Размещено на http://www.allbest.ru/

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

АТР	Азиатско-тихоокеанский регион
БП	Береговая площадка
БУ	Буровая установка
ВРП	Валовой региональный продукт
ГВК	Газоводяной контакт
ГДВР	Газификация Дальнего Востока России
ГИС	Геофизические исследования
ГКЗ	Государственная комиссия по запасам
ГРР	Геологоразведочные работы
ДВР	Дальний Восток России
ДКС	Дожимная компрессорная станция
ИТР	Инженерно-технические работники
КИГ	Коэффициент извлечения газа
НГДУ	Нефтегазодобывающие управления
НТС	Низкотемпературная сепарация газа
ОГТ	Основание гравитационного типа
ООПТ	Особо охраняемые природные территории
ППБУ	Полупогружная буровая установка
ПХУ	Пропановая холодильная установка
СДКУ	Система диспетчерского контроля и управления
СОД	Средства очистки и диагностики
СОУ	Система обнаружения утечек
СМР	Строительно-монтажные работы
СПБУ	Самоподъемная буровая установка
СРП	Соглашение о разделе продукции
УВ	Углеводороды
УКПГ	Узел комплексной подготовки газа и конденсата
УСК	Установка 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

1.1 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.

Размещено на http://www.allbest.ru/

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

	С1	С2	С1+С2
Свободный газ, млн.м3	18 838	6 509	25 347
Конденсат (баланс./извлек.), тыс.т	2 008/1 566	693/541	2 701/2 105
Свободный газ, млн.м3	35 004	14 019	49 023
Конденсат (баланс./извлек.), тыс.т	1 155/867	463/347	1 618/1 214

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 сопротивлений	Абсолютно-свободный дебит, тыс.м3/сут	Предельно допустимый дебит газа, тыс.м3/сут	Интервал изменения дебитов (0,1-0,3 qабс.св.), тыс.м3/сут	Рекомендуемый рабочий дебит, тыс.м3/сут (q = 0,15*qабс.св.)
1.198	0.00127	7647	2294	765	294	1147

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

1.2.4.1 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-Венинская	2015	2016	2031	2032	2033	2034	2035	ИТОГО
Добыча газа, млрд. м3	0,635	0,980	0,980	0,792	0,639	0,513	0,410	21,97
Добыча конденсата, млн. тонн	0,05	0,08	0,08	0,06	0,05	0,04	0,03	1,64

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)



Размещено на http://www.allbest.ru/

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.

Размещено на http://www.allbest.ru/

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

Размещено на http://www.allbest.ru/

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-е	Строительство	Управление проектом	Суммарные затраты	Инфл.
Строительство объектов обустройства	477,5	5206,5	410,9	6092,9	7 794,0
Подготовка береговой буровой площадки на косе Пластун	124,5	815,0	65,1	1004,6
Строительство подъездных дорог и прочей инфраструктуры	6,7	126,9	9,4	142,9
Обустройство кустов скважин	7,2	64,9	5,0	77,1
Строительство УКПГ на объем до 1,6 млрд. м3 в год	2632,2	198,1	2830,3
Прокладка трубопровода неразделенной продукции до УКПГ	25,5	317,0	24,0	366,4
Прокладка магистрального газопровода до Боатасино	101,9	1256,5	95,1	1453,5
Прокладка конденсатопровода УПГ - КатанглиНефтегаз	11,3	192,4	14,3	218,0
Бурение	118,9	2490,4	113,2	2722,5	3 471,4
Эксплуатационное бурение с учетом арендной ставки и моб/демоб БУ в район работ	118,9	2456,4	113,2	2688,5
Сервис по утилизации бурового шлама	34,0	34,0
Суммарные затраты на обустройство (без учета затрат на ГРР)	594,4	7696,9	524,1	8815,4



Размещено на http://www.allbest.ru/

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

В МЛН. ДОЛЛАРОВ США
Строительство объектов обустройства	230,3
Подготовка береговой буровой площадки на косе Пластун	42,2
Строительство подъездных дорог и прочей инфраструктуры	5,3
Обустройство кустов скважин	2,8
Строительство УПГ на объем до 1,6 млрд. м3 в год	105,0
Прокладка трубопровода неразделенной продукции до УПГ	13,5
Прокладка конденсатопровода	7,6
Прокладка магистрального газопровода до Боатасино	53,9
Бурение	101,0
Мобилизация / демобилизация бурового комплекса	20,0
Эксплуатационная скважина (с учетом арендной ставки БУ)	26,6 х 3 скв.
Сервис по утилизации бурового шлама	1,2
Суммарные затраты на обустройство	331,3

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 затрат	Затраты на 1000 м3 газа
		численность (2 смены по 54 человека в каждой)	108,0
		средняя заработная плата с учетом налогов (в месяц)	80 000,0р.
		моноэтиленгликоль	0,34р.
			тонн на 1000 м3	0,00002
			цена за тонну с учетом ТЗР	17 198,0р.
		метанол	102,70р.
			тонн на 1000 м3	0,01
			цена за тонну с учетом ТЗР	10 270,0р.
		пропан	1,40р.
			тонн на 1000 м3	0,00005
			цена за тонну с учетом ТЗР	28 000,0р.
		вода на производственные и хозяйственные нужды	0,00002
		эксплуатационные 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.
			ИТОГО	421,40р. / 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.

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

2) 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)

	2010	2015	2020
Спрос на газ южной части ДВР млрд. м3/год	2,1	7,4	8,9

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

	2011	2015	2020
ООО «РН-Комсомольский НПЗ»	0,08	1,13	1,13

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.