Экономическая оценка стратегии освоения Северо-Венинского газоконденсатного месторождения Венинского лицензионного блока (проект Сахалин-3)


МАГИСТЕРСКАЯ ДИССЕРТАЦИЯ

на тему

«Экономическая оценка стратегии освоения Северо-Венинского газоконденсатного месторождения Венинского лицензионного блока (проект Сахалин-3)»


Москва 2011

АННОТАЦИЯ


В данной работе выполнен детальный технико-экономический анализ возможностей разработки Северо-Венинского газоконденсатного месторождения, открытого в 2010 году в пределах Венинского лицензионного проекта «Сахалин-3» на участке шельфа Охотского моря.

В первой главе рассмотрены вопросы геологического строения месторождения и планирования разработки.

Во второй главе рассмотрена концепция обустройства и варианты разработки месторождения.

В третьей главе дана детальная оценка капитальных и эксплуатационных затрат на стадии разработки.

В четвертой главе рассмотрен вопрос маркетинга газа, являющийся наиболее важным для принятия решения о дальнейшей реализации проекта.

В пятой главе рассмотрены вопросы охраны окружающей среды и социально-экономические условия реализации проекта.

В шестой главе приведены основные показатели экономической эффективности разработки месторождения.

В седьмой главе сделаны основные выводы о возможностях дальнейшей реализации проекта и основных этапах его дальнейшего развития.

Рассмотренные в данной работе вопросы и анализ показателей экономической эффективности позволяют разносторонне оценить возможности проекта, сделать выводы об экономической целесообразности принятия дальнейших инвестиционных решений и наметить стратегию дальнейших действий по освоению Северо-Венинского газоконденсатного месторождения.


Таблица принятых сокращений

АТРАзиатско-тихоокеанский регионБПБереговая площадкаБУБуровая установкаВРПВаловой региональный продуктГВКГазоводяной контактГДВРГазификация Дальнего Востока РоссииГИСГеофизические исследованияГКЗГосударственная комиссия по запасамГРРГеологоразведочные работыДВРДальний Восток РоссииДКСДожимная компрессорная станцияИТРИнженерно-технические работникиКИГКоэффициент извлечения газаНГДУНефтегазодобывающие управленияНТСНизкотемпературная сепарация газаОГТОснование гравитационного типаООПТОсобо охраняемые природные территорииППБУПолупогружная буровая установкаПХУПропановая холодильная установкаСДКУСистема диспетчерского контроля и управленияСОДСредства очистки и диагностикиСОУСистема обнаружения утечекСМРСтроительно-монтажные работыСПБУСамоподъемная буровая установкаСРПСоглашение о разделе продукцииУВУглеводородыУКПГУзел комплексной подготовки газа и конденсатаУСКУстановка стабилизации конденсата

ВВЕДЕНИЕ


ОАО «НК «Роснефть». Стратегические приоритеты

«Роснефть» - лидер российской нефтяной отрасли и одна из крупнейших публичных нефтегазовых компаний мира. Основными видами деятельности «Роснефти» являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и продукции нефтехимии, а также сбыт произведенной продукции.

Основное конкурентное преимущество «Роснефти» - размер и качество ее ресурсной базы. Компания располагает 22,8 млрд барр. н. э. доказанных запасов, что является одним из лучших показателей среди публичных нефтегазовых компаний мира.

«Роснефть» стремится укрепить свое положение среди ведущих мировых энергетических корпораций, сохранить лидерские позиции по операционным показателям и войти в группу лидеров по финансовым показателям, а также по акционерной стоимости.

Основными стратегическими приоритетами Компании являются:

·Устойчивый рост добычи нефти;

·Монетизация запасов газа;

·Развитие сектора переработки и сбыта.

Ключевые условия достижения этих целей:

·Непрерывное повышение эффективности по всем направлениям деятельности;

·Развитие и использование новых технологий;

·Повышение информационной прозрачности и открытости;

·Соблюдение высоких стандартов корпоративного управления;

·Высокая социальная ответственность;

·Эффективная кадровая политика;

·Строгое соблюдение российских и международных стандартов экологической и промышленной безопасности.

Динамичное развитие «Роснефти» в последние годы позволило создать мощный потенциал для устойчивого роста и планомерной реализации стратегических задач. Одним из ключевых составляющих этого потенциала является уникальная по масштабам и качеству ресурсная база Компании. «Роснефть» активно увеличивает свою ресурсную базу за счет геологоразведочных работ и новых приобретений, чтобы обеспечить устойчивый рост добычи в долгосрочной перспективе. У Компании один из самых высоких уровней восполнения доказанных запасов углеводородов, который за последние 5 лет в среднем составил около 150% без учета приобретений.

Газовая сотавляющая Компании - как часть глобальной стратегии развития

«Роснефть» является одним из крупнейших независимых производителей газ в Российской Федерации. Компания добывает более 12 млрд куб. м газа в год и обладает огромным потенциалом для дальнейшего наращивания добычи благодаря наличию значительного объема запасов.

Монетизация запасов газа является одним из основных стратегических приоритетов Компании. «Роснефть» владеет свыше 800 млрд куб. м доказанных запасов газа по международной классификации, причем в разработке находится только 21% запасов. В связи с этим развитие газового сектора и монетизация запасов являются одной из приоритетных задач Компании.

Потенциал «Роснефти» по добыче газа превышает 55 млрд куб. м в год. Основой роста добычи может стать Харампурское месторождение в Западной Сибири, на котором сосредоточено 46% доказанных запасов газа Компании. Однако с учетом возможностей выхода на рынок Азиатско-Тихоокеанского региона очень важную геополитическую роль играет сегодня и наличие у Компании ресурсов свободного газа на Дальнем Востоке России, и в частности, на участках шельфа Охотского моря.

Монетизации запасов газа способствует и реализуемая «Роснефтью» программа увеличения уровня использования попутного нефтяного газа до 95%, в том числе с целью соответствия перспективным требованиям российского законодательства.

Шельф России - приоритет и потенциал

Значительную часть геологоразведочных работ «Роснефть» сегодня осуществляет в перспективных нефтегазоносных районах континентального шельфа России, таких, как шельф южных морей, шельф Охотского моря на Дальнем Востоке, а также несколько участков на Арктическом шельфе России, одном из наиболее перспективных регионов в мире.

На Дальнем Востоке на шельфе Охотского моря «Роснефть» участвует в реализации нескольких «сахалинских проектов». Компания принимает участие и является соинвестором крупнейшего международного шельфового проекта «Сахалин-1», реализуемого на условиях Соглашения о разделе продукции (СРП). В области геологоразведки «Роснефть» реализует со своими зарубежными партнерами перспективные поисковые проекты «Сахалин-3» (Венинский блок) и «Сахалин-5» на основе акционерных операционных соглашений, что сводит к минимуму риски Компании. «Сахалинские проекты» - это уникальный опыт разработки сложных шельфовых месторождений, который «Роснефть» сможет применить в своей дальнейшей работе, связанной с освоением пока еще не распределенных ресурсов арктического шельфа.

«Сахалин-3» - «локальный» потенциал газовой стратегии

Государственная лицензия на право пользования недрами с целью геологического изучения недр Венинского блока с целью поисков и оценки месторождений углеводородов была получена ОАО «НК «Роснефть» в 2003 году. Лицензия первоначально выдана сроком на 5 лет с возможностью последующих продлений при необходимости выполнения дополнительных объемов ГРР. С учетом большого объема ГРР, природно-климатических условий сахалинского шельфа, ледовой обстановки и сезонного (с июня по октябрь) характера работ на акватории лицензионного участка действующая поисковая лицензия продлевалась дважды - в 2008 году сроком на два года и в 2010 году сроком на три года (до 31 декабря 2013 года).

Венинский лицензионный участок недр расположен в пределах шельфа Охотского моря вдоль восточной части острова Сахалин и является одним из четырех блоков проекта «Сахалин-3». Площадь участка составляет 5300 кв.км с глубинами моря в районах основных перспективных структур от 27 до 70 метров.

С Севера Венинский блок граничит с Айяшским лицензионным блоком проекта «Сахалин-3», на территории которого также находятся уже открытые и находящиеся в стадии разработки месторождения Чайво и Арктун-Даги, эксплуатируемые в рамках проекта СРП «Сахалин-1».

С Юга Венинский участок граничит с Киринским лицензионным блоком проекта «Сахалин-3», на территории которого в непосредственной близости от границ Венинского участка находится Лунское газоконденсатное месторождение, находящееся в стадии разработки в рамках проекта «Сахалин-2» на условиях СРП.

Реализация Венинского проекта осуществляется совместно с иностранным партнером - Китайской государственной нефтехимической корпорацией «Синопек», сотрудничество с которой было определено в рамках межправительственных отношений по сотрудничеству двух крупнейших государств в области топлива и энергетики.

Для целей выполнения геологоразведочных работ на лицензионном участке партнеры по проекту создали совместную операционную компанию ООО «Венинефть», которая по настоящий момент является Оператором проекта и держателем государственной лицензии на геологическое изучение Венинского участка недр.

Все работы в рамках данного проекта выполняются на условиях действующего национального налогового режима Российской Федерации.

На этапе ГРР иностранный партнер кроме собственной доли участия в проекте финансирует большую часть доли «Роснефти». На предоставленное кредитное финансирование в счет доли «Роснефти» начисляются проценты по ставке Libor +2,5%. В случае коммерческого открытия и начала добычи УВ вложенные средства в счет доли «Роснефти» с начисленными процентами подлежат возмещению иностранному партнеру за счет добытой прибыльной продукции. В случае не успешности этапа ГРР и прекращения проекта, вложенные финансовые средства партнеру не возвращаются, и являются его собственным геологоразведочным риском.

Начиная с 2004 года, в соответствии с условиями лицензии на лицензионном блоке выполнен значительный комплекс геологоразведочных работ:

·Выполнен комплекс эколого-рыбохозяйственных исследований по программе разработанной ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский институт рыбной отрасли»;

·Закуплен и переинтерпретирован с применением современных методов значительный объем полевых материалов сейсмической съемки 2D, выполненной в предыдущие периоды;

·Выполнена 3D сейсморазведка - 980 км2;

·Выполнена 2D сейсморазведка в транзитной (переход суша-море) зоне - 125,5 погонных км;

·На трех перспективных структурах пробурено 4 морских поисковых скважины: Южно-Айяшская №1, Северо-Венинская №1, Северо-Венинская №2, Венинская №3;

В результате выполненных работ в пределах лицензионного участка открыты два новых месторождения углеводородов - Северо-Венинское газоконденсатное месторождение с промышленными запасами газа и Ново-Венинское газонефтяное месторождение, запасы которого не имеют промышленного значения.

В настоящее время геологоразведочные работы продолжаются и сконцентрированы на открытом Северо-Венинском месторождении и направлены на подтверждение геологической модели залежи, уточнение оценки запасов природного газа и конденсата для последующего принятия инвестиционного решения о разработке месторождения. Для этих целей в 2012 году планируется бурение поисково-оценочной скважины Северо-Венинская №3, основным назначением которой является подтверждение строения залежи (массивно-пластовая или пластово-сводовая), возможный прирост запасов с нижезалегающих горизонтов и перевод запасов из категории С2 в категорию С1.

С учетом сложности и чрезвычайной дороговизны разведки и обустройства морских шельфовых месторождений в суровых природно-климатических условиях сахалинского шельфа, а также специфичной газовой «ориентированности» открытого Северо-Венинского месторождения, для принятия решения о целесообразности его дальнейшего освоения необходим детальный анализ целого ряда взаимосвязанных аспектов, что и является основной целью настоящей работы. А именно:

·Всесторонняя оценка капитальных и эксплуатационных затрат, связанных с обустройством и добычей газа Северо-Венинского месторождения;

·Всесторонний анализ вопросов маркетинга газа для целей его последующей реализации;

·Рассмотрение и оценка вопросов экологии и природоохранных мероприятий, которые возникнут при освоении месторождения с учетом особой экологической чувствительности и высокой рыбохозяйственной значимости рассматриваемого участка акватории шельфа Охотского моря;

·Рассмотрение вопросов социально-экономической значимости проекта для прилегающих районов суши острова Сахалин.

Для целей расчета экономической эффективности разработки месторождения в данной работе приняты два варианта оценки запасов. Пессимистичный - с минимальной оценкой запасов по месторождению - 25,3 млрд. м3 (С1+С2), и оптимистичный - с оценкой запасов свободного газа 49 млрд. м3 (С1+С2), который должен быть подтвержден (либо не подтвержден) по результатам поисково-оценочного бурения в 2012 году. Более подробно об обоих вариантах и причинах расхождений в оценках запасов изложено в геологическом разделе данной работы.

Кроме того, при построении экономических моделей рассмотрены различные подходы и варианты формирования цены на природный газ, как при реализации на территории Дальнего Востока Российской Федерации, так и в варианте его экспорта на рынок Азиатско-Тихоокеанского региона.

Комплексный анализ всех вышеуказанных аспектов позволит сделать вывод о целесообразности принятия инвестиционного решения о дальнейшем освоении Северо-Венинского газоконденсатного месторождения по завершению этапа ГРР, оценить экономическую эффективность его освоения, а также определить стратегию дальнейших действий для достижения определенных целей и задач.

затраты скважина цена газ

1.Геология и планирование разработки


.1 Характеристика Северо-Венинского месторождения и оценка запасов


Блок Северо-Венинского месторождения оконтурен по изогипсе - 3030 м и имеет размеры 6 х 2,5 км, высота залежи - 287 м.

Продуктивный разрез представлен песчано-алевритовыми пластами верхне-среднедагинского подгоризонтов толщиной от 13,7 м до 59 м, разделенными алеврито-глинистыми пропластками толщиной 3-11 м. Мощность газонасыщенного разреза (пласты I-V) достигает 287 м.


Рис. 1.1 Модель строения массивного резервуара м. Северо-Венинское


По результатам промыслово-геофизических исследований и изучения керна коллектор характеризуется пористостью 16-17%, газонасыщенностью 0,5 - 0,69, проницаемостью до 311 мД. Результаты опробования 3-х объектов, данные MDT и ГИС по единственной скважине не дают абсолютного четкого свидетельства о строении газоконденсатной залежи. Отдельные признаки дают основу для предположения о наличии массивно-пластовой газоконденсатной залежи. В первую очередь это выявленные высокие градиенты пластовых давлений (превышающие гидростатические) и высокие значения дебитов свободного газа (от 221,7 до 908,4 м3/сут), указывающие на возможную гидродинамическую связанность пластов.


Рис. 1.2. Сейсмогеологический разрез м. Северо-Венинское

Однако существуют отдельные показатели, дающие шанс предполагать наличие глинистых пропластков-экранов при которых гидродинамическая связь пластов может отсутствовать, что указывает на возможность наличия пластово-сводовой модели газоконденсатной залежи.

Подсчет запасов Северо-Венинского месторождения произведен объемным методом для обоих вариантов ресурсной базы с использованием программного комплекса Petrel (Шлюмберже). При определении подсчетных параметров использованы данные интерпретации ГИС по скважине Северо-Венинская №1.

Продуктивный интервал в скважине имеет эффективную газонасыщенную толщину - 170,5 м. Средневзвешенная по толщине прослоев пористость для запасов категории С1 составила 17%, газонасыщенность - 69 %. Для запасов категории С2, выделенных в Блоке ниже запасов категории С 1, расчетная газонасыщенность составляет 51%, пористость - 16%.

Подсчетные параметры, зависящие от состава газа, приняты по результатам анализа проб газа. Потенциальное содержание конденсата принято по аналогии с месторождением Лунское.

Запасы газа и конденсата для Северо-Венинского месторождения взяты без корректировки и отражают возможные запасы как при пластово-сводовом, так и массивном строении резервуара (таблица 1).


Таблица 1.1 Запасы УВ промышленных категорий м. Северо-Венинское Пластово-сводовая модель строения залежи

С1С2С1+С2Свободный газ, млн.м318 8386 50925 347Конденсат (баланс./извлек.), тыс.т2 008/1 566693/5412 701/2 105Свободный газ, млн.м335 00414 01949 023Конденсат (баланс./извлек.), тыс.т1 155/867463/3471 618/1 214

1.2 Добычные возможности месторождения


Сценарий разработки Северо-Венинского газоконденсатного узла основывается на представлениях о его геологическом строении, принятых и рассчитанных параметрах залежи и показателях разработки.


1.2.1.Обоснование количества скважин

Учитывая выявленную плотность запасов (1,85 млрд.м3/км2), линейные размеры залежи, его блоковое тектоническое строение и принятый радиус дренирования скважины газа (2 км) предполагается, что оптимальная разработка залежи может проводится наклонно-направленными скважинами с горизонтальным заканчиванием до 1 км в отдельном тектоническом блоке при условии экранирующих качеств разделяющих нарушений.

При этих сценарных условиях разработка массивной залежи месторождения может вестись 3 наклонно-направленными скважинами. Этот вариант принят базовым для технико-экономического расчета.


1.2.2.Расчет оптимального дебита газовой скважины

При полученных коэффициентах фильтрационного сопротивления из газодинамических исследований скважины Северо-Венинская №1 абсолютно-свободный дебит газа оценивается величиной 7647 тыс.м3/сут.

Рабочий дебит газовой скважины обычно принимается в интервале 0,1 0,3 от абсолютно свободного, что составит порядка 765 - 2294 тыс.м3/сут. Рекомендуемый дебит - 0,15* qабс.св=1147 тыс.м3/сут.

Для последующих расчетов по базовому варианту разработки qабс.св был принят в размере:

·1000 тыс. м3/сут - для пессимистичного варианта оценки запасов (25,3 млрд. м3);

·1200 тыс. м3/сут - для оптимистичного варианта оценки запасов (49, 02 млрд. м3)

Таблица 1.2 Промысловые параметры скв. Северо-Венинская №1

Коэффициенты фильтрационных сопротивленийАбсолютно-свободный дебит, тыс.м3/сутПредельно допустимый дебит газа, тыс.м3/сутИнтервал изменения дебитов (0,1-0,3 qабс.св.), тыс.м3/сутРекомендуемый рабочий дебит, тыс.м3/сут (q = 0,15*qабс.св.)1.1980.00127764722947652941147

1.2.3 Коэффициент извлечения газа

Режим разработки Северо-Венинского месторождения предполагается как режим истощения. При данном режиме разработки коэффициент извлечения газа (КИГ) обусловлен конечным пластовым давлением, которое в свою очередь зависит от минимально возможного давления на устье, и, в отдельных случаях, КИГ может достигать 90-99%.

КИГ высчитывался по формуле материального баланса для залежей с режимом истощения и в качестве расчетного был принят в размере 0,868.

Оптимальный дебит газовых скважин основывается на абсолютно-свободном дебите. Продолжительность газовой полки зависит от пластового предельного давления, ниже которого невозможно поддерживать принятый оптимальный газовый дебит. При падении давления ниже пластового предельного и переходе месторождений на завершающую стадию эксплуатации падение дебитов газовых скважин происходит по экспоненциальной зависимости.

Минимальное давление на устье взято по аналогии с шельфовыми месторождениями проекта «Сахалин-1».


1.2.4.Построение профиля добычи


.2.4.1 Пессимистичный вариант оценки запасов (25,3 млрд. м3)

Для расчета профиля добычи газа запасы категории С1 взяты полностью, запасы категории С2 - с коэффициентом 0,75. Следует отметить, что коэффициент 0,75 является минимально допустимым согласно российским методикам по подсчету запасов и подготовке проектных документов по разработке газовых месторождений и применен для пессимистичного варианта оценки запасов с целью определения минимально возможных показателей проекта. Таким образом, начальные запасы газа для расчета профиля добычи газа по пессимистичному варианту - 23,7 млрд. м3.

На основе принятых показателей разработки рассчитан профиль добычи свободного газа.

Далее полученный профиль добычи газа сокращен следующим образом: добыча менее 0,4 млрд. м3 газа в год принята нерентабельной (с точки зрения содержания операционной компании). С учетом этого, последним годом добычи принят 21 год с начала добычи. Таким образом, фактический КИГ по месторождению составит 0,836, что не превышает расчетного (расчетный КИГ составляет 0,868). Для сравнения: при защите техсхемы разработки месторождения Чайво был рассчитан и утвержден в ЦКР КИГ - 0,86.

Итоговая промышленная добыча газа сокращена на 0,055 млрд. м3 газа в год согласно приведенным в разделе Концепция обустройства и добычи потребностям УКПГ на собственные нужды.


Рис. 1.3. Профиль добычи газа м. Северо-Венинское (запасы 25,3 млрд. м3)


Таблица 1.3 Итоговый профиль товарного газа и конденсата для варианта оценки запасов 25,3 млрд. м3

Северо-Венинская2015201620312032203320342035ИТОГОДобыча газа, млрд. м30,6350,9800,9800,7920,6390,5130,41021,97Добыча конденсата, млн. тонн0,050,080,080,060,050,040,031,64

1.2.4.2 Оптимистичный вариант оценки запасов (49,02 млрд. м3)

Для оптимистичного варианта к категории запасов С2 применен коэффициент перевода в С1, рекомендуемый ГКЗ России и равный 0,5.

С учетом применения всех коэффициентов, а также вычета газа на собственные нужды в процессе эксплуатации, суммарный объем товарного газа для оптимистичного варианта составляет 39,5 млрд. м3.

Суммарный объем товарного конденсата 910 тыс. тонн (конденсатный фактор - 30,6 г/м3)


Рис. 1.4 Профиль добычи газа м. Северо-Венинское (запасы 49,3 млрд. м3)


1.3.Программа ГРР


Реализация программы планируется в период 2011-2014 гг. с учетом продления лицензии на геологическое изучение до 2013 года и получения лицензии на разведку и добычу газа Северо-Венинского месторождения сроком на 30 лет.

Для оценки Северо-Венинского месторождения до начала разведочного бурения потребуется бурение одной поисково-оценочной скважины для подтверждения строения резервуара, уточнения кровли продуктивного комплекса, прироста запасов по зоне С2 и подтверждения газоносности глубокозалегающих пластов.

После завершения оценочных работ будет проведен перерасчет запасов, с учетом которого будет подготовлена Техсхема разработки.

1.4.Расчет профиля эксплуатационной скважины


Расчет профиля эксплуатационной скважины был выполнен с применением опыта и технологии компании Шлюмберже. Предполагается бурение 2-х скважин протяженностью 8 749 метров и одной скважины протяженностью 9 546 метров. Компанией Шлюмберже подтвержден профиль эксплуатационной наклонно-направленной скважины с большим отходом от вертикали.


Рис. 1.5 Профиль эксплуатационной наклонно-направленной скважины с берега


1.5.Выбор буровой установки и расчет времени строительства эксплуатационных скважин


Расчет нагрузок БУ и расчет времени на строительство скважины выполнен на основе опыта и имеющихся данных компании Шлюмберже.

По их данным для планируемого бурения потребуется наземная буровая установка грузоподъемностью не менее 430 тонн. Возможность аренды подобной БУ и её стоимостные данные были подтверждены одним из крупных международных операторов наклонно-направленного бурения - компанией Nabors.

Расчетная продолжительность бурения составит 64 дня. Время на спуск эксплуатационного инструмента - 5 дней, на перемещение между скважинами - 3 дня. По рекомендации компании Шлюмберже, для целей технико-экономических расчетов с учетом возможных непредвиденных ситуаций, время на бурение скважин увеличено на 30% относительно расчетного.


2.концепция обустройства и добычи


2.1.Сценарии разработки


В настоящей работе приведен базовый вариант: разработка Северо-Венинского месторождения с берега. Остальные варианты (морская стационарная платформа гравитационного типа и подводно-устьевые добычные комплексы) выведены из рассмотрения по результатам экономической, либо технической несостоятельности.


2.2.Результаты рекогносцировочных работ в местах предполагаемого размещения производственных объектов


В ходе рекогносцировочных работ, проведенных в сентябре 2009 г., было обследовано несколько площадок потенциального размещения производственных объектов для освоения Северо-Венинского месторождения. По результатам данных работ были выявлены наиболее подходящие места для размещения производственных объектов.

Для разработки концепции обустройства проекта рекомендовано:

·на косе Пластун, в ее северной части, предусмотреть размещение площадки для монтажа буровой установки с возможностью разбуривания месторождения наклонно-направленными скважинами;

·в виду достаточной свободной и пригодной территории в районе урочища Такрво, предусмотреть площадку размещения узла комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГ).

Единственным сложным и важным моментом, который следует иметь в виду при обустройстве буровой площадки на косе Пластун является то, что Ногликский район, и конкретно коса Пластун, являются местами исконного обитания и жизнедеятельности нескольких десятков родовых хозяйств Коренных малочисленных народов Севера (КМНС), что может создать определенные трудности для промышленного освоения данных участков суши. Данный вопрос детально рассмотрен в природоохранном разделе.


2.3.Схема обустройства месторождения


Разработка Северо-Венинского месторождения включает в себя строительство и монтаж следующих объектов:

·береговую площадку (БП) с буровой установкой для разбуривания месторождения Северо-Венинское;

·узел комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГ);

·трубопровод неразделенной продукции БП Северо-Вениская - УКПГ (Ду 500 мм, L= 9 км);

·газопровод УКПГ - крановый узел Боатасино (Ду 400 мм, L= 55 км);

·конденсатопровод УКПГ - действующая трубопроводная система НГДУ «Катанглинефтегаз» (Ду 100 мм, L= 3,5 км).

Схема обустройства и размещения основных производственных объектов для освоения Севро-Венинского месторождения приведена на Рис. 2.1.


2.4.Характеристика основных объектов обустройства и добычи


2.4.1.Береговая буровая площадка

Береговая буровая площадка (БП) предназначена для разбуривания Северо-Венинского месторождения наклонно-направленными скважинами длиной до 9 км по стволу. На площадке размещается основное и вспомогательное оборудование, включая следующие сооружения:

·буровой комплекс;

·дизель-электрическая станция;

·котельная установка;

·узел водоснабжения;

·парк горюче-смазочных материалов (ГСМ) и технической воды;

·административно-бытовой комплекс;

·площадка хранения бурильных и обсадных труб, долот, запасных частей, резервного оборудования и металлолома.


Рис. 2.1 Схема обустройства по базовому варианту

Для производства СМР, завоза оборудования и материалов требуется строительство подъездных автодорог от существующих федеральной и районной трасс к буровым площадкам протяженностью примерно 3 и 20 км соответственно.

Площадка от воздействия штормовых и нагонных морских волн защищается комбинированным берегозащитным сооружением.


2.4.2.Берегозащитное сооружение

В качестве основного защитного покрытия используются мешки с песком объемом 3м3. В качестве дополнительных мероприятий, повышающих надежность и устойчивость покрытия от размыва, предусматривается устройство стенок из шпунта и шпунтовых свай перед покрытием из мешков и в тыловой части сооружения.


Рис. 2.2 Проектное решение берегоукрепления буровой площадки Северо-Венинская


Назначение данной конструкции - уменьшение волновых воздействий на крепление из мешков, тем самым уменьшая возможность разрушения покрытия из мешков вследствие подмыва основания во время штормов, а также предотвращения подмыва защитного покрытия с тыловой стороны в случае перелива волн через гребень берегозащитного сооружения и фактически является второй линией берегозащиты при экстремальных штормовых воздействиях, при которых возможно полное разрушение откосного берегоукрепления из мешков с песком.

Под укладываемые мешки с песком устраивают подготовку из геотекстильного материала.


2.4.3.Обустройство кустов скважин

По завершению бурения на буровой площадке производится обустройство кустов газовых скважин. Устья скважин соединяются выкидными линиями с манифольдом и далее с эксплуатационным, замерным и продувочным коллектором. Для предотвращения гидратообразования на площадках обустройства скважин предусматриваются метанольные установки с расходной емкостью хранения метанола (1 рабочая и 1 резервная).

Из эксплуатационного коллектора поток продукции поступает в трубопровод неразделенной продукции, по которому газ в смеси с конденсатом и метанолом будет транспортироваться на УКПГ для разделения и последующей комплексной подготовки.


2.4.4.Трубопровод неразделенной продукции

Трубопровод неразделенной продукции Ду 500 мм L=9,0 км прокладывается с буровой площадки на косе Пластун через Ныйский залив до мыса Баури и далее до УКПГ в р-не урочища Такрво.

Трубопровод служит для перекачки природного газа и конденсата в объеме 3,0 млн. м3/сут и 0,3 т соответственно. Протяженность морского участка трубопровода составляет порядка 3,0 км. Глубина воды в заливе по трассе трубопровода в основном составляет от 0,2 до 0,5 м.

Трубопровод начинается на узле запуска средств очистки и диагностики (СОД) на буровой площадке Северо-Венинская и заканчивается на узле приема СОД на УКПГ.

2.4.5.Установка комплексной подготовки газа

Принципиальная структурная технологическая схема подготовки газа.

Узел комплексной подготовки газа и конденсата предназначен для подготовки природного газа к дальнему транспорту, а также для отделения и стабилизации газового конденсата с последующей его перекачкой в действующую трубопроводную систему НГДУ «Катанглинефтегаз».


Рис. 2.3 Принципиальная структурная технологическая схема подготовки газа и получения стабильного конденсата на УКПГ


Стабилизация конденсата происходит за счет комбинирования методов сепарации и ректификации. Стабильный конденсат отгружается потребителю. Очищенный от тяжёлых УВ газ стабилизации смешивают с газом дегазации низкотемпературного конденсата и компримируют в дожимном компрессоре, после чего смешивают с газом сепарации.

Установка регенерации насыщенного раствора ингибитора гидратообразования включает колонну ректификации и колонну вакуумной дистилляции. На установке дистилляции отделяются нерастворимые примеси (соли, смолы, продукты коррозии и т.д.), которые подлежат утилизации.


Рис. 2.4 Схема вспомогательных объектов УКПГ


Основное и вспомогательное оборудование УКПГ

В состав УКПГ рекомендуется включить две технологические линии - одну рабочую и одну резервную. Номинальная производительность УКПГ по входному газу из расчёта 345 рабочих дней в году и с учетом общей производительности 1,6 млрд. м3/год (с учетом оптимистичного варианта оценки запасов) составит 3,4 млн.м3/сут.

Определение оптимальной (эффективной) производительности технологической линии во многом зависит от термодинамических параметров продукции поступающей на УКПГ, при этом большое значение имеет динамика падения давления и производительности промысла, а также наличие водопроявления на поздних этапах добычи.


2.4.6.Газопровод УКПГ - крановый узел Боатасино

Газопровод УКПГ - крановый узел Боатасино предназначен для перекачки кондиционного природного газа. Протяженность газопровода (Ду 400 мм) составляет 55,0 км. Трасса газопровода проходит в основном параллельно трассе существующих нефтегазопроводов СМНГ, а также проектов «Сахалин -1, 2». В состав газопровода включается:

·линейная часть;

·узлы запорной арматуры;

·камеры запуска/приема средств очистки и диагностики (СОД);

·система электрохимическая защита (ЭХЗ);

·технологическая связь;

·система диспетчерского контроля и управления (СДКУ);

·система обнаружения утечек (СОУ);

·технологическая площадка в Боатасино в составе оборудования:

·камера приема СОД;

·крановые узлы;

·операторная.


2.4.7.Конденсатопровод

Конденсатопровод УКПГ - действующая трубопроводная система НГДУ «Катанглинефтегаз» предназначен для утилизации стабильного конденсата, выделяемого из природного газа.

Конденсатопровод прокладывается из труб Ду 100 мм протяженностью порядка 3,5 км параллельно подъездной автодороги к БП/УКПГ. На конденсатопроводе монтируются 2 крановых узла, камеры приема/запуска СОД, СОУ, СДКУ, ЭХЗ.


Рис. 2.5.Трасса газопровода УКПГ - Боатасино

2.5.План исполнения проекта


Рис. 2.6. План-график исполнения проекта

2.6.Организация строительных работ


Производственную базу предполагается разместить в п.г.т. Ноглики. В связи с протяженностью линейного объекта и перемещением производственно-бытового комплекса вместе с фронтом работ, обеспечение электроэнергией предусматривается от автономных дизель-генераторных установок. Весь персонал, участвующий в строительстве, доставляется до производственно-бытового комплекса вахтовым автотранспортом.

Учитывая близость автодороги федерального значения «Оха - Ноглики» к району строительства и наличие промысловой дороги, проходящей по косе Пластун вдоль побережья Охотского моря и в районе урочища Такрво, принята следующая схема доставки грузов


Рис. 2.7. Схема доставки грузов

Арматура, материалы, оборудование и трубы, поставляемые с центральных регионов России - доставляются железнодорожным транспортом до морского порта Ванино, и далее морским транспортом в морской порт Холмск. Из морского порта Холмск доставка грузов до п. Ноглики - железнодорожным транспортом. С железнодорожной станции Ноглики грузы автотранспортом доставляются на приобъектный склад, расположенный на косе Пластун (дальность возки - 25 км) и в районе урочища Такрво (дальность возки - 30 км).


3.ОЦЕНКА затрат


3.1.Капитальные затраты


За основу для расчетов приняты данные по объектам - аналогам, построенным или прошедшим стадию проектирования в Дальневосточном регионе или в регионах со схожими климатическими условиями в течение последних 5 лет.

Для целей уточнения капитальных и эксплуатационных затрат проведены консультации с рядом международных компаний.

Помимо базовой стоимости обустройства, в структуру затрат входят затраты на управление проектом и нераспределенные затраты.

Затраты на управление проектом включают:

·затраты на содержание операционной компании, руководящей работами по проектированию и строительству;

·затраты на привлечение соответствующих сервисных подрядчиков, обеспечивающих управление работами по проектированию и строительству.

Затраты на управление проектом выделяются только на стадии проектирования и строительства, управление операционной компанией на стадии эксплуатации включено в OPEX (эксплуатационные затраты).

В мировой практике объем затрат на управление проектом в среднем составляет 10% от базовой стоимости обустройства. Учитывая то, что проект реализуется на территории России, где затраты на привлечение персонала ниже среднемировых, к расчетам приняты затраты на управление проектом в объеме 7% от базовой стоимости обустройства.

Непредвиденные затраты показывают существующую неопределенность при прогнозировании стоимостей обустройства. Учет непредвиденных затрат при экономической оценке перспектив проекта позволяет учесть возможные риски на сегодняшней стадии планирования обустройства. Для целей настоящего ТЭР непредвиденные затраты приняты на уровне 5%.


Таблица 3.1 Итоговая оценка стоимости обустройства и добычи (рубли)

В МЛН. РУБЛЕЙ (без НДС)Проектир-еСтроительствоУправление проектомСуммарные затратыИнфл.Строительство объектов обустройства477,55206,5410,96092,97 794,0Подготовка береговой буровой площадки на косе Пластун124,5815,065,11004,6Строительство подъездных дорог и прочей инфраструктуры6,7126,99,4142,9Обустройство кустов скважин7,264,95,077,1Строительство УКПГ на объем до 1,6 млрд. м3 в год2632,2198,12830,3Прокладка трубопровода неразделенной продукции до УКПГ25,5317,024,0366,4Прокладка магистрального газопровода до Боатасино101,91256,595,11453,5Прокладка конденсатопровода УПГ - КатанглиНефтегаз11,3192,414,3218,0Бурение118,92490,4113,22722,53 471,4Эксплуатационное бурение с учетом арендной ставки и моб/демоб БУ в район работ118,92456,4113,22688,5Сервис по утилизации бурового шлама34,034,0Суммарные затраты на обустройство (без учета затрат на ГРР)594,47696,9524,18815,4



Таблица 3.2 Итоговая оценка капитальных затрат в долларах США (для расчета варианта поставок газа на экспорт)

В МЛН. ДОЛЛАРОВ СШАСтроительство объектов обустройства230,3Подготовка береговой буровой площадки на косе Пластун42,2Строительство подъездных дорог и прочей инфраструктуры5,3Обустройство кустов скважин2,8Строительство УПГ на объем до 1,6 млрд. м3 в год105,0Прокладка трубопровода неразделенной продукции до УПГ13,5Прокладка конденсатопровода7,6Прокладка магистрального газопровода до Боатасино53,9Бурение101,0Мобилизация / демобилизация бурового комплекса20,0Эксплуатационная скважина (с учетом арендной ставки БУ)26,6 х 3 скв.Сервис по утилизации бурового шлама1,2Суммарные затраты на обустройство331,3

3.1.1.Подход к оценке затрат на бурение

Для целей настоящего ТЭР вопрос строительства бурового комплекса не рассматривался в виду очевидной неэффективности при небольшом количестве скважин. В то же время конструкция рассматриваемой наклонно-направленной эксплуатационной скважины не является уникальной. Исходя из этого предлагается арендовать береговую буровую установку для проведения эксплуатационного бурения у одного из крупных международных подрядчиков-операторов наклонно-направленного бурения.

На основании расчетов нагрузок буровой установки проведен анализ рынка компаний, предоставляющих буровые установки и выполняющих функции подрядчика при бурении. Для подтверждения затрат была выбрана компания Nabors (США), которая подтвердила следующие данные:

·компания располагает буровой установкой требуемых технических характеристик и готова предоставить ее в аренду;

·оценка стоимости мобилизации на точку бурения - 10 млн. USD;

·оценка стоимости демобилизации - 10 млн. USD;

·суточная ставка аренды буровой установки во время бурения - 55 тыс. USD;

·срок мобилизации на точку бурения - 7 месяцев;

Ответственность подрядчика:

·монтаж и демонтаж бурового комплекса на буровой площадке;

·предоставление буровой бригады для проведения процесса бурения.

Длительность бурения эксплуатационной скважины оценены на основе данных компании Шлюмберже. По рекомендации компании Шлюмберже, для целей данной работы (с учетом возможных непредвиденных ситуаций) время на бурения скважин увеличено на 30% относительно расчетного.


3.2.Операционные затраты


Для целей настоящей оценки принят следующий состав затрат Операционной компании на стадии эксплуатации:

·заработная плата основного производственного персонала;

·стоимость реагентов/хладагентов;

·эксплуатация берегоукрепления на буровой площадке Северо-Венинская;

·транспортные расходы;

·капитальный и текущий ремонт;

·общепроизводственные и общехозяйственные расходы;

·непредвиденные расходы.

Численность основного производственного персонала оценена исходя из практики работы на аналогичных месторождениях. Работа предполагается в две 12-ти часовых смены, по 54 человека в каждой. Подробная информация по численности приведена в Приложении 2.

Потребность в реагентах и хладагентах взята из оценок ВНИИГАЗ. Оценка стоимости химикатов проведена исходя из рыночных цен, с учетом транспортных затрат доставки до буровой площадки.

Оценка затрат на эксплуатацию берегоукрепления на буровой площадке Северо-Венинская рассчитана при проектировании берегоукрепления.

Транспортные затраты включают в себя затраты на обслуживание производственных работ вахтовым автотранспортом.

Оценка затрат на капитальный и текущий ремонт взяты из мировой практики и составляют 5% от капитальных затрат раз в 10 лет.

Общепроизводственные и общехозяйственные расходы включают в себя затраты на управление операционной компанией на стадии эксплуатации, в том числе на содержание управленческого персонала (около 20 человек).

Сумма эксплуатационных затрат в год составляет 13,2 млн. USD.


Таблица 3.3 Структура и состав операционных затрат

Статьи затратЗатраты на 1000 м3 газачисленность (2 смены по 54 человека в каждой)108,0средняя заработная плата с учетом налогов (в месяц)80 000,0р.моноэтиленгликоль0,34р.тонн на 1000 м30,00002цена за тонну с учетом ТЗР17 198,0р.метанол102,70р.тонн на 1000 м30,01цена за тонну с учетом ТЗР10 270,0р.пропан1,40р.тонн на 1000 м30,00005цена за тонну с учетом ТЗР28 000,0р.вода на производственные и хозяйственные нужды0,00002эксплуатационные затраты на мониторинг состояния сооружения (в год)3,24р.затраты на ремонты в зависимости от состояния сооружения по итогам мониторинга (периодичность восстановительного ремонта 5 лет, стоимость восстановительного ремонта 15% от стоимости строительства)25,04р.ИТОГО421,40р. / 13,42 $

3.3.Подход к оценке и учету затрат на геологоразведку


Одной из основных задач технико-экономических расчетов является оценка существующих перспектив разработки месторождений лицензионного участка с целью принятия дальнейших управленческих решений. С учетом результатов геологоразведочных работ, таких решений может быть два:

·отказ от дальнейшей геологоразведки/ приостановка работ по проекту в виду отсутствия экономической эффективности проекта, или

·принятие решения о перспективности месторождения для дальнейшей разведки и разработки.

В первом случае понесенные ранее затраты будут отнесены на убытки и не будут возмещены, во втором случае - решение повлечет за собой затраты на дополнительную геологоразведку и разработку. Подход к учету затрат на геологоразведку должен соответствовать задачам ТЭР - отображать последствия принятия любого из решений с позиции сегодняшнего дня.

Таким образом, в настоящих технико-экономических расчетах рассмотрены два подхода в отношении предшествующих затрат на геологоразведку.

) Понесенные затраты на геологоразведку не учитываются. Учитываются только будущие затраты на геологоразведку, связанные с принятием решения о продолжении геологоразведки и начале разработки.

) Понесенные затраты учитываются. Кроме того оценивается экономический эффект для ОАО «НК «Роснефть» с учетом необходимости возврата за счет добытой и реализованной продукции вложенных иностранным партнером средств на стадии ГРР (с соответственно начисленными процентами).

С учетом анализа конъюнктуры международного рынка морских буровых ресурсов и услуг, стоимость которых после кризиса 2008 года снизилась более чем на 25%, снизившейся стоимости сервисных работ, также снизившиеся расценки на используемые в морском бурении материалы и оборудование, затраты на поисковое бурение также снижены в среднем на 20% и составляют:

·12 млн. долларов США в 2011 году;

·127,9 млн. долларов США в 2012 году.


4.Маркетинг газа


4.1.Объем газа


В соответствии с предлагаемым планом разработки Северо-Венинского месторождения получение продукции в случае оптимистичного варианта оценки запасов предполагается до конца 2017 г., выход на полку добычи на второй год, величина полки - 1,6 млрд. м3/год, поддержание полки добычи в течение 20 лет.

В случае пессимистичного варианта оценки запасов может быть рассмотрен сценарий ускоренного начала добычи газа до конца 2015 г. в рамках опытно-промышленной эксплуатации с полкой добычи 0,980 млрд. м3/год, поддержание полки добычи в течение 16 лет.

Вопрос создания собственного газохимического комплекса не рассматривался для целей настоящей работы, ввиду недостаточных запасов газа. По существующим оценкам рентабельный проект газохимического комплекса мирового масштаба требует более 30 млрд. м3 газа в год.


4.2.Программа газификации Дальнего Востока России (Программа ГДВР)


«Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР» (далее - Программа) разработана ОАО «Газпром» в период 2003-2007 гг. на основании Постановления Правительства РФ.

В Постановлении Правительства содержались следующие основополагающие принципы:

·поставки газа на экспорт по единому экспортному каналу;

·особое внимание удовлетворению спроса на внутреннем рынке и расширению Единой сети газоснабжения на восток;

·формирование рынка природного газа на основе цен с учетом предложений/спроса и конкуренции с жидким топливом и углем.

Программа введена в действие в сентябре 2007 г. приказом Министерства энергетики РФ с назначением ОАО «Газпром» в качестве координатора по ее реализации.

Согласно Программе планируется начать экспорт газа по трубопроводу в Китай в 2015 году. При этом газ сахалинских месторождений считается одним из основных источников поставок для целей Программы.


4.3.Транспортная инфраструктура на Дальнем Востоке России


4.3.1.Существующая газотранспортная инфраструктура


Рис. 4.1 Трубопроводная система в ДВР

Газопровод Боатасино - Комсомольск-на-Амуре:

·собственник: ОАО «НК «Роснефть»;

·производительность: 1,5 млрд. м3, предусмотрено строительство двух компрессорных станций и увеличение производительности до 4,5 млрд. м3;

·протяженность: 556,9 км;

·диаметр: 720 мм;

·рабочее давление 7,5 МПа.

Т/п Дальтрансгаза (Комсомольск-Хабаровск) и т/п проекта «Сахалин-2» (Лунское - СПГ) имеет закрытую для внешних поставщиков схему работы, в связи с чем не рассматриваются для целей маркетинга.


4.3.2.Проект развития газотранспортной инфраструктуры

Согласно Программе газификации ДВР ОАО «Газпром» в августе 2009 г. приступил к строительству газопровода Сахалин - Хабаровск/Китайская граница - Владивосток:

·проектируемая пропускная способность до ? 35 млрд./м3;

·завершение строительства первой очереди в 2011 г., окончание строительства в 2016 г.;

·заполнение газопровода планируется газом проектов «Сахалин-1», «Сахалин-2», «Сахалин-3».


4.4.Оценка внутреннего рынка России


В настоящее время поставки газа в промышленных объемах осуществляются только в Хабаровский край и на север о. Сахалин за счет газа проекта «Сахалин-1» и ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». Для целей настоящего ТЭР проведен анализ вариантов поставок газа потребителям на внутреннем рынке России.

Программой газификации ДВР предусмотрено три варианта развития спроса на внутреннем рынке в зависимости от роста валового регионального продукта (ВРП): базовый, целевой, интенсивный. Предусмотрена поставка газа сахалинских месторождений для удовлетворения спроса в южной зоне ДВР.

Согласно базовому варианту развития спроса в Программе газификации ДВР потребность в газе для газификации Приморского края (без газохимических производств) предполагается 1,5 млрд. м3/год к 2015 году и последующий рост.


Таблица 4.1 Оценка спроса на газ в южной части ДВР (базовый пессимистичный вариант)

201020152020Спрос на газ южной части ДВР млрд. м3/год2,17,48,9

Таким образом, можно с уверенностью говорить о наличии спроса на газ и готовность транспортной инфраструктуры доставки газа с о. Сахалин до потребителя в Хабаровском и Приморском краях к началу добычи с Северо-Венинского месторождения.

Также при реализации газа на внутреннем рынке существует частный вариант продажи газа на Комсомольский нефтеперерабатывающий завод (Комсомольский НПЗ), принадлежащий ОАО «НК «Роснефть».

Завод расположен в г.Комсомольск-на-Амуре Хабаровского края. Потребность в газе ООО «РН-Комсомольский НПЗ» к 2015 году составит 1,13 млрд. м3/год с учетом ввода в эксплуатацию новых комплексов (гидрокрекинга и производства полимеров). И в дальнейшем изменение потребности в газе для производственных нужд не прогнозируется.


Таблица 4.2 Оценка потребности в газе на Комсомольском НПЗ

201120152020ООО «РН-Комсомольский НПЗ»0,081,131,13

Возможное начало добычи газа Северо-Венинского месторождения проекта «Сахалин-3» (от 1,0 до 1,6 млрд. м3/год с 2015-2017 гг.) по срокам и объемам соответствует росту спроса на газ Комсомольского НПЗ, что создает возможность для синхронизации проектов строительства/реконструкции Комсомольского НПЗ и освоения Северо-Венинского месторождения.

Поставка газа Северо-Венинского месторождения на Комсомольский НПЗ планируется по существующему газопроводу ОАО «НК «Роснефть»: Боатасино - Комсомольск-на-Амуре, что позволяет не учитывать использование сторонней инфраструктуры.

С учетом вышесказанного, можно утверждать о наличии спроса на газ в ДВР не только у сторонних потребителей, но и в том числе на дочерних предприятиях ОАО «НК «Роснефть». Существующая и строящаяся газотранспортная инфраструктура позволяет планировать доставку газа потребителю с использованием стороннего газопровода, или по трубопроводу ОАО «НК «Роснефть» на Комсомольский НПЗ. Во втором случае нет необходимости взаимодействия с ОАО «Газпром».

Для целей экономической оценки поставка газа на внутренний рынок рассматривается как продажа на Комсомольский НПЗ, с учетом тарифа на использование газопровода Боатасино - Комсомольск-на-Амуре.


4.5.Оценка экспорта в КНР


На текущий момент решением Правительства РФ возможности поставок газа на экспорт для независимых производителей ограничены, за исключением ОАО «Газпром», являющегося единственным уполномоченным экспортером российского газа. Таким образом, на данный момент непосредственная продажа газа с Северо-Венинского месторождения зарубежным потребителям не возможна. Для указанных целей газ может быть продан на договорных условиях ОАО «Газпром». Однако, с учетом активного обсуждения на уровне отраслевых министерств и ведомств возможностей открытия доступа независимых производителей к экспортным газотранспортным системам ОАО «Газпром», к началу добычи газа Северо-Венинского месторождения вполне возможно ожидать внесения изменений в законодательные акты РФ, регулирующие вопросы экспорта газа. Поэтому вариант непосредственных поставок газа с Северо-Венинского месторождения на экспорт может рассматриваться как потенциально возможный.

Программой газификации ДВР предусмотрена поставка газа на экспорт в страны АТР по единому экспортному каналу ОАО «Газпром». Газ сахалинских месторождений считается одним из основных источников поставок для целей Программы.

Строящийся ОАО «Газпром» с августа 2009 г. газопровод Сахалин - Хабаровск/Китайская граница - Владивосток имеет проектируемую мощность более 30 млрд. м3/год. К 2020 году дополнительный экспортный потенциал Сахалинского шельфа превысит 10 млрд. м3/год при условии удовлетворения спроса на внутреннем рынке. С учетом проектной пропускной способности строящегося газопровода начиная с 2015-2016 гг. весь добываемый сахалинский газ может быть востребован для целей его заполнения.

Таким образом, можно утверждать, что формирование экспортных поставок газа с сахалинских месторождений по газопроводу Сахалин - Хабаровск/Китайская граница - Владивосток произойдет к началу добычи газа Северо-Венинского месторождения.

Для ОАО «Газпром» добавление новых объемов газа для перекачки по трубопроводу увеличивает эффективность эксплуатации транспортной инфраструктуры, а поставщикам позволяет получать экономическую выгоду за счет эффекта масштаба.

Учитывая то, что китайская государственная корпорация «Синопек» является партнером ОАО «НК «Роснефть» в рамках Венинского проекта, можно предположить гарантированный контракт на покупку газа рассматриваемого проекта на границе.

С учетом вышесказанного, для целей настоящей экономической оценки рассмотрены продажи газа на экспорт в Китай с использованием трубопровода ОАО «Газпром». От УКПГ до Боатасино предполагается строительство собственного газопровода, а в Боатасино - врезка в газопровод ОАО «Газпром».

При анализе варианта продажи газа на экспорт в КНР принято, что весь газ будет реализовываться непосредственно с УКПГ, и цена продажи газа уменьшена на экспортную пошлину и тариф на транспортировку газа.


4.6.Прогноз цен на газ


4.6.1.Внутренний рынок России

В настоящий момент цена на газ в ДВР формируется стихийно и носит договорной характер между независимыми продавцом и потребителем.

Правительством РФ осуществляется регулирование ценообразования на газ только в отношении производителей - владельцев и операторов магистральных газопроводов. На территории Сахалинской области на данный момент (кроме строящихся объектов ОАО «Газпром») единственным таким производителем и владельцем магистрального газопровода, поставляющего газ в Хабаровский край, является ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». Приказом Федеральной службы по тарифам от 16 октября 2010 г. «Об оптовых ценах на газ, добываемый ОАО «НК «Роснефть» и реализуемый потребителям Сахалинской области и Хабаровского края, и тарифах на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» для независимых организаций» установлены следующие тарифы на газ:

·Для поставок независимым организациям на территории Сахалинской области - 1429 руб. за 1000 м3 (без НДС);

·Для поставок независимым организациям на территории Хабаровского края - 1845 руб. за 1000 м3 (без НДС).

Кроме поставок газа от ОАО «НК «Роснефть» сегодня также осуществляется поставка раннего (попутного) газа в Хабаровский край в рамках проекта «Сахалин-1» (режим СРП) по собственному газопроводу. Однако цена газа для этих поставок регулируется специальным соглашением Правительства РФ и регулирует только взаимоотношения Оператора проекта «Сахалин-1» и ОАО «Хабаровсккрайгаз».

Для оценки варианта продажи газа на внутреннем рынке взят прогноз роста цен на газ на внутреннем рынке, выпущенный МЭРТ России в сентябре 2009 г. Согласно планам Правительства РФ цены на газ будут расти следующим образом: на Сахалине


Таблица 4.3

Изменение цены газа для внутреннего рынка (по отчету МЭРТ)

200920102011201220132014 и далее100%126,6%115,7%115,1%112,2%102,5%

Вышеуказанный прогноз цен на газ и цена, установленная ФСТ России для газа, поставляемого ОАО «НК «Роснефть» с о.Сахалин, является пессимистичным сценарием развития. Данная цена является минимальным официально установленным ценовым ориентиром для реализации газа Северо-Венинского месторождения. Так как Оператор Проекта - ООО «Венинефть» фактически будет являться независимым производителем газа на сахалинском шельфе, и при этом не является владельцем магистральных газопроводов, то цена на газ Северо-Венинского месторождения будет носить договорной характер с конечным потребителем с оплатой стоимости транспортировки газа по магистральному газопроводу.

Фактически основываясь на практике продажи газа на внутреннем рынке (в Хабаровский край) проектом «Сахалин-1», цена продажи газа может быть улучшена в переговорном процессе. Так, например, Комсомольский НПЗ закупает недостающие объемы газа для технологических нужд у ОАО «Хабаровсккрайгаз» по цене 107 долл. США за 1000 м3, что значительно превышает цену ФСТ.

Однако для целей настоящей экономической оценки в качестве основного рассмотрен пессимистический прогноз роста цен на газ - регулируемая цена 2011 года, установленная ФСТ России и индексированная по показателям МЭРТ.

Для варианта поставки газа на внутренний рынок рассматривается тариф на использование газопровода Боатасино - Комсомольск-на-Амуре. На 2011 год для ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» указанный тариф установлен ФСТ России и составляет 342 руб. за 1000 м3 газа (без НДС).


4.6.2.Становление цен на газ в ДВР

Становление цен на газ в ДВР предполагается в две отдельных стадии:

Первая стадия: 2012-2020 гг. Начиная с 2014 года цены на газ начнут расти в соответствии с реальными условиями рынка. Правительство Российской Федерации внедряет «план либерализации газа», направленный на создание за десятилетний срок паритета между ценами на газ в ДВР и в западной части России.

При рассмотрении вопроса о паритете цен «нетбэк» на газ в западной части России и Европе в 2011-2015 гг. Правительство России имеет в виду сложившиеся цены на газ в западной части России на уровне приблизительно 127 долл. США / тыс. м3 (и соответственно 200 - 225 долл. США / тыс. м3 в странах ЕС). Однако на совещании по вопросам энергетики, состоявшемся в марте 2011 года в г. Южно-Сахалинске, Председатель Правительства РФ В.В. Путин высказал совершенно новую позицию Правительства в отношении формирования цены газа в дальневосточном регионе России. И в частности, в отношении Сахалина, по его мнению, справедливая оптовая цена на газ для конечного потребителя должна составлять ориентировочно 140 долларов США за 1000 м3.

В настоящее время осуществляется создание значительной газотранспортной инфраструктуры. Более крупные объемы газа с ДВР направляются на экспорт, что все более способствует привязке цен на внутреннем рынке к ценам в АТР. К концу данного периода цены на внутреннем рынке будут близки к паритету с ценами на газ в других регионах.

К тому же существенную и значительную роль уже к 2012 году в формировании спроса и цены на газ в ДВР может сыграть трагическая ситуация в Японии, сложившаяся в результате разрушительного землетрясения, цунами и техногенной катастрофы на АЭС «Фукусима-1».

Энергетический рынок Японии на 30% заполнялся за счет электроэнергии, получаемой с объектов атомной энергетики. С учетом сложившейся катастрофической обстановки потребуется замещение выпадающих атомных мощностей за счет дополнительных поставок газа (в основном СПГ), угля, бензинового и дизельного топлива. С учетом этого высокую актуальность получает вариант строительства и скорейшего введения в действие третьей производственной линии завода по сжижению природного газа в пос. Пригородное, построенного и введенного в эксплуатацию в 2008 году в рамках проекта «Сахалин-2». На совещании в г. Южно-Сахалинске в марте текущего года Председателем Правительства РФ было поручено ускорить проведение соответствующих проработок по данному вопросу основному акционеру проекта «Сахалин-2» - ОАО «Газпром».

Вторая стадия: после 2020 г. Цены на газ на внутреннем рынке ДВР достигают паритета с экспортными ценами и остаются на уровне внутреннего паритета с ценами в западной части России (таким образом, косвенно привязаны к ценам в Европе и АТР).

5.ОСНОВНЫЕ ВОПРОСЫ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ и социально-экономические условия реализации проекта


Реализация данного Проекта будет сопряжена с определенным воздействием на окружающую среду. Географически это может затронуть акваторию северо-восточного шельфа Сахалина в пределах Венинского блока и территорию прилегающего побережья Сахалина. Для данных районов суши и моря выполнен анализ лимитирующих реализацию Проекта факторов и наиболее существенных видов воздействия Проекта на окружающую среду и социально-экономические условия.


5.1 Нормативно-правовое обоснование реализации проекта


Проект будет разрабатываться и осуществляться в соответствии с действующими российскими и международными законодательными требованиями, а также с учетом общепринятых российских и международных норм нефтегазовой промышленности с целью обеспечения экологической безопасности при строительстве и эксплуатации сооружений.

Предварительный анализ основных международных и российских нормативно-правовых документов, регулирующих отношения в области природопользования и охраны окружающей среды, применительно к реализации настоящего Проекта, показал, что реализация Проекта не противоречит действующим на данный момент положениям законодательства РФ в области охраны окружающей среды.

Применимые для реализации данного проекта нормативно-правовые требования РФ обуславливают необходимость получения около 650 различных разрешений и согласований от уполномоченных государственных органов исполнительной власти в период от начала проектных работ до ввода объектов в эксплуатацию.

5.2 Современное состояние окружающей среды и социально-экономические условия


В процессе подготовки данной работы были осуществлены сбор и анализ имеющейся архивной информации о состоянии окружающей среды и социально-экономических условиях в районах реализации Проекта. При этом основной акцент сделан на показателях, лимитирующих реализацию Проекта.

Результаты выполненного анализа не выявили непреодолимых препятствий для реализации Проекта. В то же время идентифицированы определенные экологические ограничения, основными из которых являются:

·Наличие в районе реализации Проекта действующих предприятий рыбной отрасли, которые потенциально могут быть затронуты в случае реализации Проекта;

·Наличие в районе реализации Проекта территорий и акваторий традиционного природопользования Коренных малочисленных народов севера Сахалина (КМНС), которые потенциально могут быть затронуты в случае реализации Проекта;

·Наличие в районе реализации Проекта локальных участков высокой экологической чувствительности: нерестилищ и миграционных путей ценных видов рыб, скоплений морских млекопитающих, колоний морских и околоводных птиц;

·Наличие в районе реализации Проекта локальных участков со сложными инженерно-геологическими условиями, где возможны проявления опасных геологических процессов;

·Наличие в районе реализации Проекта локальных участков расположения археологических объектов;

·Отсутствие в районе реализации Проекта развитой инфраструктуры, что потребует разработки специальной транспортной схемы, дополнительного обустройства подъездных путей, площадок складирования и тп.;

·Отсутствие в районе реализации Проекта предприятий и полигонов для утилизации и обезвреживания буровых отходов, образующихся при реализации Проекта, что потребует строительства специальных скважин для закачки буровых отходов в геологические пласты.


5.3 Результаты Оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС)


В процессе предварительной оценки воздействия на различные компоненты окружающей среды и социально-экономические условия при реализации Проекта определен перечень основных источников и видов воздействий в процессе строительства и эксплуатации производственных объектов. Большинство выявленных воздействий незначительны и практически неразличимы на фоне естественной изменчивости природных и социально-экономических процессов, при условии соблюдения установленных стандартов и правил выполнения строительных работ и эксплуатации объектов Проекта. В то же время, выявлен ряд ключевых видов воздействий, для которых требуется разработка специальных природоохранных мероприятий с целью смягчения негативного воздействия.


5.4 Меры по уменьшению воздействий


Реализация Проекта не может проводиться без обеспечения соответствующих природоохранных мероприятий для снижения уровня воздействия на окружающую среду. Для защиты компонентов окружающей среды и социально-экономической сферы намечены ключевые природоохранные мероприятия, краткий перечень которых приведен ниже.

Общий подход к планированию и осуществлению природоохранных мероприятий:

Планирование, осуществление и постоянное совершенствование природоохранных мер основывается на следующем:

·Осуществление проектирования, строительства и эксплуатации производственных объектов в соответствии с действующим российским природоохранным законодательством и природоохранными мерами, утвержденными как самой Компанией-оператором, так и подрядными организациями, для предотвращения возможных нарушений в процессе работ по Проекту; контроль за соблюдением этих требований и представление требуемой отчетности в уполномоченные государственные контрольно-надзорные органы;

·Разработка и реализация программы мониторинга результатов воздействия на окружающую среду, с особым вниманием к наиболее чувствительным районам, местообитаниям и видам или сообществам растений и животных; модернизация объектов, методов эксплуатации или технологий работ при необходимости, по результатам этого мониторинга;

·Учет опыта и уроков осуществления проектов «Сахалин-1,2» с анализом достаточности ранее разработанных природоохранных мер в различных условиях - например, в различных местоположениях и в разное время года;

·Соблюдение графика и технологий строительных работ для исключения непредвиденных сверхнормативных воздействий на окружающую среду;

·Учет существующей техногенной нагрузки в районе реализации Проекта, включая промышленные объекты, сеть трубопроводов и другие линейные объекты инфраструктуры;

·Учет комплексной значимости «Особо охраняемых природных территорий» (далее ООПТ), расположенных в относительной близости к району реализации Проекта, а также конкретных аспектов чувствительности и ограничений в отношении каждой отдельной ООПТ;

·Учет местоположения локальных участков осуществления традиционного природопользования коренными малочисленными народами Севера о. Сахалин (КМНС);

·Учет местоположения участков и акваторий, в которых осуществляется активное рыболовство.

Основные меры по снижению воздействий:

·Обеспечение безопасности и охраны здоровья всех сотрудников, работающих на проекте, и безопасности эксплуатации производственных объектов. Целевой показатель безопасности проекта - отсутствие травм с потерей рабочего времени;

·Выполнение всех видов работ и операций с учетом применимых законов, правил, нормативных требований и руководящих указаний;

·Принятие в качестве одного из основных критериев выбора подрядчика его способность (опыт, ресурсы) и обязательство соблюдать природоохранные требования и нормы, что должно быть четко изложено в пакете тендерной документации на строительные и сопутствующие контракты;

·Разработка и реализация «Плана защиты редких и исчезающих видов животных и млекопитающих», «Плана защиты морских млекопитающих», «Плана взаимодействия с предприятиями рыбной отрасли» и «Плана взаимодействия с общинами КМНС, осуществляющими традиционное природопользование в зоне реализации Проекта»;

·Разработка и реализация Планов по предупреждению и ликвидации аварийных ситуаций;

·Соблюдение правил пожарной безопасности, включая удаление пожароопасных объектов, таких, как поваленные деревья, и др.;

·Обеспечение соответствующего хранения, переработки, перевозки и утилизации всех видов отходов и стоков;

·В целях предотвращения или сведения к минимуму загрязнения окружающей морской среды, для разведочного бурения и бурения эксплуатационных скважин будут применяться оптимальные технологии и меры по уменьшению воздействий, соответствующие законодательству Российской Федерации. Кроме того, буровые отходы добывающих скважин будут закачиваться в подземные горизонты.

·Инструктаж персонала (включая персонал подрядчиков) по вопросам охраны окружающей среды, включая процедуры и правила поведения на полевых площадках (и в примыкающих к ним участках) в зонах обнаружения памятников археологии и истории, экологически чувствительных объектов (включая ООПТ), участков традиционного природопользования КМНС;

·Достижение более полного понимания воздействий Проекта на Коренные малочисленные народы Севера, их культурное наследие и ресурсы, от которых зависит их образ жизни, через консультации с их представителями и местными сообществами с целью практически возможного уменьшения негативных воздействий и поиска возможностей оптимизации позитивных воздействий;

·Выбор оптимальных методов и периодов строительства в экологически чувствительных участках;

·Применение соответствующих методов строительства и достаточных ресурсов (включая опытный персонал) для минимизации сроков строительства и воздействия на окружающую среду;

·Строительство специальных скважин для закачки буровых отходов в геологические пласты (по 1 скважине для каждой буровой площадки);

·Обеспечение своевременной и должной рекультивации в границах землеотвода участков, отведенных для сооружений Проекта, почвенный покров которых нарушен при строительстве, особое внимание будет уделено противоэрозионным мерам и восстановлению участков, прилегающих к водным объектам;

·По возможности, осуществлять работы в непосредственной близости к существующим транспортным и инфраструктурным коридорам, что позволит, в максимально возможной степени, вести строительство на уже освоенных участках и уменьшит потребность в новых подъездных дорогах и путях;

·Принятие практически возможных мер по ограничению доступа к участкам лесов, водным объектам и экологически чувствительным участкам (включая ООПТ) по полосе отвода трубопровода или по новым подъездным дорогам.


5.5 Прогнозируемые остаточные воздействия при реализации Проекта


Настоящий крупномасштабный Проект окажет определенное негативное воздействие на окружающую среду. Однако Оператор Проекта будет придерживаться принципа максимально возможного снижения уровня воздействий. С этой целью будет реализован вышеперечисленный перечень природоохранных мероприятий по уменьшению воздействия, а также организован действенный контроль их выполнения.

Обобщенный перечень ключевых остаточных воздействий на окружающую среду и социально-экономические условия, то есть воздействий, остающихся после применения природоохранных мер, представлен ниже.

Для этапа строительства:

·Незначительное - слабое воздействие на морскую среду, морское дно, морскую биоту и морских млекопитающих при проведении дноуглубительных работ, связанных со строительством морских трубопроводов через залив Ныйский и установкой морской платформы. Восстановление сообществ морской биоты произойдет за период не более трех лет;

·Слабое воздействие на поверхностные водные объекты и водную биоту в процессе строительства линейных объектов (наземные трубопроводы для всех вариантов) при подготовке траншей, укладке готовых плетей трубопровода и его засыпке. Восстановление нарушенных сообществ водной биоты произойдет в течение 1-2 лет;

·Умеренное - значительное воздействие на геологическую среду, в том числе подземные воды, в процессе строительства участков магистральных трубопроводов за счет возможной активизации опасных геологических процессов в районах со сложными инженерно-геологическими условиями;

·Умеренное воздействие на земельные ресурсы и механическое нарушение почвенного покрова в пределах землеотвода при проведении работ по прокладке трубопроводов и подготовке площадок для строительства сопутствующих сооружений. Восстановление почвенного покрова в результате рекультивации возможно в течении нескольких лет;

·Слабое воздействие на растительность при расчистке строительных площадок и трасс трубопровода в границах землеотвода;

·Слабое - умеренное воздействие на растительность, наземную фауну, территории ООПТ и водную биоту за счет облегчения доступа к удаленным участкам с возможным увеличением опасности возникновения лесных пожаров;

·Умеренное воздействие на растительность и животный мир ООПТ в случае проведения строительных работ непосредственно в границах ООПТ;

·Умеренное отрицательное воздействие на объекты рыбной отрасли и участки традиционного природопользования КМНС за счет выполнения строительных работ на маршрутах миграции основных видов рыб - объектов промысла;

·Умеренное положительное воздействие Проекта на социально-экономические условия.

Для этапа эксплуатации:

·Умеренное - значительное воздействие на геологическую среду, в том числе подземные воды, в процессе эксплуатации участков магистрального трубопровода за счет возможной активизации опасных геологических процессов в районах со сложными инженерно-геологическими условиями;

·Слабое - умеренное воздействие на растительность, наземную фауну, территории ООПТ и водную биоту за счет облегчения доступа к удаленным участкам с возможным увеличением опасности возникновения лесных пожаров;

·Положительное воздействие Проекта на социально-экономические условия.

Основное воздействие на окружающую среду и социально-экономические условия для всех вариантов реализации Проекта прогнозируется при проведении строительных работ. На этапе эксплуатации прогнозируется значительное уменьшение воздействия.


Выводы по вопросам охраны окружающей среды


В результате реализации программы сбора и анализа существующей архивной информации о современном состоянии окружающей среды и социально-экономических условиях, а также по итогам проведения предварительной ОВОС можно сделать следующие основные выводы:

·Результаты анализа архивной информации не выявили непреодолимых препятствий для реализации Проекта;

·Для реализации Проекта предварительно идентифицированы определенные ограничения;

·В процессе дальнейших работ по Проекту потребуется проведение детальной оценки выявленных лимитирующих показателей;

·В соответствии с результатами предварительной ОВОС определен перечень ключевых видов воздействий и список соответствующих мероприятий по смягчению воздействий.


6.оценка экономической эффективности разработки


6.1.Общая информация


Экономические показатели проекта разработки участка были рассчитаны, исходя из срока начала добычи на Северо-Венинском месторождении в 2015 и в 2017 году для разных вариантов оценки запасов. Кроме того, было рассмотрено несколько сценариев чувствительности для оценки устойчивости Проекта к изменениям цен, объемов и затрат.


6.2 Ресурсная база


Как упоминалось ранее на текущий момент существует две альтернативные оценки запасов Северо-Венинского газоконденсатного месторождения.

·Пессимистичный вариант - запасы свободного газа 25,3 млрд. м3 (по категориям 18,8 млрд.м3 (С1) + 6,5 (С2) млрд.м3); конденсата - 2,1 млн. т.

·Оптимистичный вариант - запасы свободного газа 49,02 млрд.м3 (по категориям 35,01 (С1) млрд.м3 + 14,01 (С2) млрд.м3); конденсата - 1,21 млн. т.

Расхождения в подходах к оценке запасов объясняются недостаточным количеством геолого-геофизических данных о строении залежи месторождения, полученных в результате бурения одной поисковой скважины. В первом случае меньшая оценка запасов приурочена к предположению о пластово-сводовой модели залежи, и обусловлена большим количеством в коллекторе предполагаемых глинистых пропластков-экранов. Вариант с большей оценкой запасов обусловлен предположением о массивном строении залежи с единым контуром газоносности.

Получить достаточное количество геолого-геофизических данных и подтвердить строение продуктивной залежи Северо-Венинского месторождения позволит вторая поисково-оценочная скважина, планируемая к бурению в летнем буровом сезоне 2012 года.

В настоящей работе выполнен расчет экономической эффективности освоения месторождения для обоих сценариев количественной оценки запасов газа.


6.3.Экономическая основа


Настоящая оценка основана на действующей системе налогообложения, при оценке экономической эффективности реализации проекта учитывались НДПИ, налог на прибыль, налог на имущество и импортные пошлины, если иное не оговорено ниже.


6.4.Амортизация


Стадия геологоразведки:

·капитализация всех затрат до начала добычи с их предполагаемой последующей амортизацией методом равномерного списания в течение 5 лет.

Стадия разработки:

·принято среднее значение амортизации затрат на капитальное строительство и пуск в эксплуатацию всех сооружений проекта, составляющее 15 лет. Для затрат на эксплуатационное бурение принято значение - 10 лет.


6.5.Налог на добавленную стоимость (НДС)


НДС начисляется по налоговой ставке 18%. На основании ст.171,172 НК РФ налогоплательщик имеет право на возмещение НДС, на период отсутствия реализации в течение отчетного периода. Для компании Оператора реализация наступает только с началом добычи газа. Возмещение НДС осуществляется на следующий год после уплаты входящего НДС. Ввиду короткого промежутка времени (менее 1 года) между уплатой и возмещением, НДС не учитывался в рамках настоящей экономической оценки.


6.6.Макроэкономические допущения


6.6.1.Ставки дисконта

В соответствии с требованиями Регламента составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96) в части Экономического раздела ТЭО и согласно мировой практике подготовки технико-экономических обоснований по нефтегазовым проектам, в настоящей оценке использовались номинальные ставки дисконта 10% и 12%.

При расчете экономической эффективности по оптимистичному варианту (по максимальной предполагаемой оценке запасов) была применена принятая ОАО «НК «Роснефть» единая расчетная ставка дисконта 20% для расчета экономических оценок всех новых проектов Компании.


6.6.2.Годовые ставки инфляционного роста затрат и эскалации цен

Предполагается, что затраты и цены будут увеличиваться в соответствие с годовыми ставками, указанными в существующих прогнозах Министерства финансов РФ.


6.7.Затраты на ликвидацию проекта


Предполагается, что затраты на ликвидацию проекта рассчитаны как 10% от инфлированных затрат на капитальное строительство.


6.8.Результаты


Ниже приводятся результаты по базовому варианту разработки Северо-Венинского месторождения для двух вариантов оценки запасов газа.

Дата дисконтирования денежного потока - условно 01.01.2011 г.

В данной работе также (справочно) проведена оценка рентабельности проекта с учетом всех понесенных затрат на геологоразведку. Оценка капитализированных затрат на геологоразведку по Венинскому блоку на 01.01.2011 условно принята на уровне 400 млн. USD.


6.8.1 Основные экономические показатели для пессимистичного варианта запасов Северо-Венинского месторождения (25,3 млрд. м3)


Таблица 6.1 Основные экономические показатели при продаже газа на внутренний рынок (без учета ГРР)

ECONOMIC INDICATORНаименование показателяЕд. изм.ЗначениеДобыча конденсатамлн. тонн1,48Добыча газа (товарный объем)млрд. м318,67Валовая выручкамлн. руб187 038,56НДПИмлн. руб5 568,15Транспортные расходымлн. руб11 459,23Налог на имуществомлн. руб1 684,01OPEX (nominal)млн. руб16 841,92EBITDAмлн. руб150 366,69EBITмлн. руб130 049,95Налог на прибыльмлн. руб26 009,99Операционный денежный потокмлн. руб104 039,96CAPEX (nominal)млн. руб20 316,74Возможные показатели эффективности проектаIRR (ВНД)%17,45%NPV (ЧДД) при ставке дисконтирования 12%млн. руб8 199,89DPBP (дис. срок окупаемости)лет15

Таблица 6.2 Основные экономические показатели при продаже газа на внутренний рынок (с учетом ГРР)

ECONOMIC INDICATORНаименование показателяЕд. изм.ЗначениеДобыча конденсатамлн. тонн1,48Добыча газа (товарный объем)млрд. м318,67Валовая выручкамлн. руб187 038,56НДПИмлн. руб5 568,15Транспортные расходымлн. руб11 459,23Налог на имуществомлн. руб2 081,70OPEX (nominal)млн. руб16 841,92EBITDAмлн. руб149 969,00EBITмлн. руб116 740,26Налог на прибыльмлн. руб23 348,05Операционный денежный потокмлн. руб93 392,21CAPEX (nominal)млн. руб33 228,74Возможные показатели эффективности проектаIRR (ВНД)%10,49%NPV (ЧДД) при ставке дисконтирования 12%млн. руб(4 008,66)DPBP (дис. срок окупаемости)летno payback (не окупается)

Таблица 6.3 Основные экономические показатели при продаже газа на экспорт (без учета ГРР)

Наименование показателяЕд. изм.ЗначениеДобыча конденсатамлн. тонн1,48Добыча газа (товарный объем)млрд. м318,67Валовая выручкамлн. долл. США5 910,77НДПИмлн. долл. США177,33Транспортные расходымлн. долл. США-Налог на имуществомлн. долл. США53,63OPEX (nominal)млн. долл. США536,37EBITDAмлн. долл. США5 107,82EBITмлн. долл. США4 460,79Налог на прибыльмлн. долл. США892,16Операционный денежный потокмлн. долл. США3 568,63CAPEX (nominal)млн. долл. США647,03Возможные показатели эффективности проектаIRR (ВНД)%18,38%NPV (ЧДД) при ставке дисконтирования 12%млн. долл. США311,38DPBP (дис. срок окупаемости)лет14


Таблица 6.4 Результаты анализа чувствительности проекта при продаже газа на внутренний рынок

Sensitivities analysis (values change)NPV?-50%-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%Gas production(206)(165)(123)(82)(41)-4181122162203Gas price(278)(221)(165)(110)(55)-54109163217270Drilling463727189-(9)(18)(28)(37)(46)Oilfield infrastructure11391684523-(23)(46)(69)(91)(114)OPEX413325168-(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%Drilling1,22%0,97%0,72%0,47%0,23%--0,23%-0,45%-0,67%-0,88%-1,09%Oilfield infrastructure3,46%2,66%1,92%1,24%0,60%--0,56%-1,09%-1,58%-2,05%-2,50%OPEX0,92%0,74%0,56%0,37%0,19%--0,19%-0,38%-0,58%-0,77%-0,97%



Таблица 6.5 Результаты анализа чувствительности проекта при продаже газа на экспорт

Sensitivities analysis (values change)NPV?-50%-40%-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%Gas production(333)(266)(199)(133)(66)-66133199265331Gas price(383)(305)(229)(152)(76)-76152228303379Drilling453627189-(9)(18)(27)(36)(45)Oilfield infrastructure11290684523-(23)(45)(68)(90)(113)OPEX413324168-(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%Drilling1,35%1,07%0,79%0,52%0,26%--0,25%-0,50%-0,74%-0,98%-1,21%Oilfield infrastructure3,93%3,03%2,19%1,41%0,68%--0,64%-1,24%-1,81%-2,34%-2,85%OPEX0,72%0,58%0,43%0,29%0,15%--0,15%-0,29%-0,44%-0,59%-0,74%



6.8.2 Основные экономические показатели для оптимистичного варианта запасов Северо-Венинского месторождения (49,02 млрд. м3)


Таблица 6.6 Основные экономические показатели при продаже газа на внутренний рынок (без учета ГРР)

Наименование показателяЕд. изм.ЗначенияСценарные условияИнфляция%MS RN 2010Средняя цена нефти Brent до 2030$/бар93Средняя цена нефти Urals до 2030$/бар91Цена газа (в 2010 г.)руб/1000м32 218Ставка дисконтирования%20Экономические показателиДобыча конденсатамлн. тонн0,9Добыча газа (товарный объем)млрд.м339,5Валовая выручкамлн. руб288 383Транспортные расходымлн. руб3 006Экспортная пошлинамлн. руб8 992НДПИмлн. руб9 286Налог на имуществомлн. руб1 425OPEX (ном)млн. руб16 648EBITDAмлн. руб249 026EBITмлн. руб230 773Налог на прибыльмлн. руб46 155Чистая прибыльмлн. руб184 618Операционный денежный потокмлн. руб202 872CAPEX (ном)млн. руб18 254Возможные показатели эффективности проектаIRR (ВНД)%25,5NPV (ЧДД)млн. руб2 738NPV/барруб/бар412DPBP (Дис. срок окупаемости)год15DPI (Дис. индекс прибыльности)1,47Ожидаемые показатели эффективности РНExploration cost (затраты на ГРР)млн. руб4 964Вероятность успешности бурения%90,0ENPVруб/бар2 149ENPV per bbl324



Ключевые условия займа:

·На этапе ГРР иностранный партнер предоставляет займ в размере 49,8% от общей суммы затрат;

·На сумму долга начисляются проценты по ставке LIBOR + 2,5%;

·В случае коммерческого открытия ОАО «НК «Роснефть» возвращает иностранному партнеру займ, капитализированный с учетом процентов из своей доли в чистой прибыли;

·Прибыль ОАО «НК «Роснефть» направляется на погашение долга с процентами до момента полного погашения.

Таблица 6.7 Результаты экономической оценки проекта с учетом обязательств по возврату займа партнеру по проекту (за период ГРР)

Наименование показателяЕд. измЗначенияРасходы26 540Финансирование за счет собств. средствмлн. руб9 860Выплаченные проценты партнерумлн. руб649Возврат займа партнеру с учетом капитализированных процентовмлн. руб9 700Налог на дивидендымлн. руб6 331Доходы154 798Займ от партнерамлн. руб5 235Возврат займа с учетом капитализированных процентов от Операторамлн. руб20 127Полученные проценты по займу Операторамлн. руб2 819Выручка через дивидендымлн. руб126 617Показатели эффективности проекта (c учетом Carry)Операционный денежный потокмлн. руб123 815IRR (ВНД)%22,6%DPBP (Дис.срок окупаемости)год1


7. Задачи технико-экономического анализа. Варианты разработки месторождения


С целью выполнения технико-экономического анализа в данной работе рассмотрено Северо-Венинское газоконденсатное месторождение, открытое ООО «Венинефть» - оператором Венинского шельфового участка (проект «Сахалин-3») в 2009 году, и на сегодняшний день единственное на лицензионном блоке с подтвержденными промышленными запасами газа.

Одной из основных задач данного анализа являлось построение максимально точной оценки капитальных и эксплуатационных затрат, а также анализ вопросов маркетинга газа.

Для этих целей были использованы оценки и мнения независимых экспертов - крупнейших и авторитетных международных компаний, специализирующихся на оказании услуг при морском бурении (профиль эксплуатационной скважины, расчет нагрузок для буровой, стоимость бурения - Schlumberger (далее Шлюмберже), стоимость аренды буровой установки - Nabors (далее Нэйборс)), а также использованы данные других проектов с участием ОАО «НК «Роснефть».

В части обустройства и способа добычи газа и конденсата рассматривались разные варианты разработки месторождения: с берега, с платформы гравитационного типа и подводно-устьевым комплексом. Вариант применения подводно-устьевого комплекса оказался не применим для участков сахалинского шельфа с глубиной моря менее 35 метров по причине сложной ледовой обстановки.

Применение стационарной ледостойкой платформы гравитационного типа стоимостью более 1 млрд. долларов США существенно ухудшает экономические показатели проекта. С учетом того, что открытое месторождение расположено в 7-ми км от берега острова Сахалин был рассмотрен вариант разработки Северо-Венинского месторождения с применением наклонно-направленных скважин с берега с большим отходом по вертикали.

С учетом уже имеющегося на Сахалине опыта компаний Роснефть и Эксон по бурению подобных скважин, в том числе рекордных по своей протяженности (более 12000 м в рамках проекта «Сахалин-1»), данный вариант разработки и был принят в качестве основного.

Расчетный срок начала добычи газа по проекту - 2017 г. для варианта запасов 49,02 млрд. м3, либо ускоренный вариант добычи в 2015 году в рамках опытно-промышленной эксплуатации в варианте запасов 25,3 млрд. м3. Оба варианта реализуемы при условии получения лицензии на разведку и добычу УВ до конца 2013 года.

Базовый вариант развития проекта предполагает:

·Строительство береговой буровой площадки на косе Пластун в 2013-2014 гг.;

·Аренду берегового бурового комплекса начиная с 2014 г.;

·Бурение в 2014-2015 гг. 3-х наклонно-направленных скважин с большим отходом от вертикали, длиной по стволу до 9 600 м;

·Строительство в 2013-2015 гг. установки комплексной подготовки газа мощностью до 1,6 млрд. м3 газа в год;

·Строительство в 2013-2015 гг. трубопровода неразделенной продукции через Ныйский залив;

·Строительство в 2013-2015 гг. газопровода от УКПГ до Боатасино, с последующей врезкой в действующую трубопроводную систему.


7.1 Реализация добытой продукции. Маркетинг газа


В части проработки вопросов реализации добытой продукции наибольшую сложность представляет газовая ориентированность проекта.

С учетом законодательных ограничений, принятых в настоящий момент в России в части экспортных каналов продажи российского газа и невозможностью для ООО «Венинефть» осуществлять поставки газа на экспорт, в качестве основного рассматривается вариант реализации газа только на внутреннем рынке Далневосточного региона.

Однако в качестве гипотетического в данной работе рассмотрен и вариант поставки газа на экспорт (в случае соответствующего изменения существующего законодательного ограничения и допуска сторонних производителей газа к экспортным газотранспортным каналам).

Анализ вопросов маркетинга газа показывает, что небольшой объем годовой добычи газа по проекту может быть использован как преимущество проекта. Рассмотрены 2 варианта реализации газа:

·На внутреннем рынке с использованием существующей инфраструктуры. Одним из потенциальных покупателей является Комсомольский НПЗ ОАО «НК «Роснефть», планы развития которого соответствуют срокам получения газа на Северо-Венинском месторождении;

·На экспорт с использованием строящейся инфраструктуры ОАО «Газпром», при наличии потенциального покупателя с китайской стороны (является партнером ОАО «НК «Роснефть» по Венинскому проекту).

Однако: С учетом энергетической ситуации, сложившейся в результате техногенной катастрофы на японской атомной электростанции «Фукусима-1» в результате землетрясения и цунами, а также задач по обеспечению дополнительных объемов российского газа в ДВР, поставленных в этой связи Правительством РФ, возможен «политически стратегический» вариант ускорения освоения газа Северо-Венинского месторождения (как проекта наиболее близкого к стадии освоения на сахалинском шельфе кроме проектов СРП «Сахалин-1,2») с целью поставок газа на завод СПГ проекта «Сахалин-2» и последующим увеличением экспорта в Японию.

Данный вариант требует дополнительного детального рассмотрения, изучения и экономической оценки.


7.2 Экономические показатели эффективности проекта. Риски


Для пессимистичного варианта оценки запасов 25,3 млрд. м3 газа

Таблица 7.1 Без учета ранее понесеных затрат на ГРР

Макроэкономический сценарий на основании прогноза МЭРТЦена газа внутренний рынокЦена газа на экспортIRR17,45%18,4%NPV (при ставке дисконтирования 12%)8 199 890 000 рублей311 mln.$

Таблица 7.2 С учетом ранее понесенных затрат на ГРР

Макроэкономический сценарий на основании прогноза МЭРТЦена газа внутренний рынокЦена газа на экспортIRR10,49%11,2%NPV (при ставке дисконтирования 12%)- 4 008 660 000 рублей- 65 mln. USD

С учетом принятой на корпоративном уровне ОАО «НК «Роснефть» единой ставки дисконтирования 20%, применимой для расчетов по всем новым проектам Холдинга, экономические показатели обоих вышеприведенных вариантов не соответствуют проходным критериям для принятия инвестиционного решения о дальнейшем освоении месторождения.

Экономические показатели проекта при варианте оценки запасов 25,3 млрд. м3 могут быть существенно улучшены только путем достижения более высокой договорной цены на поставки газа с потенциальным покупателем, либо в случае принятия стратегического решения Компании по обеспечению газом собственных НПЗ для внутренних нужд, либо в случае «политического» решения об обеспечении дополнительных объемов газа для поставок СПГ в Японию.

Для оптимистичного варианта оценки запасов 49,02 млрд. м3 газа


Таблица 7.3 Без учета ранее понесенных затрат на ГРР

Макроэкономический сценарий на основании прогноза МЭРТЦена газа внутренний рынокIRR25,5%NPV (при ставке дисконтирования 20%)2 738 000 000 рублей

Таблица 7.4 С учетом ранее понесенных затрат на ГРР и обязательств по возврату займа

Макроэкономический сценарий на основании прогноза МЭРТЦена газа внутренний рынокIRR22,6%Операционный денежный поток поток123 815 000 000 рублей

Анализ чувствительности в любых вариантах показывает наибольшую чувствительность к объему добытого газа и цене на газ. Следует отметить, что существует возможность значительного улучшения экномической эффективности проекта по цене на газ, так как принятая для расчетов данного технико-экономического анализа цена на газ является минимально возможной, и основанной на установленной Федеральной службой по тарифам цены на газ для ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», являющегося владельцем действующего газопровода до г. Комсомольск-на-Амуре. Постановление ФСТ России регулирует и фиксирует определенную минимальную цену только для производителей газа, являющихся собственниками газотрубопроводных систем. ООО «Венинефть» не подпадает под условия ФСТ, и следовательно, может рассчитывать на договорную цену, существенно выше регулируемой. Например, по данным 2010 года проект «Сахалин-1» реализует газ на внутренний рынок по цене на 50% выше цены ФСТ. При этом данная цена в рамках проекта «Сахалин-1» не является максимальной ценой продажи газа, зафиксированной в регионе.

Важно отметить, что основным и главным риском по проекту является неподтверждение массивного строения залежи и соответственно подтверждение пессимистичного варианта оценки запасов. Данный риск может быть снят только бурением поисково-оценочной скважины Северо-Венинская №3, что предусмотрено программой работ на 2012 год, планом развития проекта и оценкой капитальных затрат.


7.3 Организационно-управленческие решения при переходе на стадию освоения месторождения. Особенности проекта


С получением добычной лицензии и переходом к этапу обустройства и разработки потребуется и изменение организационной структуры компании-оператора.

В настоящий момент проект находится в стадии ГРР, которая характеризуется высокой степенью геологического риска в отношении возможного открытия залежей с содержанием УВ промышленного значения. На данной стадии проект ведется на основе политики компаний-акционеров, предусматривающих с учетом геологического риска минимальные сопутствующие и накладные затраты. На данном этапе компания-оператор не заполняется персоналом на постоянной основе - все специалисты ООО «Венинефть» являются сотрудниками материнских компаний-акционеров и выполняют производственные задачи в Операторе на условиях совместительства. В случае не успеха ГРР и закрытия проекта все специалисты компаний-акционеров отзываются с ликвидирующегося проекта и направляются на другие новые проекты ГРР, либо уже действующие нефтегазовые проекты. При ведении операционной деятельности в собственность Оператора не приобретается недвижимое имущество (офисы, транспорт, базы, склады и прочее оборудование). На данном этапе в собственность приобретается лишь минимально необходимое для производственных задач количество материально-технических средств и расходных материалов.

Все операционные работы в максимально возможном объеме выполняются путем привлечения специализированных подрядчиков и субподрядчиков на условиях предоставления аренды и оказания услуг.

В случае принятия всех необходимых для дальнейшего освоения инвестиционных решений и перехода к стадии обустройства и добычи потребуется кардинальное изменение организационной структуры предприятия и создания полноценной газодобывающей организации производства. Компания-оператор должна быть укомплектована персоналом на постоянной основе, состоящим из производственно-технического сектора (приложение 2) и сектора управленческого состава. С этой целью потребуется создание собственной полноценной службы кадров и социального обеспечения. Кроме того должны быть решены задачи отдельного местонахождения центрального офиса, вопросы транспорта, приобретения либо аренды баз снабжения и хранения материалов и оборудования, и решены многие другие организационные вопросы самостоятельного добычного предприятия.

Для решения задач и достижения целей проекта, начиная с этапа обустройства, не исключается возможность, а может даже и необходимость, заключения с муниципальной властью прилегающего субъекта и с отдельными родовыми общинами Коренных малочисленных народов Севера (КМНС), исконно проживающими на прилегающей к лицензионному участку шельфа территории, соглашений о социально-экономическом сотрудничестве и развитии, что потребует дополнительных финансовых средств. Для решения подобных социально-экономических, экологических и природоохранных вопросов в компании-операторе должна быть создана специальная группа по взаимодействию с органами федеральной исполнительной власти, муниципальной властью субъектов региона, общественными природоохранными и экологическими организациями, а также малыми этническими группами населения (КМНС) и отдельными группами граждан.

Вопросы проработки новой организационной структуры компании-оператора и принятия соответсвующих организационно-управленческих решений, сопутствующих созданию самостоятельного добычного предприятия должны быть решены сразу после принятия главного инвестиционного решения о получении лицензии на разведку и добычу углеводородов Северо-Венинского месторождения.


ЗАКЛЮЧЕНИЕ


Таким образом, по результатам выполнения комплекса геологоразведочных работ на Венинском лицензионном участке проекта «Сахалин-3», открытое в 2009 году газоконденсатное месторождение Северо-Венинское является единственным в блоке, о разработке которого может идти речь в настоящее время.

С учетом существующей неопределенности в оценке запасов, и других аспектов, указанных и проанализированных в данной работе, дальнейшие стратегические шаги в отношении освоения Северо-Венинского месторождения представляются в следующей этапности:

.Завершение этапа ГРР. Бурение поисково-оценочной скважины. По результатам бурения выполнение точной оценки запасов месторождения.

.Уточнение возможной (при отсутствии конкретного покупателя и продажной цены газа) экономической модели освоения месторождения на основе полученной точной оценки запасов.

.Принятие акционерами инвестиционного решения о целесообразности дальнейшего освоения Северо-Венинского газоконденсатного месторождения и обращения в МПР России за получением государственной лицензии на разведку и добычу.

.В случае принятия положительных решений со стороны акционеров и МПР России незамедлительно приступить к практическим действиям в части маркетинга газа и поиску потенциальных покупателей. После определения конкретного покупателя и завершения соответствующих переговорных процессов выполнить уточненную оценку показателей экономической эффективности проекта с учетом конкретной продажной цены на газ.

.Параллельно коммерческим действиям приступить к формированию компании-оператора как самостоятельного газодобывающего предприятия.

.Выполнение и завершение обустройства и строительства объектов производственной и транспортной инфраструктуры проекта.

.Выполнение и завершение строительства 3-х эксплуатационных скважин.

.Начало добычи, подготовки и траспортировки газа покупателю.

.Выход проекта на полную добычную мощность.

.Достижение прибыли от продаж газа, достаточной для погашения иностранному партнеру кредитного займа на стадии ГРР и возмещения вложенных средств. Получение чистой прибыли от реализации проекта.

Результаты приведенного в данной работе технико-экономического анализа подтверждают возможность экономически эффективного освоения месторождения Северо-Венинское, даже при пессимистичной оценке запасов при условии достижения достаточно высокой договорной продажной цены на газ. При этом откладывание принятия инвестиционного решения о получении лицензии на разведку и добычу, и, соответственно, откладывание начала разработки ухудшает экономические показатели проекта в связи с большим объемом и сроком дисконтирования ранее понесенных затрат.

В настоящее время этап ГРР на Венинском лицензионном участке подходит к концу. В случае его успешности и принятия решения о дальнейшем освоении Северо-Венинского месторождения этот проект может стать первым проектом на сахалинском шельфе Охотского моря, реализуемом на условиях действующего национального налогового режима и запущенном после более чем 15-летнего перерыва с момента ввода в эксплуатацию месторождений проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2», действующих на условиях соглашений о разделе продукции.

С учетом сложившейся геополитической ситуации в энергетическом балансе внутри Российской Федерации и внешнем рынке энергоресурсов стран Европы и Азиатско-Тихоокеанского региона ввод в эксплуатацию и освоение новых месторождений газа, и в особенности на континентальном шельфе, становится одним из приоритетных стратегических направлений деятельности многих международных и российских вертикально-интегрированных компаний, к которым относится и основной акционер Венинского блока проекта «Сахалин-3» - крупнейшая нефтяная компания России «ОАО «НК «Роснефть».


Список использованной литературы


Описания официальных документов:

1.Федеральный закон от 18.07.2006 №117-ФЗ «Об экспорте газа».

2.Приказ Федеральной службы по тарифам от 16.10.2010 «Об оптовых ценах на газ, добываемый ОАО «НК «Роснефть» и реализуемый потребителям Сахалинской области и Хабаровского края, и тарифах на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» для независимых организаций».

.Приказ Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации от 03.09.2007 об утверждении «Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР» (Восточная программа)

Учебники и учебные пособия:

.Инвестиционные нефтегазовые проекты: эффективность и риски: учебное пособие. / В.Д. Зубарева, А.С. Саркисов, А.Ф. Андреев - М.: ООО «Издательский дом Недра», 2010. - 259 с.

2.Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: учебник. / В.Ф. Дунаев, В.А. Шпаков, Н.П. Епифанова, В.Н. Лындин. Под редакцией В.Ф. Дунаева. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. - 352 с.

.Организация производства: учебник для вузов. / Э.А. Крайнова, А.Ф. Андреев - М.: ООО «Издательский дом Недра», 2010. - 250 с.

.Основы менеджмента (нефтяная и газовая промышленность): учебник. А.Ф. Андреев, С.Г. Лопатина, М.В. Маккавеев, Н.Н. Победоносцева - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007.264 с.


Теги: Экономическая оценка стратегии освоения Северо-Венинского газоконденсатного месторождения Венинского лицензионного блока (проект Сахалин-3)  Диссертация  Экономическая теория
Просмотров: 41957
Найти в Wikkipedia статьи с фразой: Экономическая оценка стратегии освоения Северо-Венинского газоконденсатного месторождения Венинского лицензионного блока (проект Сахалин-3)
Назад