 резервна).

З експлуатаційного колектора потік продукції надходить в трубопровід нерозділеного продукції, за яким газ в суміші з конденсатом і метанолом буде транспортуватися на УКПГ для поділу і остан едующей комплексної підготовки.

2.4.4. Трубопровід неразд е ленній продукції

Трубопровід нерозділеного продукції Ду 500 мм L = 9,0 км прокладається з бурової площадки на косі Пластун через Нийскій затоку до мису Баур і далі до УКПГ в р-ні ур очищені Такрво.

Трубопровід служить для перекачування природного газу і конденсату в обсязі 3,0 млн. М3 / добу і 0,3 т відповідно. Протяжність морської ділянки трубопроводу становить близько 3,0 км. Глибина води в затоці по трасі трубопроводу в основному становить від 0,2 до 0,5 м.

Трубопровід починається на вузлі запуску засобів очищення і діагностики (СОД) на буровій площадці Північно-Венінського і закінчується на вузлі прийому СОД на УКПГ.

2.4.5. Установка комплексної підготовки газу

Принципова структурна технологічна схема підготовки газу.

Вузол комплексної підготовки газу та конденсату призначений для підготовки природного газу до дальнього транспорту, а також для відділення і стабілізації газового конденсату з подальшою його перекачуванням в діючу трубопровідну систему НГВУ «Катанглінефтегаз».

Мал. 2.3 Принципова структурна технологічна схема підготовки газу і отримання стабільного конденсату на УКПГ

Стабілізація конденсату відбувається за рахунок комбінування методів сепарації і ректифікації. Стабільний конденсат відвантажується споживачеві. Очищений від важких УВ газ стабілізації змішують з газом дегазації низькотемпературного конденсату і компріміруется в дожимная компресорі, після чого змішують з газом сепарації.

Установка регенерації насиченого розчину інгібітору гідратоутворення включає колону ректифікації і колону вакуумної дистиляції. На установці дистиляції відокремлюються нерозчинні домішки (солі, смоли, продукти корозії і т.д.), які підлягають утилізації.

Мал. 2.4 Схема допоміжних об'єктів УКПГ

Основне і допоміжне обладнання УКПГ

До складу УКПГ рекомендується включити дві технологічні лінії - одну робочу і одну резервну. Номінальна продуктивність УКПГ по вхідному газу з розрахунку 345 робочих днів на рік і з урахуванням загальної продуктивності 1,6 млрд. М3 / рік (з урахуванням оптимістичного варіанту оцінки запасів) складе 3,4 млн.м3 / сут.

Визначення оптимальної (ефективної) продуктивності технологічної лінії багато в чому залежить від термодинамічних параметрів продукції надходить на УКПГ, при цьому велике значення має динаміка падіння тиску і продуктивності промислу, а також наявність водопроявів на пізніх етапах видобутку.

2.4.6. Газопровід УКПГ - кр а новий вузол Боатасіно

Газопровід УКПГ - крановий вузол Боатасіно призначений для перекачування кондиційного природного газу. Протяжність газопроводу (Ду 400 мм) становить 55,0 км. Траса газопроводу проходить в основному паралельно трасі існуючих об'єктах нафтової СМНГ, а також проектів «Сахалін-1, 2». До складу газопроводу включається:

· Лінійна частина;

· Вузли запірної арматури;

· Камери запуску / прийому засобів очищення і діагностики (СОД);

· Система електрохімічний захист (ЕХЗ);

· Технологічний зв'язок;

· Система диспетчерського контролю та управління (СДКУ);

· Система виявлення витоків (СОУ);

· Технологічний майданчик в Боатасіно в складі обладнання:

· Камера прийому СОД;

· Кранові вузли;

· Операційна.

2.4.7. конденсатопровід

Конденсатопровід УКПГ - діюча трубопровідна система НГВУ «Катанглінефтегаз» призначений для утилізації стабільного конденс ата, що виділяється з природного газу.

Конденсатопровід прокладається з труб Ду 100 мм довжиною близько 3,5 км паралельно під'їзної автодороги до БП / УКПГ. На конденсатопроводі монтуються 2 кранових вузла, камери прийому / запуску СОД, СОУ, СДКУ, ЕХЗ.

Мал. 2.5.Трасса газопроводу УКПГ - Боатасіно

2.5. План виконання проекту





Мал. 2.6. План-графік виконання проекту

2.6. Організація будівельних робіт



Виробничу базу передбачається розмістити в с.м.т. Ногліки. У зв'язку з протяжністю лінійного об'єкта і переміщенням виробничо-побутового комплексу разом з фронтом робіт, забезпечення електроенергією передбачається від автономних дизель-генераторних установок. Весь персонал, який бере участь в будівництві, доставляється до виробничо-побутового комплексу вахтовим автотранспортом.

З огляду на близькість автодороги федерального значення «Оха - Ногліки» до району будівництва і наявність промисловий дороги, що проходить по косі Пластун уздовж узбережжя Охотського моря і в районі урочища Такрво, прийнята наступна схема доставки вантажів

Мал. 2.7. Схема доставки вантажів

Арматура, матеріали, обладнання та труби, що поставляються з центральних регіонів Росії - доставляються залізничним транспортом до морського порту Ваніно, і далі морським транспортом в морський порт Холмськ. З морського порту Холмськ доставка вантажів до п. Ноглики - залізничним транспортом. З залізничної станції Ногліки вантажі автотранспортом доставляються на приоб'єктний склад, розташований на косі Пластун (дальність візки - 25 км) і в районі урочища Такрво (дальність візки - 30 км).

3. ОЦІНКА витрат



3.1. Капітальні витрати



За основу для розрахунків прийняті дані по об'єктах - аналогам, побудованим або пройшли стадію проектування в Далекосхідному регіоні або в регіонах зі схожими кліматичними умовами протягом останніх 5 років.

Для цілей уточнення капітальних і експлуатаційних витрат проведені консультації з рядом міжнародних компаній.

Крім базової вартості облаштування, в структуру витрат входять витрати на управління проектом і нерозподілені витрати.

Витрати на управління проектом включають:

· Витрати на утримання операційної компанії, яка керує роботами з проектування та будівництва;

· Витрати на залучення відповідних сервісних підрядників, які забезпечують управління роботами з проектування та будівництва.

Витрати на управління проектом виділяються тільки на стадії проектування і будівництва, управління операційною компанією на стадії експлуатації включено в OPEX (експлуатаційні витрати).

У світовій практиці обсяг витрат на управління проектом в середньому становить 10% від базової вартості облаштування. З огляду на те, що проект реалізується на території Росії, де витрати на залучення персоналу нижче середньосвітових, до розрахунків прийняті витрати на управління проектом в обсязі 7% від базової вартості облаштування.

Непередбачені витрати показують існуючу невизначеність при прогнозуванні вартостей облаштування. Облік непередбачених витрат при економічній оцінці перспектив проекту дозволяє врахувати можливі ризики на сьогоднішній стадії планування облаштування. Для цілей цього ПЕР непередбачені витрати прийняті на рівні 5%.

Таблиця 3.1 Підсумкова оцінка вартості облаштування і видобутку (рублі)

У МЛН. РУБЛІВ (без ПДВ)

Проектир-е

Будівництво

Управління проектом

сумарні витрати

Инфл.

Будівництво об'єктів облаштування

477,5

5206,5

410,9

6092,9

7 794,0

Підготовка берегової бурової майданчика на косі Пластун

124,5

815,0

65,1

1004,6

Будівництво під'їзних доріг та іншої інфраструктури

6,7

126,9

9,4

142,9

Облаштування кущів свердловин

7,2

64,9

5,0

77,1

Будівництво УКПГ на обсяг до 1,6 млрд. М3 на рік

2632,2

198,1

2830,3

Прокладка трубопроводу нерозділеного продукції до УКПГ

25,5

317,0

24,0

366,4

Прокладка магістрального газопроводу до Боатасіно

101,9

1256,5

95,1

1453,5

Прокладка конденсатопроводу УПГ - КатангліНефтегаз

11,3

192,4

14,3

218,0

буріння

118,9

2490,4

113,2

2722,5

3 471,4

Експлуатаційне буріння з урахуванням орендної ставки і моб / демоб БО в район робіт

118,9

2456,4

113,2

2688,5

Сервіс по утилізації бурового шламу

34,0

34,0

Сумарні витрати на облаштування (без урахування витрат на ГРР)

594,4

7696,9

524,1

8815,4


Таблиця 3.2 Підсумкова оцінка капітальних витрат в доларах США (для розрахунку варіанта поставок газу на експорт)

У МЛН. ДОЛАРІВ США

Будівництво об'єктів облаштування

230,3

Підготовка берегової бурової майданчика на косі Пластун

42,2

Будівництво під'їзних доріг та іншої інфраструктури

5,3

Облаштування кущів свердловин

2,8

Будівництво УПГ на обсяг до 1,6 млрд. М3 на рік

105,0

Прокладка трубопроводу нерозділеного продукції до УПГ

13,5

прокладка конденсатопроводу

7,6

Прокладка магістрального газопроводу до Боатасіно

53,9

буріння

101,0

Мобілізація / демобілізація бурового комплексу

20,0

Експлуатаційна свердловина (з урахуванням орендної ставки БО)

26,6 х 3 скв.

Сервіс по утилізації бурового шламу

1,2

Сумарні витрати на облаштування

331,3


3.1.1. Підхід до оцінки з а витрат на буріння

Для цілей цього ПЕР питання будівництва бурового комплексу не розглядалося на увазі очевидною неефективність при невеликій кількості свердловин. У той же час конструкція даної Накло нно-спрямованої експлуатаційної свердловини не є унікальною. Виходячи з цього пропонується орендувати берегову бурову установку для проведення експлуатаційного буріння у одного з великих міжнародних підрядників-операторів похило-спрямованого буріння.

На підставі розрахунків навантажень бурової установки проведено аналіз ринку компаній, що надають бурові установки і виконують функції підрядника при бурінні. Для підтвердження витрат була обрана компанія Nabors (США), яка підтвердила наступні дані:

· Компанія має в своєму розпорядженні буровою установкою необхідних технічних характеристик і готова надати її в оренду;

· Оцінка вартості мобілізації на точку буріння - 10 млн. USD;

· Оцінка вартості демобілізації - 10 млн. USD;

· Добова ставка оренди бурової установки під час буріння - 55 тис. USD;

· Термін мобілізації на точку буріння - 7 місяців;

Відповідальність підрядника:

· Монтаж і демонтаж бурового комплексу на буровій площадці;

· Надання бурової бригади для проведення процесу буріння.

Тривалість буріння експлуатаційної свердловини оцінені на основі даних компанії Шлюмберже. За рекомендацією компанії Шлюмберже, для цілей даної роботи (з урахуванням можливих непередбачених ситуацій) час на буріння свердловин збільшено на 30% щодо розрахункового.

3.2. операційні витрати



Для цілей цієї оцінки прийнятий наступний склад витрат Операційної компанії на стадії експлуатації:

· Заробітна плата основного виробничого персоналу;

· Вартість реагентів / хладагентов;

· Експлуатація берегоукріплення на буровій площадці Північно-Венінського;

· транспортні витрати;

· Капітальний і поточний ремонт;

· Загальновиробничі і загальногосподарські витрати;

· непередбачені витрати.

Чисельність основного виробничого персоналу оцінена виходячи з практики роботи на аналогічних родовищах. Робота передбачається в дві 12-ти годинних зміни, по 54 людини в кожній. Детальна інформація за чисельністю приведена в Додатку 2.

Потреба в реагентах і хладагентах взята з оцінок ВНІІГАЗ. Оцінка вартості хімікатів проведена виходячи з ринкових цін, з урахуванням транспортних витрат доставки до бурової площадки.

Оцінка витрат на експлуатацію берегоукріплення на буровій площадці Північно-Венінського розрахована при проектуванні берегоукріплення.

Транспортні витрати включають в себе витрати на обслуговування виробничих робіт вахтовим автотранспортом.

Оцінка витрат на капітальний і поточний ремонт взяті зі світової практики і складають 5% від капітальних витрат раз в 10 років.

Загальновиробничі і загальногосподарські витрати включають в себе витрати на управління операційною компанією на стадії експлуатації, в тому числі на утримання управлінського персоналу (близько 20 осіб).

Сума експлуатаційних витрат в рік становить 13,2 млн. USD.

Таблиця 3.3 Структура і склад операційних витрат

Статті витрат

Витрати на 1000 м3 газу

чисельність (2 зміни по 54 особи в кожній)

108,0

середня заробітна плата з урахуванням податків (в місяць)

80 000,0р.

моноетиленгліколь

0,34р.

тонн на 1000 м3

0,00002

ціна за тонну з урахуванням ТЗВ

17 198,0р.

метанол

102,70р.

тонн на 1000 м3

0,01

ціна за тонну з урахуванням ТЗВ

10 270,0р.

пропан

1,40р.

тонн на 1000 м3

0,00005

ціна за тонну з урахуванням ТЗВ

28 000,0р.

вода на виробничі та господарські потреби

0,00002

експлуатаційні витрати на моніторинг стану споруди (в рік)

3,24р.

витрати на ремонти в залежності від стану споруди за підсумками моніторингу (періодичність відновного ремонту 5 років, вартість відновлювального ремонту 15% від вартості будівництва)

25,04р.

РАЗОМ

421,40р. / 13,42 $


3.3. Підхід до оцінки і обліку витрат на геолого-д ку



Однією з основних завдань техніко-економічних розрахунків є оцінка існуючих перспектив розробки родовищ ліцензійної ділянки з метою прийняття подальших управлінських рішень. З урахуванням результатів геологорозвідувальних робіт, таких рішень може бути два:

· Відмова від подальшої геологорозвідки / призупинення робіт за проектом з причини відсутності економічної ефективності проекту, або

· Прийняття рішення про перспективність родовища для подальшої розвідки і розробки.

У першому випадку понесені раніше витрати будуть віднесені на збитки і не будуть відшкодовані, у другому випадку - рішення спричинить за собою витрати на додаткову геологорозвідку і розробку. Підхід до обліку витрат на геологорозвідку повинен відповідати завданням ПЕР - відображати наслідки прийняття будь-якого з рішень з позиції сьогоднішнього дня.

Таким чином, в справжніх техніко-економічних розрахунках розглянуті два підходи щодо попередніх витрат на геологорозвідку.

1) Понесені витрати на геологорозвідку не враховуються. Враховуються тільки майбутні витрати на геологорозвідку, пов'язані з прийняттям рішення про продовження геологорозвідки і початку розробки.

2) Понесені витрати враховуються. Крім того оцінюється економічний ефект для ВАТ «НК« Роснефть »з урахуванням необхідності повернення за рахунок видобутої і реалізованої продукції вкладених іноземним партнером засобів на стадії ГРР (з відповідно нарахованими відсотками).

З урахуванням аналізу кон'юнктури міжнародного ринку морських бурових ресурсів і послуг, вартість яких після кризи 2008 року знизилася більш ніж на 25%, знизилася вартість сервісних робіт, також знизилися розцінки на використовувані в морському бурінні матеріали та обладнання, витрати на пошукове буріння також знижені в середньому на 20% і становлять:

· 12 млн. Доларів США в 2011 році;

· 127,9 млн. Доларів США в 2012 році.

4. маркетинг газу



4.1. обсяг газу



Відповідно до пропонованого планом розробки Північно-Венінського родовища отримання продукції в разі оптимістичного варіанту оцінки запасів передбачається до кінця 2017 р вихід на полицю видобутку на другий рік, величина полки - 1,6 млрд. М3 / рік, підтримання полки видобутку протягом 20 років.

У разі песимістичного варіанту оцінки запасів може бути розглянутий сценарій прискореного початку видобутку газу до кінця 2015 р в рамках дослідно-промислової експлуатації з полицею видобутку 0,980 млрд. М3 / рік, підтримання полки видобутку протягом 16 років.

Питання створення власного газохимического комплексу не розглядалося для цілей цієї роботи, у зв'язку з нестачею запасів газу. За існуючими оцінками рентабельний проект газохимического комплексу світового масштабу вимагає більш 30 млрд. М3 газу на рік.

4.2. Програма газифікації Далекого Сходу Росії (Програма ГДВР)



«Програма створення в Східному Сибіру і на Далекому Сході єдиної системи видобутку, транспортування газу і газопостачання з урахуванням можливого експорту газу на ринки Китаю та інших країн АТР» (далі - Програма) розроблена ВАТ «Газпром» в період 2003-2007 рр. на підставі Постанови Уряду РФ.

У Постанові Уряду містилися такі основоположні принципи:

· Постачання газу на експорт за єдиним експортним каналом;

· Особлива увага задоволенню попиту на внутрішньому ринку і розширення Єдиної мережі газопостачання на схід;

· Формування ринку природного газу на основі цін з урахуванням пропозицій / попиту і конкуренції з рідким паливом і вугіллям.

Програма введена в дію у вересні 2007 р наказом Міністерства енергетики РФ з призначенням ВАТ «Газпром» в якості координатора по її реалізації.

Згідно з Програмою планується почати експорт газу по трубопроводу в Китай в 2015 році. При цьому газ сахалінських родовищ вважається одним з основних джерел поставок для цілей Програми.

4.3. Транспортна інфраструктура на Далекому По з струмі Росії



4.3.1. існуюча газотранспортна инфр а структура





Мал. 4.1 Трубопровідна система в ДСР

Газопровід Боатасіно - Комсомольськ-на-Амурі:

· Власник: ВАТ «НК« Роснефть »;

· Продуктивність: 1,5 млрд. М3, передбачено будівництво двох компресорних станцій і збільшення продуктивності до 4,5 млрд. М3;

· Протяжність: 556,9 км;

· Діаметр: 720 мм;

· Робочий тиск 7,5 МПа.

Т / п Дальтрансгаза (Комсомольськ-Хабаровськ) і т / п проекту «Сахалін-2» (Лунский - СПГ) має закриту для зовнішніх постачальників схему роботи, в зв'язку з чим не розглядаються для цілей маркетингу.

4.3.2. Проект розвитку газотранспортної инфр а структури

Згідно з Програмою газифікації ДСР ВАТ «Газпром» в серпні 2009 році приступив до будівництва газопроводу Сахалін - Хабаровськ / Китайська межа - Влад осток:

· Проектована пропускна здатність до? 35 млрд. / М3;

· Завершення будівництва першої черги в 2011 р, Закінчення будівництва в 2016 р .;

· Заповнення газопроводу планується газом проектів «Сахалін-1», «Сахалін-2», «Сахалін-3».

4.4. Оцінка внутрішнього ринку Росії



В даний час постачання газу в промислових обсягах здійснюються тільки в Хабаровський край і на північ о. Сахалін за рахунок газу проекту «Сахалін-1» і ТОВ «РН-Сахалинморнефтегаз». Для цілей цього ПЕР проведено аналіз варіантів поставок газу споживачам на внутрішньому ринку Росії.

Програмою газифікації ДСР передбачено три варіанти розвитку попиту на внутрішньому ринку в залежності від зростання валового регіонального продукту (ВРП): базовий, цільовий, інтенсивний. Передбачена поставка газу сахалінських родовищ для задоволення попиту в південній зоні ДСР.

Згідно з базовим варіантом розвитку попиту в Програмі газифікації ДСР потреба в газі для газифікації Приморського краю (без газохимических виробництв) передбачається 1,5 млрд. М3 / рік до 2015 року і подальше зростання.

Таблиця 4.1 Оцінка попиту на газ в південній частині ДСР (базовий песимістичний варіант)

2010

2015

2020

Попит на газ південній частині ДСР млрд. М3 / рік

2,1

7,4

8,9


Таким чином, можна з упевненістю говорити про наявність попиту на газ і готовність транспортної інфраструктури доставки газу з о. Сахалін до споживача в Хабаровському і Приморському краях до початку видобутку з Північно-Венінського родовища.

Також при реалізації газу на внутрішньому ринку існує окреме питання продажу газу на Комсомольський нафтопереробний завод (Комсомольський НПЗ), що належить ВАТ «НК« Роснефть ».

Завод розташований в м.Комсомольськ-на-Амурі Хабаровського краю. Потреба в газі ТОВ «РН-Комсомольський НПЗ» до 2015 року складе 1,13 млрд. М3 / рік з урахуванням введення в експлуатацію нових комплексів (гідрокрекінгу і виробництва полімерів). І в подальшому зміна потреби в газі для виробничих потреб не прогнозується.

Таблиця 4.2 Оцінка потреби в газі на Комсомольському НПЗ

2011

2015

2020

ТОВ «РН-Комсомольський НПЗ»

0,08

1,13

1,13


Можливий початок видобутку газу Північно-Венінського родовища проекту «Сахалін-3» (від 1,0 до 1,6 млрд. М3 / рік з 2015-2017 рр.) За термінами і обсягами відповідає зростанню попиту на газ Комсомольського НПЗ, що створює можливість для синхронізації проектів будівництва / реконструкції Комсомольського НПЗ і освоєння Північно-Венінського родовища.

Поставка газу Північно-Венінського родовища на Комсомольський НПЗ планується за існуючим газопроводом ВАТ «НК« Роснефть »: Боатасіно - Комсомольськ-на-Амурі, що дозволяє не враховувати використання сторонньої інфраструктури.

З урахуванням вищесказаного, можна стверджувати про наявність попиту на газ в ДВР не тільки у сторонніх споживачів, але і в тому числі на дочірніх підприємствах ВАТ «НК« Роснефть ». Існуюча і будується газотранспортна інфраструктура дозволяє планувати доставку газу споживачеві з використанням стороннього газопроводу, або по трубопроводу ВАТ «НК« Роснефть »на Комсомольський НПЗ. У другому випадку немає необхідності взаємодії з ВАТ «Газпром».

Для цілей економічної оцінки поставка газу на внутрішній ринок розглядається як продаж на Комсомольський НПЗ, з урахуванням тарифу на використання газопроводу Боатасіно - Комсомольськ-на-Амурі.

4.5. Оцінка експорту в КНР



На поточний момент рішенням Уряду РФ можливості поставок газу на експорт для незалежних виробників обмежені, за винятком ВАТ «Газпром», що є єдиним уповноваженим експортером російського газу. Таким чином, на даний момент безпосередній продаж газу з Північно-Венінського родовища закордонним споживачам не можлива. Для зазначених цілей газ може бути проданий на договірних умовах ВАТ «Газпром». Однак, з урахуванням активного обговорення на рівні галузевих міністерств і відомств можливостей відкриття доступу незалежних виробників до експортних газотранспортних систем ВАТ «Газпром», до початку видобутку газу Північно-Венінського родовища цілком можливо очікувати внесення змін до законодавчих актів РФ, що регулюють питання експорту газу. Тому варіант безпосередніх поставок газу з Північно-Венінського родовища на експорт може розглядатися як потенційно можливий.

Програмою газифікації ДСР передбачена поставка газу на експорт в країни АТР за єдиним експортним каналом ВАТ «Газпром». Газ сахалінських родовищ вважається одним з основних джерел поставок для цілей Програми.

Будується ВАТ «Газпром» з серпня 2009 р газопровід Сахалін - Хабаровськ / Китайська межа - Владивосток має проектовану потужність більше 30 млрд. М3 / рік. До 2020 року додатковий експортний потенціал Сахалінського шельфу перевищить 10 млрд. М3 / рік за умови задоволення попиту на внутрішньому ринку. З урахуванням проектної пропускної здатності газопроводу, що будується починаючи з 2015-2016 рр. весь видобутий сахалінський газ може бути затребуваний для цілей його заповнення.

Таким чином, можна стверджувати, що формування експортних поставок газу з сахалінських родовищ по газопроводу Сахалін - Хабаровськ / Китайська межа - Владивосток відбудеться до початку видобутку газу Північно-Венінського родовища.

Для ВАТ «Газпром» додавання нових обсягів газу для перекачування по трубопроводу збільшує ефективність експлуатації транспортної інфраструктури, а постачальникам дозволяє отримувати економічну вигоду за рахунок ефекту масштабу.

З огляду на те, що китайська державна корпорація «Синопек» є партнером ВАТ «НК« Роснефть »в рамках Венінського проекту, можна припустити гарантований контракт на покупку газу розглянутого проекту на кордоні.

З урахуванням вищесказаного, для цілей цієї економічної оцінки розглянуті продажу газу на експорт до Китаю з використанням трубопроводу ВАТ «Газпром». Від УКПГ до Боатасіно передбачається будівництво власного газопроводу, а в Боатасіно - врізка в газопровід ВАТ «Газпром».

При аналізі варіанту продажу газу на експорт в КНР прийнято, що весь газ буде реалізовуватися безпосередньо з УКПГ, і ціна продажу газу зменшена на експортне мито і тариф на транспортування газу.

4.6. Прогноз цін на газ



4.6.1. Внутрішній ринок Ро з ці

На даний момент ціна на газ в ДСР формується стихійно і носить договірний характер між незалежними продавцем і споживачем.

Урядом РФ здійснюється регулювання ціноутворення на газ тільки в відношенні виробників - власників і операторів магістральних газопроводів. На території Сахалінської області на даний момент (крім об'єктів, що будуються ВАТ «Газпром») єдиним таким виробником і власником магістрального газопроводу, що поставляє газ в Хабаровський край, є ТОВ «РН-Сахалинморнефтегаз». Наказом Федеральної служби з тарифів від 16 жовтня 2010 року "Про оптових цінах на газ, що видобувається ВАТ« НК «Роснефть» і реалізований споживачам Сахалінської області і Хабаровського краю, і тарифах на послуги з транспортування газу по магістральних газопроводах ТОВ «РН-Сахалинморнефтегаз» для незалежних організацій »встановлено такі тарифи на газ:

· Для поставок незалежним організаціям на території Сахалінської області - тисяча чотиреста двадцять дев'ять руб. за 1000 м3 (без ПДВ);

· Для поставок незалежним організаціям на території Хабаровського краю - 1845 руб. за 1000 м3 (без ПДВ).

Крім поставок газу від ВАТ «НК« Роснефть »сьогодні також здійснюється поставка раннього (попутного) газу в Хабаровський край в рамках проекту« Сахалін-1 »(режим УРП) за власним газопроводу. Однак ціна газу для цих поставок регулюється спеціальною угодою Уряду РФ і регулює тільки взаємини Оператора проекту «Сахалін-1» і ВАТ «Хабаровсккрайгаз».

Для оцінки варіанти продажу газу на внутрішньому ринку узятий прогноз зростання цін на газ на внутрішньому ринку, випущений МЕРТ Росії у вересні 2009 р Згідно з планами Уряду РФ ціни на газ будуть рости в такий спосіб: на Сахаліні

Таблиця 4.3

Зміна ціни газу для внутрішнього ринку (за звітом МЕРТ)

2009

2010

2011

2012

2013

2014 і далі

100%

126,6%

115,7%

115,1%

112,2%

102,5%


Вищевказаний прогноз цін на газ і ціна, встановлена ​​ФСТ Росії для газу, що поставляється ВАТ «НК« Роснефть »з о.Сахалин, є песимістичним сценарієм розвитку. Дана ціна є мінімальною офіційно встановленим ціновим орієнтиром для реалізації газу Північно-Венінського родовища. Так як Оператор Проекту - ТОВ «Венінефть» фактично буде незалежним виробником газу на Сахалінському шельфі, і при цьому не є власником магістральних газопроводів, то ціна на газ Північно-Венінського родовища буде носити договірний характер з кінцевим споживачем з оплатою вартості транспортування газу по магістральному газопроводу.

Фактично грунтуючись на практиці продажу газу на внутрішньому ринку (в Хабаровський край) проектом «Сахалін-1», ціна продажу газу може бути поліпшена в переговорному процесі. Так, наприклад, Комсомольський НПЗ закуповує відсутні обсяги газу для технологічних потреб у ВАТ «Хабаровсккрайгаз» за ціною 107 дол. США за 1000 м3, що значно перевищує ціну ФСТ.

Однак для цілей цієї економічної оцінки в якості основного розглянуто песимістичний прогноз зростання цін на газ - регульована ціна 2011 року, встановлена ​​ФСТ Росії і індексована за показниками МЕРТ.

Для варіанту поставки газу на внутрішній ринок розглядається тариф на використання газопроводу Боатасіно - Комсомольськ-на-Амурі. На 2011 рік для ТОВ «РН-Сахалинморнефтегаз» зазначений тариф встановлений ФСТ Росії і становить 342 руб. за 1000 м3 газу (без ПДВ).

4.6.2. Становлення цін на газ в ДСР

Становлення цін на газ в ДСР передбачається в дві окремі стадії:

Перша стадія: 2012-2020 рр. Починаючи з 2014 року ціни на газ почнуть рости в відповідно до реальних умов ринку. Уряд Російської Федерації впроваджує «план лібералізації газу», спрямований на створення за десятирічний термін паритету між цінами на газ в ДВР і в західній частині Росії.

При розгляді питання про паритет цін «нетбек» ​​на газ в західній частині Росії і Європі в 2011-2015 рр. Уряд Росії має на увазі, що склалися ціни на газ в західній частині Росії на рівні приблизно 127 дол. США / тис. М3 (і відповідно 200 - 225 дол. США / тис. М3 в країнах ЄС). Однак на нараді з питань енергетики, яке відбулося в березні 2011 року в м Південно-Сахалінську, Голова Уряду РФ В.В. Путін висловив абсолютно нову позицію Уряду щодо формування ціни газу в далекосхідному регіоні Росії. І зокрема, щодо Сахаліну, на його думку, справедлива оптова ціна на газ для кінцевого споживача повинна становити орієнтовно 140 доларів США за 1000 м3.

В даний час здійснюється створення значної газотранспортної інфраструктури.Більші обсяги газу з ДСР направляються на експорт, що все більше сприяє прив'язки цін на внутрішньому ринку до цін в АТР. До кінця цього періоду ціни на внутрішньому ринку будуть близькі до паритету з цінами на газ в інших регіонах.

До того ж істотну і значну роль вже до 2012 року в формуванні попиту і ціни на газ в ДСР може зіграти трагічна ситуація в Японії, що склалася в результаті руйнівного землетрусу, цунамі та техногенної катастрофи на АЕС «Фукусіма-1».

Енергетичний ринок Японії на 30% заповнювався за рахунок електроенергії, одержуваної з об'єктів атомної енергетики. З урахуванням ситуації, що катастрофічної ситуації потрібно заміщення випадних атомних потужностей за рахунок додаткових поставок газу (в основному СПГ), вугілля, бензинового і дизельного палива. З огляду на це високу актуальність отримує варіант будівництва і якнайшвидшого введення в дію третьої виробничої лінії заводу зі зрідження природного газу в сел. Приміське, побудованого і введеного в експлуатацію в 2008 році в рамках проекту «Сахалін-2». На нараді в м Південно-Сахалінську в березні поточного року Головою Уряду РФ було доручено прискорити проведення відповідних напрацювань з даного питання основному акціонерові проекту «Сахалін-2» - ВАТ «Газпром».

Друга стадія: після 2020 р Ціни на газ на внутрішньому ринку ДСР досягають паритету з експортними цінами і залишаються на рівні внутрішнього паритету з цінами в західній частині Росії (таким чином, побічно прив'язані до цін в Європі і АТР).

5. ОСНОВНІ ПИТАННЯ ОХОРОНИ НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА та соціально-економічні умови реалізації проекту



Реалізація даного Проекту буде пов'язана з певним впливом на навколишнє середовище. Географічно це може торкнутися акваторію північно-східного шельфу Сахаліну в межах Венінського блоку і територію прилеглого узбережжя Сахаліну. Для даних районів суші та моря виконаний аналіз лімітують реалізацію Проекту факторів і найбільш істотних видів впливу Проекту на навколишнє середовище і соціально-економічні умови.

5.1 Нормативно-правове обґрунтування реалізації проекту

Проект буде розроблятися і здійснюватися відповідно до чинних російськими і міжнародними законодавчими вимогами, а також з урахуванням загальноприйнятих російських і міжнародних норм нафтогазової промисловості з метою забезпечення екологічної безпеки при будівництві та експлуатації споруд.

Попередній аналіз основних міжнародних і російських нормативно-правових документів, що регулюють відносини в галузі природокористування і охорони навколишнього середовища, стосовно реалізації цієї Проекту, показав, що реалізація Проекту чи не суперечить чинним на даний момент положень чинного законодавства в галузі охорони навколишнього середовища.

Застосовні для реалізації даного проекту нормативно-правові вимоги РФ обумовлюють необхідність отримання близько 650 різних дозволів і погоджень від уповноважених державних органів виконавчої влади в період від початку проектних робіт до введення об'єктів в експлуатацію.

5.2 Сучасний стан навколишнього середовища і соціально-економічні умови

У процесі підготовки даної роботи були здійснені збір та аналіз наявної архівної інформації про стан навколишнього середовища і соціально-економічних умовах в районах реалізації Проекту. При цьому основний акцент зроблений на показниках, що лімітують реалізацію Проекту.

Результати виконаного аналізу не виявили непереборних перешкод для реалізації Проекту. У той же час ідентифіковані певні екологічні обмеження, основними з яких є:

· Наявність в районі реалізації Проекту діючих підприємств рибної галузі, які потенційно можуть бути порушені у разі реалізації Проекту;

· Наявність в районі реалізації Проекту територій і акваторій традиційного природокористування Корінних нечисленних народів півночі Сахаліну (КМНС), які потенційно можуть бути порушені у разі реалізації Проекту;

· Наявність в районі реалізації Проекту локальних ділянок високої екологічної чутливості: нерестовищ і міграційних шляхів цінних видів риб, скупчень морських ссавців, колоній морських і навколоводних птахів;

· Наявність в районі реалізації Проекту локальних ділянок зі складними інженерно-геологічними умовами, де можливі прояви небезпечних геологічних процесів;

· Наявність в районі реалізації Проекту локальних ділянок розташування археологічних об'єктів;

· Відсутність в районі реалізації Проекту розвиненої інфраструктури, що потребують розробки спеціальної транспортної схеми, додаткового облаштування під'їзних шляхів, майданчиків складування і тп .;

· Відсутність в районі реалізації Проекту підприємств і полігонів для утилізації та знешкодження бурових відходів, що утворюються при реалізації Проекту, що потребують будівництва спеціальних свердловин для закачування бурових відходів в геологічні пласти.

5.3 Результати Оцінки впливу на навколишнє середовище (ОВНС)

У процесі попередньої оцінки впливу на різні компоненти навколишнього середовища і соціально-економічні умови при реалізації Проекту визначено перелік основних джерел і видів впливів в процесі будівництва і експлуатації виробничих об'єктів. Більшість виявлених впливів незначні і практично неможливо розрізнити на тлі природної мінливості природних і соціально-економічних процесів, за умови дотримання встановлених стандартів і правил виконання будівельних робіт та експлуатації об'єктів Проекту. У той же час, виявлено ряд ключових видів впливів, для яких потрібна розробка спеціальних природоохоронних заходів з метою пом'якшення негативного впливу.

5.4 Заходи щодо зменшення впливів

Реалізація Проекту не може проводитися без забезпечення відповідних природоохоронних заходів для зниження рівня впливу на навколишнє середовище. Для захисту компонентів довкілля та соціально-економічної сфери намічені ключові природоохоронні заходи, короткий перелік яких наведено нижче.
Загальний підхід до планування та здійснення природоохоронних заходів: Планування, здійснення і постійне вдосконалення природоохоронних заходів ґрунтується на наступному: · Здійснення проектування, будівництва та експлуатації виробничих об'єктів відповідно до чинного російського природоохоронного законодавства і природоохоронними заходами, затвердженими як самої Компанією-оператором, так і підрядними організаціями, для запобігання можливих порушень в процесі робіт по Проекту; контроль за дотриманням цих вимог і подання необхідної звітності до уповноважених державних контрольно-наглядові органи; · Розробка і реалізація програми моніторингу результатів впливу на навколишнє середовище, з особливою увагою до найбільш чутливим районам, місцепроживання і видам або співтовариствам рослин і тварин; модернізація об'єктів, методів експлуатації або технологій робіт при необхідності, за результатами цього моніторингу; · Облік досвіду і уроків здійснення проектів «Сахалін_1,2» з аналізом достатності раніше розроблених природоохоронних заходів в різних умовах - наприклад, в різних містах і в різні пори року; · Дотримання графіка і технологій будівельних робіт для виключення непередбачених наднормативних впливів на навколишнє середовище; · Облік існуючої техногенного навантаження в районі реалізації Проекту, включаючи промислові об'єкти, мережа трубопроводів та інші лінійні об'єкти інфраструктури; · Облік комплексної значимості «Особливо охоронюваних природних територій» (далі ООПТ), розташованих у відносній близькості до району реалізації Проекту, а також конкретних аспектів чутливості і обмежень щодо кожної окремої ООПТ; · Облік розташування локальних ділянок здійснення традиційного природокористування корінними нечисленними народами Півночі о. Сахалін (КМНС); · Облік розташування ділянок і акваторій, в яких здійснюється активне рибальство. Основні заходи щодо зниження впливів: · Забезпечення безпеки і охорони здоров'я всіх співробітників, що працюють на проекті, і безпеки експлуатації виробничих об'єктів. Цільовий показник безпеки проекту - відсутність травм з втратою робочого часу; · Виконання всіх видів робіт і операцій з урахуванням чинних законів, правил, нормативних вимог і керівних вказівок; Прийняття в якості одного з основних критеріїв вибору підрядника його здатність (досвід, ресурси) і зобов'язання дотримуватися природоохоронні вимоги і норми, що має бути чітко викладено в пакеті тендерної документації на будівельні та супутні контракти; · Розробка і реалізація «Плану захисту рідкісних і зникаючих видів тварин і ссавців», «Плану захисту морських ссавців», «Плану взаємодії з підприємствами рибної галузі» і «Плану взаємодії з громадами КМНС, що здійснюють традиційне природокористування в зоні реалізації Проекту»; · Розробка і реалізація Планів щодо попередження та ліквідації аварійних ситуацій; · Дотримання правил пожежної безпеки, включаючи видалення пожежонебезпечних об'єктів, таких, як повалені дерева, і ін .; · Забезпечення відповідного зберігання, переробки, перевезення та утилізації всіх видів відходів та стоків; · З метою запобігання або зведення до мінімуму забруднення навколишнього морського середовища, для розвідувального буріння і буріння експлуатаційних свердловин будуть застосовуватися оптимальні технології та заходи по зменшенню впливів, що відповідають законодавству Російської Федерації. Крім того, бурові відходи видобувних свердловин будуть закачуватимуться в підземні горизонти. · Інструктаж персоналу (включаючи персонал підрядників) з питань охорони навколишнього середовища, включаючи процедури і правила поведінки на польових майданчиках (і в прилеглих до них ділянках) в зонах виявлення пам'яток археології та історії, екологічно чутливих об'єктів (включаючи ООПТ), ділянок традиційного природокористування КМНС ; · Досягнення повнішого розуміння впливів Проекту на Корінні нечисленні народи Півночі, їх культурну спадщину і ресурси, від яких залежить їх спосіб життя, через консультації з їх представниками та місцевими громадами з метою практично можливого зменшення негативних впливів і пошуку можливостей оптимізації позитивних впливів; · Вибір оптимальних методів і періодів будівництва в екологічно чутливих ділянках; · Застосування відповідних методів будівництва і достатніх ресурсів (включаючи досвідчений персонал) для мінімізації термінів будівництва і впливу на навколишнє середовище; · Будівництво спеціальних свердловин для закачування бурових відходів в геологічні пласти (по 1 свердловині для кожної бурової площадки); · Забезпечення своєчасної і належної рекультивації в межах землевідведення ділянок, відведених для споруд Проекту, ґрунтовий покрив яких порушено при будівництві, особливу увагу буде приділено протиерозійних заходів і відновленню ділянок, прилеглих до водних об'єктів; · По можливості, здійснювати роботи в безпосередній близькості до існуючим транспортним і інфраструктурним коридорах, що дозволить, в максимально можливій мірі, вести будівництво на вже освоєних ділянках і зменшить потребу в нових під'їзних дорогах і шляхах; Прийняття практично можливих заходів щодо обмеження доступу до ділянок лісів, водних об'єктів і екологічно чутливим ділянкам (включаючи ООПТ) по смузі відводу трубопроводу або по новим під'їзних дорогах.5.5 Прогнозовані залишкові впливу при реалізації Проекту Справжній великомасштабний Проект матиме певний негативний вплив на навколишнє середовище. Однак Оператор Проекту буде дотримуватися принципу максимально можливого зниження рівня впливів. З цією метою буде реалізований вищеперелічений перелік природоохоронних заходів по зменшенню впливу, а також організований дієвий контроль їх виконання. Узагальнений перелік ключових залишкових впливів на навколишнє середовище і соціально-економічні умови, тобто впливів, які залишаються після застосування природоохоронних заходів, представлений нижче. Для етапу будівництва: · Незначне - слабкий вплив на морське середовище, морське дно, морську біоту і морських ссавців при проведенні днопоглиблювальних робіт, пов'язаних з будівництвом морських трубопроводів через затоку Нийскій і установкою морської платформи. Відновлення спільнот морської біоти відбудеться за період не більше трьох років; · Слабке вплив на поверхневі водні об'єкти і водну біоту в процесі будівництва лінійних об'єктів (наземні трубопроводи для всіх варіантів) при підготовці траншей, укладанні готових батогів трубопроводу і його засипці. Відновлення порушених співтовариств водної біоти відбудеться протягом 1-2 років; · Помірне - значний вплив на геологічне середовище, в тому числі підземні води, в процесі будівництва ділянок магістральних трубопроводів за рахунок можливої активізації небезпечних геологічних процесів в районах зі складними інженерно-геологічними умовами; · Помірне вплив на земельні ресурси і механічне порушення грунтового покриву в межах землевідведення під час проведення робіт з прокладання трубопроводів і підготовки майданчиків для будівництва супутніх споруд. Відновлення грунтового покриву в результаті рекультивації можливе протягом декількох років; · Слабке вплив на рослинність під час розчищення будівельних майданчиків і трас трубопроводу в межах землевідведення; · Слабке - помірне вплив на рослинність, наземну фауну, території ООПТ і водну біоту за рахунок полегшення доступу до віддалених ділянок з можливим збільшенням небезпеки виникнення лісових пожеж; · Помірне вплив на рослинність і тваринний світ ООПТ в разі проведення будівельних робіт безпосередньо в межах ООПТ; · Помірне негативний вплив на об'єкти рибної галузі і ділянки традиційного природокористування КМНС за рахунок виконання будівельних робіт на маршрутах міграції основних видів риб - об'єктів промислу; · Помірне позитивний вплив Проекту на соціально-економічні умови. Для етапу експлуатації: · Помірне - значний вплив на геологічне середовище, в тому числі підземні води, в процесі експлуатації ділянок магістрального трубопроводу за рахунок можливої активізації небезпечних геологічних процесів в районах зі складними інженерно-геологічними умовами; · Слабке - помірне вплив на рослинність, наземну фауну, території ООПТ і водну біоту за рахунок полегшення доступу до віддалених ділянок з можливим збільшенням небезпеки виникнення лісових пожеж; · Позитивний вплив Проекту на соціально-економічні умови. Основний вплив на навколишнє середовище і соціально-економічні умови для всіх варіантів реалізації Проекту прогнозується при проведенні будівельних робіт. На етапі експлуатації прогнозується значне зменшення впливу. Висновки з питань охорони навколишнього середовища В результаті реалізації програми збору та аналізу існуючої архівної інформації про сучасний стан навколишнього середовища та соціально-економічних умовах, а також за підсумками проведення попередньої ОВНС можна зробити наступні основні висновки: · Результати аналізу архівної інформації не виявили непереборних перешкод для реалізації Проекту; · Для реалізації Проекту попередньо ідентифіковані певні обмеження; · У процесі подальших робіт по Проекту буде потрібно проведення детальної оцінки виявлених лімітують показників; · Відповідно до результатів попередньої ОВНС визначено перелік ключових видів впливів і список відповідних заходів щодо пом'якшення впливів.
6. оцінка економічної ефективності розробки



6.1. Загальна інформація



Економічні показники проекту розробки ділянки були розраховані, виходячи з терміну початку видобутку на Північно-Венінського родовищі в 2015 і в 2017 році для різних варіантів оцінки запасів. Крім того, було розглянуто кілька сценаріїв чутливості для оцінки стійкості Проекту до змін цін, обсягів і витрат.

6.2 Ресурсна база

Як згадувалося раніше на поточний момент існує дві альтернативні оцінки запасів Північно-Венінського газоконденсатного родовища.

· Песимістичний варіант - запаси вільного газу 25,3 млрд. М3 (за категоріями 18,8 млрд.м3 (С1) + 6,5 (С2) млрд.м3); конденсату - 2,1 млн. т.

· Оптимістичний варіант - запаси вільного газу 49,02 млрд.м3 (за категоріями 35,01 (С1) млрд.м3 + 14,01 (С2) млрд.м3); конденсату - 1,21 млн. т.

Розбіжності в підходах до оцінки запасів пояснюються недостатньою кількістю геолого-геофізичних даних про будову поклади родовища, отриманих в результаті буріння однієї пошукової свердловини. У першому випадку менша оцінка запасів приурочена до припущення про пластово-сводовой моделі поклади, і обумовлена ​​великою кількістю в колекторі передбачуваних глинистих прошарків-екранів. Варіант з більшою оцінкою запасів обумовлений припущенням про масивному будові поклади з єдиним контуром газоносності.

Отримати достатню кількість геолого-геофізичних даних і підтвердити будову продуктивної поклади Північно-Венінського родовища дозволить друга пошуково-оцінна свердловина, планована до буріння в літньому буровому сезоні 2012 року.

У даній роботі виконано розрахунок економічної ефективності освоєння родовища для обох сценаріїв кількісної оцінки запасів газу.

6.3. економічна основа



Справжня оцінка заснована на діючій системі оподаткування, при оцінці економічної ефективності реалізації проекту враховувалися ПВКК, податок на прибуток, податок на майно і імпортні мита, якщо інше не обумовлено нижче.

6.4. амортизація



Стадія геологорозвідки:

· Капіталізація всіх витрат до початку видобутку з їх передбачуваної подальшою амортизацією методом рівними частинами протягом 5 років.

Стадія розробки:

· Прийнято середнє значення амортизації витрат на капітальне будівництво і пуск в експлуатацію всіх споруд проекту, що становить 15 років. Для витрат на експлуатаційне буріння прийнято значення - 10 років.

6.5. Податок на додану вартість (ПДВ)



ПДВ нараховується за податковою ставкою 18%. На підставі ст.171,172 НК РФ платник податків має право на відшкодування ПДВ, на період відсутності реалізації протягом звітного періоду. Для компанії Оператора реалізація настає тільки з початком видобутку газу. Відшкодування ПДВ здійснюється на наступний рік після сплати вхідного ПДВ. З огляду на короткого проміжку часу (менше 1 року) між сплатою та відшкодуванням, ПДВ не враховувався в рамках реальної економічної оцінки.

6.6. макроекономічні припущення



6.6.1. ставки дисконту

Відповідно до вимог Регламенту складання проектних технологічних документів на розробку нафтових і газонафтових родовищ (РД 153-39-007-96) в частині Економічного розділу ТЕО і згідно зі світовою практикою підготовки техніко-економічних обґрунтувань по нафтогазових проектів, у цій оцінці використовувалися номінальні ставки дисконту 10% і 12%.

При розрахунку економічної ефективності за оптимістичним варіантом (за максимальною передбачуваної оцінки запасів) була застосована прийнята ВАТ «НК« Роснефть »єдина розрахункова ставка дисконту 20% для розрахунку економічних оцінок всіх нових проектів Компанії.

6.6.2. Річні ставки інфляційного зростання витрат і ескалації цін

Передбачається, що витрати і ціни будуть збільшуватися в відповідність з річними ставками, зазначеними в існуючих прогнозах Міністерс тва фінансів РФ.

6.7. Витрати на ліквідацію проекту



Передбачається, що витрати на ліквідацію проекту розраховані як 10% від інфлірованних витрат на капітальне будівництво.

6.8. результати



Нижче наводяться результати за базовим варіантом розробки Північно-Венінського родовища для двох варіантів оцінки запасів газу.

Дата дисконтування грошового потоку - умовно 01.01.2011 р

У даній роботі також (довідково) проведена оцінка рентабельності проекту з урахуванням всіх понесених витрат на геологорозвідку. Оцінка капіталізованих витрат на геологорозвідку по Венінського блоку на 01.01.2011 умовно прийнята на рівні 400 млн. USD.

6.8.1 Основні економічні показники для песимістичного варіанту запасів Північно-Венінського родовища (25,3 млрд. М3)

Таблиця 6.1 Основні економічні показники при продажу газу на внутрішній ринок (без урахування ГРР)

ECONOMIC INDICATOR

найменування показника

Од. вим.

значення

видобуток конденсату

млн. тонн

1,48

Видобуток газу (товарний обсяг)

млрд. м3

18,67

Валова виручка

млн. руб

187 038,56

ПВКК

млн. руб

5 568,15

Транспортні витрати

млн. руб

11 459,23

Податок на майно

млн. руб

1 684,01

OPEX (nominal)

млн. руб

16 841,92

EBITDA

млн. руб

150 366,69

EBIT

млн. руб

130 049,95

Податок на прибуток

млн. руб

26 009,99

Операційний грошовий потік

млн.руб

104 039,96

CAPEX (nominal)

млн. руб

20 316,74

Можливі показники ефективності проекту

IRR (ВНД)

%

17,45%

NPV (ЧДД) при ставці дисконтування 12%

млн. руб

8 199,89

DPBP (дис. Термін окупності)

років

15


Таблиця 6.2 Основні економічні показники при продажу газу на внутрішній ринок (з урахуванням ГРР)

ECONOMIC INDICATOR

найменування показника

Од. вим.

значення

видобуток конденсату

млн. тонн

1,48

Видобуток газу (товарний обсяг)

млрд. м3

18,67

Валова виручка

млн. руб

187 038,56

ПВКК

млн. руб

5 568,15

Транспортні витрати

млн. руб

11 459,23

Податок на майно

млн. руб

2 081,70

OPEX (nominal)

млн. руб

16 841,92

EBITDA

млн. руб

149 969,00

EBIT

млн. руб

116 740,26

Податок на прибуток

млн. руб

23 348,05

Операційний грошовий потік

млн. руб

93 392,21

CAPEX (nominal)

млн. руб

33 228,74

Можливі показники ефективності проекту

IRR (ВНД)

%

10,49%

NPV (ЧДД) при ставці дисконтування 12%

млн. руб

(4 008,66)

DPBP (дис. Термін окупності)

років

no payback (не окупається)


Таблиця 6.3 Основні економічні показники при продажу газу на експорт (без урахування ГРР)

найменування показника

Од. вим.

значення

видобуток конденсату

млн. тонн

1,48

Видобуток газу (товарний обсяг)

млрд. м3

18,67

Валова виручка

млн. дол. США

5 910,77

ПВКК

млн. дол. США

177,33

Транспортні витрати

млн. дол. США

-

Податок на майно

млн. дол. США

53,63

OPEX (nominal)

млн. дол. США

536,37

EBITDA

млн. дол. США

5 107,82

EBIT

млн. дол. США

4 460,79

Податок на прибуток

млн. дол. США

892,16

Операційний грошовий потік

млн. дол. США

3 568,63

CAPEX (nominal)

млн. дол. США

647,03

Можливі показники ефективності проекту

IRR (ВНД)

%

18,38%

NPV (ЧДД) при ставці дисконтування 12%

млн. дол. США

311,38

DPBP (дис. Термін окупності)

років

14




Таблиця 6.4 Результати аналізу чутливості проекту при продажу газу на внутрішній ринок

Sensitivities analysis (values ​​change)

NPV

?

-50%

-40%

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

Gas production

(206)

(165)

(123)

(82)

(41)

-

41

81

122

162

203

Gas price

(278)

(221)

(165)

(110)

(55)

-

54

109

163

217

270

Drilling

46

37

27

18

9

-

(9)

(18)

(28)

(37)

(46)

Oilfield infrastructure

113

91

68

45

23

-

(23)

(46)

(69)

(91)

(114)

OPEX

41

33

25

16

8

-

(8)

(17)

(25)

(33)

(41)

IRR

?

-50%

-40%

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

Gas production

-5,61%

-4,29%

-3,09%

-1,98%

-0,96%

-

0,90%

1,75%

2,57%

3,34%

4,09%

Gas price

-8,06%

-6,02%

-4,26%

-2,71%

-1,29%

-

1,20%

2,32%

3,38%

4,37%

5,33%

Drilling

1,22%

0,97%

0,72%

0,47%

0,23%

-

-0,23%

-0,45%

-0,67%

-0,88%

-1,09%

Oilfield infrastructure

3,46%

2,66%

1,92%

1,24%

0,60%

-

-0,56%

-1,09%

-1,58%

-2,05%

-2,50%

OPEX

0,92%

0,74%

0,56%

0,37%

0,19%

-

-0,19%

-0,38%

-0,58%

-0,77%

-0,97%

Таблиця 6.5 Результати аналізу чутливості проекту при продажу газу на експорт

Sensitivities analysis (values ​​change)

NPV

?

-50%

-40%

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

Gas production

(333)

(266)

(199)

(133)

(66)

-

66

133

199

265

331

Gas price

(383)

(305)

(229)

(152)

(76)

-

76

152

228

303

379

Drilling

45

36

27

18

9

-

(9)

(18)

(27)

(36)

(45)

Oilfield infrastructure

112

90

68

45

23

-

(23)

(45)

(68)

(90)

(113)

OPEX

41

33

24

16

8

-

(8)

(16)

(24)

(33)

(41)

IRR

?

-50%

-40%

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

Gas production

-6,94%

-5,30%

-3,82%

-2,45%

-1,19%

-

1,12%

2,18%

3,19%

4,15%

5,07%

Gas price

-8,24%

-6,23%

-4,45%

-2,84%

-1,37%

-

1,29%

2,49%

3,64%

4,72%

5,77%

Drilling

1,35%

1,07%

0,79%

0,52%

0,26%

-

-0,25%

-0,50%

-0,74%

-0,98%

-1,21%

Oilfield infrastructure

3,93%

3,03%

2,19%

1,41%

0,68%

-

-0,64%

-1,24%

-1,81%

-2,34%

-2,85%

OPEX

0,72%

0,58%

0,43%

0,29%

0,15%

-

-0,15%

-0,29%

-0,44%

-0,59%

-0,74%

6.8.2 Основні економічні показники для оптимістичного варіанту запасів Північно-Венінського родовища (49,02 млрд. М3)

Таблиця 6.6 Основні економічні показники при продажу газу на внутрішній ринок (без урахування ГРР)

найменування показника

Од. вим.

значення

сценарні умови

інфляція

%

MS RN 2010

Середня ціна нафти Brent до 2030

$ / Бар

93

Середня ціна нафти Urals до 2030

$ / Бар

91

Ціна газу (у 2010 р)

руб / 1000м3

2 218

Ставка дисконтування

%

20

Економічні показники

видобуток конденсату

млн. тонн

0,9

Видобуток газу (товарний обсяг)

млрд.м3

39,5

Валова виручка

млн. руб

288 383

Транспортні витрати

млн. руб

3 006

експортне мито

млн. руб

8 992

ПВКК

млн. руб

9 286

Податок на майно

млн. руб

1 425

OPEX (ном)

млн. руб

16 648

EBITDA

млн. руб

249 026

EBIT

млн. руб

230 773

Податок на прибуток

млн. руб

46 155

Чистий прибуток

млн. руб

184 618

Операційний грошовий потік

млн. руб

202 872

CAPEX (ном)

млн. руб

18 254

Можливі показники ефективності проекту

IRR (ВНД)

%

25,5

NPV (ЧДД)

млн. руб

2 738

NPV / бар

руб / бар

412

DPBP (дис. Термін окупності)

рік

15

DPI (дис. Індекс прибутковості)

1,47

Очікувані показники ефективності РН

Exploration cost (витрати на ГРР)

млн. руб

4 964

Імовірність успішності буріння

%

90,0

ENPV

руб / бар

2 149

ENPV per bbl

324

Ключові умови позики:

· На етапі ГРР іноземний партнер надає позику в розмірі 49,8% від загальної суми витрат;

· На суму боргу нараховуються відсотки за ставкою LIBOR + 2,5%;

· У разі комерційного відкриття ВАТ «НК« Роснефть »повертає іноземному партнеру займ, капіталізований з урахуванням відсотків зі своєї частки в чистому прибутку;

· Прибуток ВАТ «НК« Роснефть »спрямовується на погашення боргу з відсотками до моменту повного погашення.

Таблиця 6.7 Результати економічної оцінки проекту з урахуванням зобов'язань по поверненню позики партнеру по проекту (за період ГРР)

найменування показника

Од.вим

значення

витрати

26 540

Фінансування за рахунок власної. коштів

млн. руб

9 860

Виплачені відсотки партнеру

млн. руб

649

Повернення позики партнеру з урахуванням капіталізованих відсотків

млн. руб

9 700

Податок на дивіденди

млн. руб

6 331

доходи

154 798

Позика від партнера

млн. руб

5 235

Повернення позики з урахуванням капіталізованих відсотків від Оператора

млн. руб

20 127

Отримані відсотки по позиці Оператора

млн. руб

2 819

Виручка через дивіденди

млн. руб

126 617

Показники ефективності проекту (c урахуванням Carry)

Операційний грошовий потік

млн. руб

123 815

IRR (ВНД)

%

22,6%

DPBP (Діс.срок окупності)

рік

1

7. Завдання техніко-економічного аналізу. Варіанти розробки родовища

З метою виконання техніко-економічного аналізу в даній роботі розглянуто Північно-Венінського газоконденсатне родовище, відкрите ТОВ «Венінефть» - оператором Венінського шельфового ділянки (проект «Сахалін-3») в 2009 році, і на сьогоднішній день єдине на ліцензійному блоці з підтвердженими промисловими запасами газу.

Однією з основних завдань даного аналізу було побудова максимально точної оцінки капітальних і експлуатаційних витрат, а також аналіз питань маркетингу газу.

Для цих цілей були використані оцінки і думки незалежних експертів - найбільших і авторитетних міжнародних компаній, що спеціалізуються на наданні послуг при морському бурінні (профіль експлуатаційної свердловини, розрахунок навантажень для бурової, вартість буріння - Schlumberger (далі Шлюмберже), вартість оренди бурової установки - Nabors ( далі Нейборс)), а також використані дані інших проектів за участю ВАТ «НК« Роснефть ».

У частині облаштування і способу видобутку газу і конденсату розглядалися різні варіанти розробки родовища: з берега, з платформи гравітаційного типу і підводно-гирловим комплексом. Варіант застосування підводно-гирлового комплексу виявився не застосуємо для ділянок сахалінського шельфу з глибиною моря менше 35 метрів через складну льодову обстановку.

Застосування стаціонарної ледостойкой платформи гравітаційного типу вартістю понад 1 млрд. Доларів США істотно погіршує економічні показники проекту. З урахуванням того, що відкрите родовище розташоване в 7-ми км від берега острова Сахалін був розглянутий варіант розробки Північно-Венінського родовища із застосуванням похило-спрямованої свердловини з берега з великим відходом по вертикалі.

З урахуванням уже наявного на Сахаліні досвіду компаній Роснефть і Ексон по бурінню подібних свердловин, в тому числі рекордних за своєю протяжністю (понад 12000 м в рамках проекту «Сахалін-1»), даний варіант розробки і був прийнятий в якості основного.

Розрахунковий термін початку видобутку газу за проектом - 2017 року для варіанту запасів 49,02 млрд. М3, або прискорений варіант видобутку в 2015 році в рамках дослідно-промислової експлуатації в варіанті запасів 25,3 млрд. М3. Обидва варіанти можуть бути реалізовані за умови отримання ліцензії на розвідку і видобуток УВ до кінця 2013 року.

Базовий варіант розвитку проекту передбачає:

· Будівництво берегової бурової майданчика на косі Пластун в 2013-2014 рр .;

· Оренду берегового бурового комплексу починаючи з 2014 р .;

· Буріння в 2014-2015 рр. 3-х похило-спрямованої свердловини з великим відходом від вертикалі, довжиною по стовбуру до 9 600 м;

· Будівництво в 2013-2015 рр. установки комплексної підготовки газу потужністю до 1,6 млрд. м3 газу на рік;

· Будівництво в 2013-2015 рр. трубопроводу нерозділеного продукції через Нийскій затоку;

· Будівництво в 2013-2015 рр. газопроводу від УКПГ до Боатасіно, з подальшою врізкою в діючу трубопровідну систему.

7.1 Реалізація видобутої продукції. маркетинг газу

У частині опрацювання питань реалізації видобутої продукції найбільшу складність представляє газова орієнтованість проекту.

З урахуванням законодавчих обмежень, прийнятих в даний момент в Росії в частині експортних каналів продажу російського газу і неможливістю для ТОВ «Венінефть» здійснювати поставки газу на експорт, в якості основного розглядається варіант реалізації газу тільки на внутрішньому ринку Далневосточного регіону.

Однак в якості гіпотетичного в даній роботі розглянуто і варіант поставки газу на експорт (в разі відповідної зміни існуючого законодавчого обмеження і допуску сторонніх виробників газу до експортних газотранспортних каналах).

Аналіз питань маркетингу газу показує, що невеликий обсяг річного видобутку газу за проектом може бути використаний як перевага проекту. Розглянуто 2 варіанти реалізації газу:

· На внутрішньому ринку з використанням існуючої інфраструктури. Одним з потенційних покупців є Комсомольський НПЗ ВАТ «НК« Роснефть », плани розвитку якого відповідають термінам отримання газу на Північно-Венінського родовищі;

· На експорт з використанням споруджуваної інфраструктури ВАТ «Газпром», при наявності потенційного покупця з китайської сторони (є партнером ВАТ «НК« Роснефть »по Венінського проекту).

Однак: З урахуванням енергетичної ситуації, що склалася в результаті техногенної катастрофи на японській атомній електростанції «Фукусіма-1» в результаті землетрусу і цунамі, а також завдань по забезпеченню додаткових обсягів російського газу в ДСР, поставлених в зв'язку з цим Урядом РФ, можливий «політично стратегічний »варіант прискорення освоєння газу Північно-Венінського родовища (як проекту найбільш близького до стадії освоєння на сахалінському шельфі крім проектів СРП« Сахалін-1,2 ») з метою поставок газу на завод СПГ ін єкта «Сахалін-2» і подальшим збільшенням експорту в Японію.

Даний варіант вимагає додаткового детального розгляду, вивчення та економічної оцінки.

7.2 Економічні показники ефективності проекту. ризики

Для песимістичного варіанту оцінки запасів 25,3 млрд. М3 газу

Таблиця 7.1 Без урахування раніше понесених витрат на ГРР

Макроекономічний сценарій на підставі прогнозу МЕРТ

Ціна газу внутрішній ринок

Ціна газу на експорт

IRR

17,45%

18,4%

NPV (при ставці дисконтування 12%)

8 199 890 000 рублей

311 mln. $

Таблиця 7.2 З урахуванням раніше понесених витрат на ГРР

Макроекономічний сценарій на підставі прогнозу МЕРТ

Ціна газу внутрішній ринок

Ціна газу на експорт

IRR

10,49%

11,2%

NPV (при ставці дисконтування 12%)

- 4 008 660 000 рублей

- 65 mln. USD

З урахуванням прийнятої на корпоративному рівні ВАТ «НК« Роснефть »єдиної ставки дисконтування 20%, застосовної для розрахунків за всіма новими проектами Холдингу, економічні показники обох вищенаведених варіантів не відповідають прохідним критеріям для прийняття інвестиційного рішення про подальше освоєння родовища.

Економічні показники проекту при варіанті оцінки запасів 25,3 млрд. М3 можуть бути істотно поліпшені тільки шляхом досягнення більш високої договірної ціни на поставки газу з потенційним покупцем, або в разі прийняття стратегічного рішення Компанії щодо забезпечення газом власних НПЗ для внутрішніх потреб, або в разі «політичного» рішення про забезпечення додаткових обсягів газу для поставок СПГ до Японії.

Для оптимістичного варіанту оцінки запасів 49,02 млрд. М3 газу

Таблиця 7.3 Без урахування раніше понесених витрат на ГРР

Макроекономічний сценарій на підставі прогнозу МЕРТ

Ціна газу внутрішній ринок

IRR

25,5%

NPV (при ставці дисконтування 20%)

2 738 000 000 рублей

Таблиця 7.4 З урахуванням раніше понесених витрат на ГРР і зобов'язань щодо повернення позики

Макроекономічний сценарій на підставі прогнозу МЕРТ

Ціна газу внутрішній ринок

IRR

22,6%

Операційний грошовий потік потік

123 815 000 000 рублей

Аналіз чутливості в будь-яких варіантах показує найбільшу чутливість до обсягу видобутого газу і ціною на газ. Слід зазначити, що існує можливість значного поліпшення екноміческой ефективності проекту за ціною на газ, так як прийнята для розрахунків даного техніко-економічного аналізу ціна на газ є мінімально можливою, і заснованої на встановленої Федеральною службою по тарифах ціни на газ для ТОВ «РН-Сахалинморнефтегаз », що є власником чинного газопроводу до м Комсомольськ-на-Амурі. Постанова ФСТ Росії регулює і фіксує певну мінімальну ціну тільки для виробників газу, які є власниками газотрубопровідних систем. ТОВ «Венінефть» не підпадає під умови ФСТ, і отже, може розраховувати на договірну ціну, істотно вище регульованою. Наприклад, за даними 2010 року проект «Сахалін-1» реалізує газ на внутрішній ринок за ціною на 50% вище за ціну ФСТ. При цьому дана ціна в рамках проекту «Сахалін-1» не є максимальною ціною продажу газу, зафіксованої в регіоні.

Важливо відзначити, що основним і головним ризиком за проектом є непідтвердження масивного будови поклади і відповідно підтвердження песимістичного варіанту оцінки запасів.Даний ризик може бути знятий тільки бурінням пошуково-оцінної свердловини Північно-Венінського №3, що передбачено програмою робіт на 2012 рік, планом розвитку проекту і оцінкою капітальних витрат.

7.3 Організаційно-управлінські рішення при переході на стадію освоєння родовища. особливості проекту

З отриманням видобувних ліцензії та переходом до етапу облаштування та розробки потрібно і зміна організаційної структури компанії-оператора.

На даний момент проект перебуває в стадії ГРР, яка характеризується високим ступенем геологічного ризику щодо можливого відкриття покладів з вмістом УВ промислового значення. На даній стадії проект ведеться на основі політики компаній-акціонерів, які передбачають з урахуванням геологічного ризику мінімальні супутні і накладні витрати. На даному етапі компанія-оператор не заповнюється персоналом на постійній основі - всі фахівці ТОВ «Венінефть» є співробітниками материнських компаній-акціонерів і виконують виробничі завдання в Оператора на умовах сумісництва. У разі не успіху ГРР і закриття проекту всі фахівці компаній-акціонерів відгукуються з ліквідовується проекту і направляються на інші нові проекти ГРР, або вже діючі нафтогазові проекти. При веденні операційної діяльності у власність Оператора не набувається нерухоме майно (офіси, транспорт, бази, склади та інше обладнання). На даному етапі у власність здобувається лише мінімально необхідну для виробничих завдань кількість матеріально-технічних засобів і витратних матеріалів.

Всі операційні роботи в максимально можливому обсязі виконуються шляхом залучення спеціалізованих підрядників і субпідрядників на умовах надання оренди та надання послуг.

У разі прийняття всіх необхідних для подальшого освоєння інвестиційних рішень і переходу до стадії облаштування і видобутку потрібно кардинальна зміна організаційної структури підприємства і створення повноцінної газодобувної організації виробництва. Компанія-оператор повинна бути укомплектована персоналом на постійній основі, що складається з виробничо-технічного сектора (додаток 2) та сектора управлінського складу. З цією метою буде потрібно створення власної повноцінної служби кадрів та соціального забезпечення. Крім того повинні бути вирішені завдання окремого місцезнаходження центрального офісу, питання транспорту, придбання або оренди баз постачання і зберігання матеріалів і обладнання, і вирішено багато інших організаційних питань самостійного видобувної підприємства.

Для вирішення завдань і досягнення цілей проекту, починаючи з етапу облаштування, не виключається можливість, а може навіть і необхідність, укладення з муніципальною владою прилеглого суб'єкта і з окремими родовими громадами Корінних нечисленних народів Півночі (КМНС), споконвічно проживають на прилеглій до ліцензійного ділянці шельфу території, угод про соціально-економічне співробітництво та розвитку, що потребують додаткових фінансових коштів. Для вирішення подібних соціально-економічних, екологічних та природоохоронних питань в компанії-операторі повинна бути створена спеціальна група по взаємодії з органами федеральної виконавчої влади, муніципальною владою суб'єктів регіону, громадськими природоохоронними та екологічними організаціями, а також малими етнічними групами населення (КМНС) і окремими групами громадян.

Питання опрацювання нової організаційної структури компанії-оператора і прийняття відповідних організаційно-управлінських рішень, супутніх створення самостійного видобувної підприємства повинні бути вирішені відразу після прийняття головного інвестиційного рішення про отримання ліцензії на розвідку і видобуток вуглеводнів Північно-Венінського родовища.

ВИСНОВОК

Таким чином, за результатами виконання комплексу геологорозвідувальних робіт на Венінського ліцензійній ділянці проекту «Сахалін-3», відкрите в 2009 році газоконденсатне родовище Північно-Венінського є єдиним в блоці, про розробку якого може йти мова в даний час.

З урахуванням існуючої невизначеності в оцінці запасів, і інших аспектів, зазначених і проаналізованих у цій роботі, подальші стратегічні кроки щодо освоєння Північно-Венінського родовища подаються в наступній етапності:

1. Завершення етапу ГРР. Буріння пошуково-оцінної свердловини. За результатами буріння виконання точної оцінки запасів родовища.

2. Уточнення можливої ​​(при відсутності конкретного покупця і продажної ціни газу) економічної моделі освоєння родовища на основі отриманої точної оцінки запасів.

3. Прийняття акціонерами інвестиційного рішення про доцільність подальшого освоєння Північно-Венінського газоконденсатного родовища і звернення в МПР Росії за отриманням державної ліцензії на розвідку і видобуток.

4. У разі прийняття позитивних рішень з боку акціонерів і МПР Росії негайно приступити до практичних дій в частині маркетингу газу і пошуку потенційних покупців. Після визначення конкретного покупця і завершення відповідних переговорних процесів виконати уточнену оцінку показників економічної ефективності проекту з урахуванням конкретної продажної ціни на газ.

5. Паралельно комерційним діям приступити до формування компанії-оператора як самостійного газодобувного підприємства.

6. Виконання та завершення облаштування та будівництва об'єктів виробничої та транспортної інфраструктури проекту.

7. Виконання і завершення будівництва 3-х експлуатаційних свердловин.

8. Початок видобутку, підготовки та траспортування газу покупцеві.

9. Вихід проекту на повну видобувних потужність.

10. Досягнення прибутку від продажів газу, достатній для погашення іноземному партнеру кредитної позики на стадії ГРР і відшкодування вкладених коштів. Отримання чистого прибутку від реалізації проекту.

Результати наведеного в даній роботі техніко-економічного аналізу підтверджують можливість економічно ефективного освоєння родовища Північно-Венінського, навіть при песимістичною оцінкою запасів за умови досягнення досить високої договірної продажної ціни на газ. При цьому відкладання прийняття інвестиційного рішення про отримання ліцензії на розвідку і видобуток, і, відповідно, відкладання початку розробки погіршує економічні показники проекту в зв'язку з великим обсягом і терміном дисконтування раніше понесених витрат.

В даний час етап ГРР на Венінського ліцензійній ділянці добігає кінця. У разі його успішності і прийняття рішення про подальше освоєння Північно-Венінського родовища цей проект може стати першим проектом на Сахалінському шельфі Охотського моря, реалізується на умовах чинного національного податкового режиму і запущеному після більш ніж 15-річної перерви з моменту введення в експлуатацію родовищ проектів « Сахалін-1 »і« Сахалін-2 », що діють на умовах угод про розподіл продукції.

З урахуванням ситуації, що геополітичної ситуації в енергетичному балансі всередині Російської Федерації і зовнішньому ринку енергоресурсів країн Європи та Азійсько-Тихоокеанського регіону введення в експлуатацію та освоєння нових родовищ газу, і особливо на континентальному шельфі, стає одним з пріоритетних стратегічних напрямків діяльності багатьох міжнародних і російських вертикально -інтегрований компаній, до яких відноситься і основний акціонер Венінського блоку проекту «Сахалін-3» - найбільша нафтова компанія Росс і «ВАТ« НК «Роснефть».

Список використаної літератури

Описи офіційних документів:

1. Федеральний закон від 18.07.2006 №117-ФЗ «Про експорт газу».

2. Наказ Федеральної служби з тарифів від 16.10.2010 «Про оптові ціни на газ, що видобувається ВАТ« НК «Роснефть» і реалізований споживачам Сахалінської області і Хабаровського краю, і тарифах на послуги з транспортування газу по магістральних газопроводах ТОВ «РН-Сахалинморнефтегаз» для незалежних організацій ».

3. Наказ Міністерства промисловості та енергетики Російської Федерації від 03.09.2007 про затвердження «Програми створення в Східному Сибіру і на Далекому Сході єдиної системи видобутку, транспортування газу і газопостачання з урахуванням можливого експорту газу на ринки Китаю та інших країн АТР» (Східна програма)

Підручники та навчальні посібники:

1. Інвестиційні нафтогазові проекти: ефективність і ризики: навчальний посібник. / В.Д. Зубарєва, А.С. Саркісов, А.Ф. Андрєєв - М .: ТОВ «Видавничий дім Надра», 2010. - 259 с.

2. Економіка підприємств нафтової і газової промисловості: підручник. / В.Ф. Дунаєв, В.А. Шпаков, Н.П. Єпіфанова, В.Н. Линдін. За редакцією В.Ф. Дунаєва. - М .: ФГУП Вид-во «Нафта і газ» РГУ нафти і газу ім. І.М. Губкіна, 2006. - 352 с.

3. Організація виробництва: підручник для вузів. / Е.А. Крайнова, А.Ф. Андрєєв - М .: ТОВ «Видавничий дім Надра», 2010. - 250 с.

4. Основи менеджменту (нафтова і газова промисловість): підручник. А.Ф. Андрєєв, С.Г. Лопатіна, М.В. Маккавеїв, М.М. Побєдоносцева - М .: ФГУП Вид-во «Нафта і газ» РГУ нафти і газу ім. І.М. Губкіна, 2007.264 с.


Головна сторінка


    Головна сторінка



Економічна оцінка стратегії освоєння Північно-Венінського газоконденсатного родовища Венінського ліцензійного блоку (проект Сахалін-3)

Скачати 137.36 Kb.