Совершенствование механизма принятия решений при освоении проекта разработки нефтегазовых месторождений

Представляется также крайне важным разработать и ввести модельное соглашение о разделе продукции. Практически у каждой страны, использующей механизм СРП, существуют такие модельные соглашения, с которыми первоначально может ознакомиться потенциальный инвестор. В нем прописаны основные условия, предъявляемые государством. При переговорах они уточняются и дополняются спецификой конкретного проекта. Это позволяет снизить субъективный фактор при принятии решения. Карпушин В. 3., Саркисов В. А., Пороскун В. И. Анализ эффективности размещения скважин при разведке массивных залежей //Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. 1974. - № 12. - С. 9-16

Типовое соглашение 90-х годов, очевидно, сегодня не может устраивать Россию, а нового при принятии закона «О СРП» разработано не было. Сейчас при ведении переговоров с потенциальными инвесторами переговорная комиссия опирается на последнее соглашение, которое заключалось по проекту на условиях раздела продукции. Например, когда разрабатывалось соглашение для Приразломного месторождения, комиссия в качестве образца использовала Самотлорское соглашение -- последний документ, который прошел согласование между всеми ведомствами. Модельное соглашение может значительно ускорить переговоры между государством и инвесторами.

В мировой практике разработки шельфов часто для снижения рисков используется принцип «одного окна», который реализуется через специальную государственную организацию или компанию. Ее участие в процессе освоения шельфа позволяет успешно вести переговоры с потенциальными потребителями и координировать сбыт продукции от всех шельфовых проектов на взаимовыгодной для всех инвесторов основе. Такая организация или компания также берет на себя все проблемы по взаимодействию инвесторов с органами исполнительной и законодательной государственной власти, и посредством ее участия в процессе подготовки и реализации проектов освоения шельфа снижаются сроки согласований и скрытые издержки.

Помимо выполнения организационных функций, специальная компания может нести расходы по проекту, т.е. быть полноценным инвестором.

Существуют различные схемы участия такой компании в шельфовых проектах. Так, если госкомпания несет часть затрат на ГРР, снимаются геологические риски, следовательно, государство может требовать большую долю участия в проекте или прибыли при ее разделе. В случае, когда государственная компания не вкладывает собственных средств, инвестор требует большую отдачу на вложенный капитал. Таким образом определяется грань, где происходит раздел риска, а где -- прибыли.

Каждая страна формирует свои правила игры, учитывая специфику освоения шельфа. Например, в Бразилии, где самый низкий в мире коэффициент коммерческого успеха, основную часть геологических рисков при освоении шельфа берет на себя государственная компания Petrobras -- она проводит геологическое изучение за счет государства и предоставляет геологическую информацию инвесторам, действующим на основании договоров подряда.

В Китае в качестве субъекта государственного регулирования процесса освоения шельфа выступает «Китайская национальная нефтегазовая компания» (СNOGC), участвующая в каждом СРП, а также проводящая ГРР и разработку месторождений собственными силами.

В Норвегии в 1972 году для осуществления государством административного управления был создан Норвежский нефтяной директорат (ННД), а в целях осуществления коммерческой деятельности на шельфе в интересах государства -- компания Statoil. ННД и в настоящий момент является ключевым органом государства в вопросах освоения шельфа. В компании Statoil, основном недропользователе в Норвегии, государство до 2001 года владело всеми 100% акций, затем началась постепенная приватизация, и на сегодняшний момент государству в лице Министерства нефти и энергетики Норвегии принадлежит 70,9%. Во второй по значимости норвежской нефтегазовой компании Norsk Hydro государство в лице Министерства промышленности и торговли владеет пакетом акций в размере 43,8%.

В Великобритании шельф характеризуется высокой степенью изученности, низкими перспективами коммерческих открытий, развитой инфраструктурой и находится на этапе падающей добычи. Как следствие, государственное регулирование направлено на стимулирование ГРР и разработку мелких месторождений. Инструмент госкомпании здесь уже не используется. Козленке» В.Г. Системная интерпретация геофизических полей. Киев: Нау-кова Думка, 1984.-220 с.

В целом участие государства в процессе освоения шельфа подчиняется совершенно четкой закономерности. На начальном этапе, когда шельф мало изучен, отсутствует транспортная инфраструктура и технологии, подавляющее число государств создает специализированную национальную компанию. Эта компания принимает участие на всех этапах подготовки и реализации проектов. Впоследствии, по мере развития добычи, госкомпании постепенно теряют часть своих полномочий и приватизируются.

В настоящее время межведомственная комиссия оценивает различные варианты создания и использования госкомпании для освоения шельфа в российских условиях. Так, рассматривается вариант, что такая компания может быть управляющей при отборе участков недр на шельфе, подготовке СРП, ведении переговоров с инвестором, заключении соглашения и контроле за его реализацией. Возможно, более предпочтительным окажется структура, при которой госкомпания сможет вкладывать собственные средства в разработку месторождения или участвовать в создании транспортной инфраструктуры для обеспечения шельфовых проектов. Пока однозначно сказать, какая из схем будет наиболее приемлема для России, нельзя. Но очевидно, что это должна быть госкомпания, прозрачная по денежным потокам, принятию решений, задачам и функциям.

1.3 Риски связанные с освоением шельфовых месторождений

Действующая налоговая система России направлена на изъятие текущих сверхдоходов, вызванных благоприятной ценовой конъюнктурой на рынках углеводородного сырья. Такой подход может быть оправдан только в отношении проектов, не связанных с большими капиталовложениями. Но он совершенно не пригоден для реализации таких капиталоемких проектов, как проекты освоения шельфа северных морей. При этом российский фискальный режим характеризуется крайней нестабильностью, налогообложение нефтегазодобычи меняется по несколько раз в год. Организационно-правовой режим недропользования в России также не учитывает шельфовой специфики и потому неблагоприятен для привлечения инвестиций в морские проекты. Корнилова Т.В., Тихомиров O.K. Принятие интеллектуальных решений в диалоге с компьютером. М.: МГУ, 1990. - 180 с.

К середине ноября межведомственная комиссия по подготовке проекта стратегии изучения и освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа РФ должна представить правительству РФ предложения о том, какие меры необходимо принять, чтобы сделать более конкурентоспособными условия для привлечения инвестиций в освоение российского континентального шельфа.

Для инвестора основными факторами, определяющими конкурентоспособность шельфа, являются его геологические и маркетинговые перспективы, уровень затрат, свойства фискального режима и особенности организационно-правового регулирования в стране. Очевидно, что затраты и перспективы являются объективными факторами, определяемыми преимущественно природой и географией шельфа. Организационно-правовой и фискальный режимы регулируются государством.

Таким образом, конкурентоспособность континентального шельфа будет обеспечена в том случае, если механизмы государственного регулирования отношений на шельфе будут сбалансированы с его объективными характеристиками. Крылов С.С., Бобров Н.Ю. Фракталы в геофизике. СПб.: Издательство Петербургского университета, 2004. - 138 с.

Риски -- от разведки до ликвидации

Для создания конкурентоспособных условий освоения российского шельфа северных морей необходимо определить основные риски, возникающие при реализации нефтегазовых проектов, и оценить их влияние на экономическую эффективность проектов.

На первом этапе рабочей группой МПР были изучены основные риски, а также используемые в мировой практике инструменты их снижения на стадиях разработки. Ниже представлены некоторые результаты проведенного анализа. К середине ноября на основе численного моделирования будут отобраны конкретные экономические инструменты снижения соответствующих рисков и рассчитаны их параметры.

На этапе проведения геологоразведочных работ инвестор несет значительные риски, обусловленные слабой изученностью шельфа и высокой стоимостью разведочного бурения. Эти риски проявляются в отсутствии нефтегазоносности и неподтверждении запасов.

Для снижения геологических рисков в мире используется целый ряд экономических инструментов. Это, во-первых, перераспределение расходов недропользователя на финансовый результат от другой деятельности (отсутствие так называемой «налоговой ограды»). Во-вторых, уменьшение налоговой базы на всю величину понесенных затрат на ГРР. В-третьих, полное возмещение затрат инвестора на ГРР при использовании режима раздела продукции. В-четвертых, создание консорциумов из нескольких инвесторов, что снижает затраты и риски этапа ГРР для каждого отдельного инвестора. Наконец, государство может взять на себя большую часть геологических рисков путем финансирования ГРР.

В России такого рода механизмы снижения геологических рисков либо отсутствуют вообще, либо их применение затруднено. В частности, Налоговый кодекс позволяет переносить расходы на ГРР на иную деятельность организации, однако перенос убытков ограничен объемом и сроками и невозможен между юридическими лицами внутри холдинговой структуры. Полное же возмещение расходов на ГРР инвестору возможно, по российскому законодательству, в рамках СРП, но, как известно, за исключением первых трех проектов (соглашения по ним были заключены еще до принятия закона о СРП) этот механизм в России не работает.

В том случае, если государство берет на себя часть геологических рисков за счет финансирования ГРР, то основной проблемой является определение оптимального уровня затрат. Так, по мере проведения работ от регионального геологического изучения до бурения поисково-разведочных скважин на локализованных структурах геологические риски снижаются, а затраты -- растут. Чем раньше государство передаст лицензию недропользователю, тем меньше денег оно затратит. Однако для компенсации высоких рисков придется заплатить более мягкими налоговыми условиями. Наоборот, если лицензия выдается на уже разведанное месторождение, то геологические риски будут в значительной степени сняты и налоговые условия могут быть достаточно жесткими, но для этого государству придется пойти на значительные расходы. Определение степени участия государства в ГРР является нетривиальной задачей, которая осложняется низкой изученностью шельфа. Крылов С.С., Бобров Н.Ю. Фракталы в геофизике. СПб.: Издательство Петербургского университета, 2004. - 138 с.

Для этапа разработки также характерны высокие экономические риски, связанные с большой капиталоемкостью и продолжительностью проектов освоения шельфа. Даже незначительный рост затрат может привести к существенному увеличению сроков окупаемости и снижению отдачи на вложенный капитал. Для уменьшения экономических рисков в мире практикуются следующие инструменты. Прежде всего, это договорные отношения между инвестором и государством, в которых исключается влияние изменений действующей налоговой системы на экономические результаты проекта. Далее, применяются рентные налоги, привязанные к сверхдоходам и показателям эффективности, которые позволяют уменьшить налоговое бремя в период падения цен и способствуют достижению требуемой отдачи на вложенный капитал. Для целей распределения рисков между инвесторами на этапе разработки месторождений также создаются консорциумы. Ларичев О.И., Мечитов А.И., Мошкович Е.М., Фуремс Е.М.Выявление экспертных знаний. М.: Наука, 2010. - 267 с.

Использование рентных налогов в России затруднено из-за проблем с их администрированием. В рамках действующей налоговой системы можно предложить дифференциацию НДПИ по этапам разработки (налоговые каникулы на начальном этапе и налоговые льготы для выработанных месторождений), виду добываемого сырья (нефть/газ), глубине шельфа и т.п. Кроме того, для повышения привлекательности шельфовых проектов, возможно, потребуется установление понижающих коэффициентов к ставкам экспортных пошлин, доработка механизма ускоренной амортизации. Более конкретные предложения по адаптации действующей налоговой системы к шельфу будут предложены после проведения соответствующих численных расчетов к середине ноября.

Технологические и транспортные риски этапа разработки, характерные для шельфа северных морей, связаны со сложностью (а иногда -- с отсутствием) технологий, повышенной вероятностью отказа оборудования в арктических условиях, отсутствием опыта транспортировки углеводородов в значительных объемах, дефицитом танкеров и ледоколов и т.п. Чтобы снизить технологические и транспортные риски, в мировой практике широко применяются система страхования, механизм особых экономических зон, концессии, снижение или полное освобождение инвестора от импортных пошлин на ввозимое оборудование.

Несмотря на то, что в России в этом году приняты законы «Об особых экономических зонах» и «О концессиях», они пока не применимы к шельфовым проектам. Так, согласно закону «Об ОЭЗ» особые экономические зоны создаются в целях развития обрабатывающих отраслей экономики, отраслей высоких технологий и производства новых видов продукции, т.е. он не применим для нефтегазодобычи. Кроме того, особой зоной может быть объявлен конкретный субъект федерации, тогда как освоение шельфов относится к компетенции федеральных властей. Закон «О концессиях» позволяет использовать механизм концессии в отношении трубопроводного транспорта, но для шельфовых проектов актуальность этого вопроса на начальном этапе освоения не очевидна -- она будет повышаться по мере развития шельфовой добычи и увеличения числа проектов. Первоначально добываемое сырье может вывозиться танкерным флотом практически от скважины.

Для этапа разработки характерны также экологические риски, связанные с возможностью нанесения серьезного ущерба окружающей среде и последующими затратами на его ликвидацию и компенсацию. Для их снижения в мировой практике используется страхование ответственности за причинение вреда и возмещение инвестору расходов на страхование при разделе продукции. В России практика страхования экологической ответственности не получила широкого применения, во многом из-за неразвитости российского рынка страхования. В целом для страхования рисков при разработке шельфов, вероятно, должен будет создаваться транснациональный пул страховых компаний, которые смогут обеспечить страховое обеспечение высокозатратных шельфовых проектов. Ларичев О.И., Мошкович Е.М. Качественные методы принятия решений. -М.: Наука, 2006.-239 с.

При приближении момента завершения эксплуатации месторождения возникают риски, связанные с износом оборудования и инфраструктуры. С одной стороны, это приводит к увеличению экологических рисков инвестора, поскольку увеличивается вероятность отказа оборудования и нанесения серьезного ущерба окружающей среде. С другой стороны, после завершения проекта государство остается с объектами, либо вовсе не пригодными для дальнейшего использования, либо требующими значительных средств для поддержания их в рабочем состоянии.

Существуют ликвидационные риски, проявляющиеся в возможном отсутствии у недропользователей и государства средств на осуществление работ по ликвидации. С такой проблемой, в частности, уже столкнулись Великобритания и Норвегия, давно осуществляющие добычу нефти и газа на шельфе. Для снижения указанного риска создаются ликвидационные фонды, причем происходит вычет расходов по созданию фондов на ликвидацию из налоговой базы. Согласно российскому законодательству формирование ликвидационного фонда, наиболее надежного механизма снижения ликвидационных рисков, возможно только при использовании режима раздела продукции.

Комплексное решение многих проблем, с которыми предстоит столкнуться разработчикам шельфа, может предоставить режим раздела продукции. Однако этот организационно-правовой механизм также необходимо доработать. В частности, нужно отменить перечень участков недр, которые могут разрабатываться на условиях СРП, а также существующую норму, согласно которой СРП по участкам континентального шельфа должны утверждаться отдельными законами. Эта сложная система существенно тормозит продвижение проектов.

Далее, необходимо усовершенствовать существующий в России подход к разделу продукции. Это касается, например, определения цены на сырье. В законе «О СРП» сказано, что при заключении договора с инвестором цена нефти, по которой рассчитывается НДПИ и доход для целей раздела прибыльной продукции, не может быть ниже стоимости смеси Urals. Однако добытая на шельфе нефть, не соответствующая этому сорту, может транспортироваться танкерами -- вне трубопроводной системы «Транснефти», где сырье «унифицируется» до Urals. Причем если добываемое сырье оказывается хуже Urals и продается по меньшей цене, то инвестору разницу никто не компенсирует. Необходим более гибкий механизм определения цены.

Представляется также крайне важным разработать и ввести модельное соглашение о разделе продукции. Практически у каждой страны, использующей механизм СРП, существуют такие модельные соглашения, с которыми первоначально может ознакомиться потенциальный инвестор. В нем прописаны основные условия, предъявляемые государством. При переговорах они уточняются и дополняются спецификой конкретного проекта. Это позволяет снизить субъективный фактор при принятии решения.

Типовое соглашение 90-х годов, очевидно, сегодня не может устраивать Россию, а нового при принятии закона «О СРП» разработано не было. Сейчас при ведении переговоров с потенциальными инвесторами переговорная комиссия опирается на последнее соглашение, которое заключалось по проекту на условиях раздела продукции. Например, когда разрабатывалось соглашение для Приразломного месторождения, комиссия в качестве образца использовала Самотлорское соглашение -- последний документ, который прошел согласование между всеми ведомствами. Модельное соглашение может значительно ускорить переговоры между государством и инвесторами.

В мировой практике разработки шельфов часто для снижения рисков используется принцип «одного окна», который реализуется через специальную государственную организацию или компанию. Ее участие в процессе освоения шельфа позволяет успешно вести переговоры с потенциальными потребителями и координировать сбыт продукции от всех шельфовых проектов на взаимовыгодной для всех инвесторов основе. Такая организация или компания также берет на себя все проблемы по взаимодействию инвесторов с органами исполнительной и законодательной государственной власти, и посредством ее участия в процессе подготовки и реализации проектов освоения шельфа снижаются сроки согласований и скрытые издержки.

Помимо выполнения организационных функций, специальная компания может нести расходы по проекту, т.е. быть полноценным инвестором.

Существуют различные схемы участия такой компании в шельфовых проектах. Так, если госкомпания несет часть затрат на ГРР, снимаются геологические риски, следовательно, государство может требовать большую долю участия в проекте или прибыли при ее разделе. В случае, когда государственная компания не вкладывает собственных средств, инвестор требует большую отдачу на вложенный капитал. Таким образом определяется грань, где происходит раздел риска, а где -- прибыли.

Каждая страна формирует свои правила игры, учитывая специфику освоения шельфа. Например, в Бразилии, где самый низкий в мире коэффициент коммерческого успеха, основную часть геологических рисков при освоении шельфа берет на себя государственная компания Petrobras -- она проводит геологическое изучение за счет государства и предоставляет геологическую информацию инвесторам, действующим на основании договоров подряда.

В Китае в качестве субъекта государственного регулирования процесса освоения шельфа выступает «Китайская национальная нефтегазовая компания» (СNOGC), участвующая в каждом СРП, а также проводящая ГРР и разработку месторождений собственными силами. Куражковская Е.А., Философские проблемы геологии. М., 1975. - 185 с.

В Норвегии в 1972 году для осуществления государством административного управления был создан Норвежский нефтяной директорат (ННД), а в целях осуществления коммерческой деятельности на шельфе в интересах государства -- компания Statoil. ННД и в настоящий момент является ключевым органом государства в вопросах освоения шельфа. В компании Statoil, основном недропользователе в Норвегии, государство до 2001 года владело всеми 100% акций, затем началась постепенная приватизация, и на сегодняшний момент государству в лице Министерства нефти и энергетики Норвегии принадлежит 70,9%. Во второй по значимости норвежской нефтегазовой компании Norsk Hydro государство в лице Министерства промышленности и торговли владеет пакетом акций в размере 43,8%.

В Великобритании шельф характеризуется высокой степенью изученности, низкими перспективами коммерческих открытий, развитой инфраструктурой и находится на этапе падающей добычи. Как следствие, государственное регулирование направлено на стимулирование ГРР и разработку мелких месторождений. Инструмент госкомпании здесь уже не используется.

В целом участие государства в процессе освоения шельфа подчиняется совершенно четкой закономерности. На начальном этапе, когда шельф мало изучен, отсутствует транспортная инфраструктура и технологии, подавляющее число государств создает специализированную национальную компанию. Эта компания принимает участие на всех этапах подготовки и реализации проектов. Впоследствии, по мере развития добычи, госкомпании постепенно теряют часть своих полномочий и приватизируются.

В настоящее время межведомственная комиссия оценивает различные варианты создания и использования госкомпании для освоения шельфа в российских условиях. Так, рассматривается вариант, что такая компания может быть управляющей при отборе участков недр на шельфе, подготовке СРП, ведении переговоров с инвестором, заключении соглашения и контроле за его реализацией. Возможно, более предпочтительным окажется структура, при которой госкомпания сможет вкладывать собственные средства в разработку месторождения или участвовать в создании транспортной инфраструктуры для обеспечения шельфовых проектов. Пока однозначно сказать, какая из схем будет наиболее приемлема для России, нельзя. Но очевидно, что это должна быть госкомпания, прозрачная по денежным потокам, принятию решений, задачам и функциям.

.

2. Анализ механизма принятия решений при освоении проекта месторождение имени Перельмана-Иванова

2.1 Общая характеристика проекта

Месторождение имени Перельмана-Иванова - лицензированный участок расположен в районе с низкой степенью развитости инфраструктуры: ближайшее месторождение находится в 1500 км от участка, а газонефтепровод -- в 1450 км. До ближайшего населенного пункта порядка 1000 км. До ближайшего крупного порта в Анадыре -- 2000 км. Ларичев О.И. Теория и методы принятия решений, а так же Хроника событий в волшебных странах. М.: Логос, 2003. - 392 с.

Рисунок 2.Географическое положение месторождения

Станция железной дороги пролегает в 1000 км, ближайшая автодорога -- в 1000 км. Участок расположен в акватории восточно-Сибирского моря, в 70 километрах от ближайшей береговой зоны. Глубина моря на участке работ варьируется от 20 до 300 м, при этом лед покрывает участок практически круглый год. Зимой его толщина доходит до 1 м. Опытно-промышленные работы. На всей площади лицензионного участка, составляющей более 300 кв. км, ранее были проведены полевые региональные геологоразведочные работы, в частности, магнитометрические и гравиметрические съемки в масштабе 1 : 200 000 и 1 : 500 000, сейсморазведка методом общей глубинной точки морского участка с получением данных о 7300 пог. км профилей. Глубина залегания пластов было оценена в 3000-3500 м. Основные риски связаны с фильтрационно-емкостными свойствами перспективных резервуаров. Ларичев О.И. Теория и методы принятия решений, а так же Хроника событий в волшебных странах. М.: Логос, 2003. - 392 с.

На первом этапе были проведены опытно-промышленные работы, по результатам которых получены некоторые данные, позволяющие говорить об участке как о перспективном. На всей его площади описаны благоприятные условия для формирования залежей углеводородного сырья. Анализ показал значительные площади и амплитуды перспективных объектов, высокую вероятность наличия коллекторов и покрышек. Район был максимально геолого-геофизически изучен, доказана его нефтеносность. Средняя толщина осадочного чехла достигает 9 км.

Основные перспективные комплексы залегают на доступных для бурения глубинах. На площади области картируется система валообразных поднятий, являющихся перспективными для поиска крупных месторождений Ув.

Предпосылки нефтегазоносности -- большая мощность осадочного чехла, наличие проницаемых резервуаров, покрышек и устойчивое погружение территории области на поздних этапах геологической истории. в пределах выявленных крупных структур возможно формирование газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных залежей. Нефтегазоматеринские толщи -- с большим содержанием органического вещества сопрапелевого типа.Было пробурено четыре глубокие скважины. При испытаниях зафиксированы газопроявления. Дебит газа при испытаниях составил 1900 тыс. куб. м в сутки. Суммарные прогнозные ресурсы по выявленным перспективным участкам составляют: по категории8 Д1 газ -- 600 млрд куб. м, конденсат -- 250 млн куб. м, нефть -- 320 млн тонн.в рамках второго этапа -- поисково-оценочных работ -- на участке была проведена сейсморазведка в размерностях 2D для 6300 пог. км и 3D на площади в 4600 кв. км. в качестве приоритетных для освоения выбран ряд локальных поднятий, основные объекты -- терригенные резервуары. Левин Р., Дранг Д., Эдельсон Б. Практическое введение в технологию искусственного интеллекта и экспертных систем с иллюстрациями на бейсике. -М.: Финансы и статистика, 2010. 145 с.

Пробурены семь оценочных скважин, расположенных на всех перспективных структурах, подготовленных для оценочного бурения. По основным объектам нефтегазоматеринских пород выполнен комплекс геофизических и гидродинамических исследований. По результатам ГиС и испытаний открыто газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой, возможно, приуроченное к единому нефтегазовому комплексу. в соответствии с проектом пробной эксплуатации скважин выполнен ряд геофизических, гидродинамических и лабораторных исследований глубинных проб. По данным испытаний скважин No 2, 3, 5 и 6, получен промышленный приток газа и нефти. Средний дебит газа -- 1800 тыс. куб. м в сутки, нефти -- 480 тонн в сутки. По скважинам No 1 и 7 получен незначительный приток, связанный с отсутствием зон распространения коллекторов с пористостью выше 6 % по всему разрезу.Также был выполнен оперативный подсчет запасов. По оперативным геологическим данным, выделяется шесть локальных структур с разной амплитудой, вероятно, гидродинамически связанных между собой, предположительно с единым водонефтяным контактом на отметке 4200 м. Месторождение по запасам относится к уникальным. все выявленные подструктуры литологически и гидродинамически не ограничены с возможным расширением по площади. По выявленной основной структуре наблюдается соответствие структурных планов до Пермских отложений (5500-6000 м) с уменьшением амплитуды выше по разрезу до Меловых. По варианту, рассчитанному с наиболее вероятными значениями параметров, суммарная оценка предполагаемых геологических запасов газа и нефти (С1 и С2) составляет 348 млн тонн нефти, 640 млн тонн конденсата и 1100 млрд куб. м природного газа.

Технологии добычи

Особенностью всех морских месторождений является отсутствие возможности проводить опытную эксплуатацию скважин. Шельфом называют подводную окраину материка с таким же геологическим строением, как у суши, и границей его является бровка -- резкий перепад глубины. Для таких месторождений используют плавучие платформы и буровые установки, а если глубина небольшая -- просто высокие сваи, с которых ведется бурение. Для добычи углеводородов на морских месторождениях существуют плавучие буровые установки -- специальные платформы, в основном трех видов: гравитационного типа, полупогружные и самоподъемные. Самоподъемные платформы представляют собой плавучие понтоны, в центре которых установлена буровая вышка, а по углам колонны-опоры. На месте бурения колонны опускаются на дно и углубляются в грунт, а платформа поднимается над водой. Назаров И.В. Методология геологического исследования. Новосибирск, 2013.- 165 с.

Рисунок 3. Оценочные неизведанные запасы нефти и газа Арктики

Такие платформы могут быть огромными -- с жилыми помещениями для рабочих и экипажа, вертолетной площадкой, собственной электростанцией. Но используют их на небольших глубинах, и устойчивость зависит от того, какой грунт на дне моря. Полупогружные платформы используют на больших глубинах. Платформы не поднимаются над водой, а плавают над местом бурения, удерживаемые тяжелыми якорями. Буровые платформы гравитационного типа наиболее устойчивы, так как имеют мощное бетонное основание, опирающееся о морское дно. в это основание встроены колонны для бурения скважин, резервуары для хранения добытого сырья и трубопроводы, а поверх основания располагается буровая вышка. На таких платформах могут жить десятки и даже сотни рабочих. Подводный добычной комплекс (ПДК) с несколькими скважинами внешне напоминает паука, телом которого является манифольд. Немченко Н.Н., Зыкин М.Я., Пороскун В.И., Гутман И.С. Проблемы оценки промышленных запасов нефти и газа в России // Геология нефти и газа. 2008. -№4.-С. 4-9

Манифольд -- это элемент нефтегазовой арматуры, который представляет собой несколько трубопроводов, обычно закрепленных на одном основании, рассчитанных на высокое давление и соединенных по определенной схеме. На манифольде собираются углеводороды, добытые на нескольких скважинах. Оборудование, которое установлено над скважиной и управляет ее работой, называется фонтанной арматурой, а в зарубежной литературе ее называют Christmas tree (или X-tree) -- «рождественской елкой».

Несколько таких «рождественских елок» могут быть объединены и закреплены одним темплетом (донной плитой), как яйца в корзинке для яиц. Также на ПДК устанавливаются системы контроля. По сложности подводные комплексы могут варьироваться от отдельной скважины до нескольких скважин в темплете или сгруппированных около манифольда. Продукция со скважин может транспортироваться либо на морское технологическое судно, где производятся дополнительные технологические процессы, либо сразу на берег, если до берега недалеко.

Сегодня лидеры нефтегазовой промышленности все чаще обращают свое внимание на добычу углеводородов на арктическом шельфе. Суровые климатические условия вносят свои коррективы в используемые для добычи технологии. Многие месторождения настолько уникальны, что требуют существенной доработки оборудования и методов добычи. Особую сложность бурения на арктическом шельфе предопределяет ряд особенностей. Прежде всего, это ледовая обстановка.

Неуправляемое перемещение ледовых масс создает опасность для стандартных типов платформ -- их может попросту раздавить. Кроме этого, лед сильно ограничивает время, отпущенное на бурение, одновременно с этим обнаружение протечек и их своевременное устранение становится особенно затруднительным. Еще одной уникальной природной особенностью региона являются стамухи -- ледяные глыбы, пронизывающие дно океана на небольших глубинах, способные буквально пропарывать подводные коммуникации. Таким образом, при обустройстве месторождений необходимо обращать внимание на глубину залегания трубопровода. Для защиты коммуникаций используется заглубление трубопроводов и их защита бетонными блоками. Одной из проблем при освоении Арктики являются гидролакколиты (вспучивания, образовавшиеся в зоне вечной мерзлоты, ядро которых состоит либо из сплошной линзы льда либо из переслоенного льдом мерзлого грунта высотой до 25-40 м и более). Они представляют большую опасность, так как быстро растут и видоизменяются.

Рыхлые породы морского дна обычно сильно обводнены. При бурении в таких породах для обеспечения сохранности керна и устойчивости стенок скважин приходится использовать специальные технические средства и осуществлять технологические мероприятия, требующие дополнительных материальных затрат и удовлетворяющие жестким требованиям охраны окружающей среды от загрязнения.Неразвитая инфраструктура -- еще одна сложность при освоении ресурсов в Арктике.



Рисунок 4. Оценка ресурсов Арктики

Разработка новых месторождений с нуля -- занятие очень дорогостоящее и подверженное существенным экологическим рискам. Для Арктики потребуется специальное оборудование (в частности, специальные танкеры и ледоколы). При этом подведение протяженных коммуникаций, снабжение и логистика осложняются суровыми климатическими условиями.

Рисунок 5. Привлекательность стран с точки зрения использования возможностей для освоения арктических регионов

Морская нефтегазодобыча опасна тем, что даже при высокой надежности всех звеньев технологических цепочек последствия от единичной аварии могут быть очень тяжелыми из-за крупных масштабов объектов (морских платформ, танкеров, перекачивающих станций) и их удаленности от спасательных служб. в теплых морях последствия аварийных разливов преодолеваются сравнительно быстро, что, например, показал опыт групповой аварии танкеров и сухогрузов в Керченском проливе осенью 2007 года. в Арктике загрязняющие вещества будут сохраняться длительное время, депонироваться в ледяном покрове, а возможности ликвидации крайне ограничены. Оноприенко В.И. Природа геологических исследований. Киев, 1989. - 178 с.

Данные геологоразведки

На основании оперативных данных геологических исследований был выполнен проект доразведки месторождения. в плане геолого-разведочных работ предложено в течение следующих пяти лет выполнить детальные сейсморазведочные работы на 360 кв. км с целью утончения зон распространения северо-восточных крыльев залегания нефтяной оторочки, с переинтерпретацией ранее существовавших материалов по новым принятым параметрам.

Запланировано бурение четырех разведочных скважин на крыльях структур с отбором керна по основным нефтегазосодержащим горизонтам. Помимо этого, в результате проведенных на месторождении работ был предложен ряд рекомендаций по реализации научно-исследовательских программ, направленных на получение необходимых данных для проектирования и реализации сайклинг-процесса9, определения оптимальных режимов скважин, уточнение продуктивных характеристик нефтяной части залежи, динамики конденсатного фактора и изменения продуктивности скважин газоконденсатной части при падении пластового давления.в рамках доразведки месторождения был выполнен весь объем детальных сейсморазведочных работ и построена 3D-модель, выполнены новые структурные построения на основе переработки и переинтерпретации сейсмических материалов прошлых лет. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство сооружений в Арктике: Учебное пособие/ Золотухин А.Б. и др. М.: Нефть и газ, 2010. - 770 с.

Разведочные скважины пробурены на разных участках краевых частей залежи. На месторождении выделено три подсчетных объекта. Газовая часть разделена на два объекта (I) и (II), а нефтяная оторочка выделена в отдельный объект (III). Причем пластовый газ по фактическим размерам характеризуется очень высоким содержанием конденсата -- от 380 г/м3в верхней части до 740 г/м3и более в подошвенной части залежи. По оценкам, полученным в ходе проведения работ, пластовый газ содержит повышенное количество сероводорода -- 3,4 %.

Плотность дегазированной нефти оценена в 840 км/м3. Нефть сернистая, смолистая, характеризуется газовым фактором 600 м3/т. По результатам геологоразведочных работ часть запасов нефти категории C2 была переведена в категорию C1. Кроме того, по нефтяной залежи геологические запасы по сумме категорий C1 и C2 увеличились. Таким образом, по актуальным данным, общая оценка начальных геологических запасов месторождения составила: газа -- 1470 млрд куб. м, конденсата -- 870 млн тонн, нефти -- 580 млн тонн, растворенного газа -- 408 млрд куб. м.Помимо подтвержденных запасов, было выявлено возможное наличие нефтегазовых залежей в нижних отложениях, связанных с соответствием структурных планов. вероятность открытия новых залежей углеводородов с промышленным притоком оценивается в 60 %. Основы разработки шельфовых нефтегазовых месторождений и строительство сооружений в Арктике: Учебное пособие/ Золотухин А.Б. и др. М.: Нефть и газ, 2010. - 770 с.

Таблица 1.

Капитальные и операционные затраты по проекту

Перспективы разработки и обустройства Геолого-геофизическая изученность и высокий ресурсный потенциал позволяют на данном этапе формулировать стратегию дальнейшей разработки и обустройства месторождения. Объем ГРР выполнен в необходимых количествах и не требует дополнительных инвестиций. Основная задача изучения залежи -- уточнение на ранних стадиях эксплуатации коэффициентов извлечения нефти, газа и конденсата, выяснение динамики поведения газоконденсатной залежи в зависимости от падения пластового давления.

Месторождение обладает рядом особенностей, позволяющих рассматривать различные сценарии его разработки. Прежде всего, это наличие одновременно трех объектов: объект III, нефтяная оторочка, и объект II, газоконденсатная часть, представляют собой жидкие углеводороды, в то время как объект I -- газ. Здесь должен быть решен вопрос об очередности их разработки. От этого решения будет зависеть план инвестиций в инфраструктуру месторождения, затрагивающий строительство платформ, трубопроводов, завода по сжижению природного газа и т. п. Помимо этого, месторождение располагается на разных глубинах, что позволяет использовать одновременно и насыпные острова, и плавучие платформы для разбуривания объектов.

2.2 Анализ компании

ОАО «Сибирская нефтяная компания» было образовано в 1995 году. Учредителем общества выступило государство, передав в уставной капитал холдинга государственные пакеты акций крупнейших нефтяных предприятий страны: ОАО «Ноябрьскнефтегаз», ОАО «Ноябрьскнефтегазгеофизика», ОАО «Омский нефтеперерабатывающий завод» и ОАО «Омскнефтепродукт». в целях развития рыночной экономики правительством РФ реализован план приватизации «Сибнефти». в 1996 году частные инвесторы приобрели на аукционах 49 % акционерного капитала «Сибнефти». в 1997 году в рамках правительственной программы «Акции за кредиты» на аукционе по продаже государственной доли «Сибнефти» победила «Финансовая нефтяная компания».

Хорошая ресурсная база, эффективные мощности по переработке сырья и профессиональное руководство определили высокие темпы развития компании. Руководство «Сибнефти» проделало значительную работу по модернизации производства, внедрению современных технологий и оптимизации бизнес-процессов. Благодаря реализации активной политики по наращиванию активов была значительно расширена география добычи (Томская, Омская области) и сбытовая сеть в регионах России (Свердловской, Тюменской областях, Красноярском крае, Санкт-Петербурге и Москве). Среди крупнейших приобретений компании в этот период -- покупка 49,9 % акций ОАО «НГК ”Славнефть”», ведущей добычу нефти и газа на территории Западной Сибири и Красноярского краяв 2005 году контрольный пакет акций ОАО «Сибнефть» (75,68 %) приобретен группой «Газпром». 13 мая 2006 года компания была переименована в открытое акционерное общество «Газпром нефть». Пороскун В.И. , Розанова Г.Н. Государственное регулирование недропользования: состояние и проблемы //Геохимические и геофизические методы разведки, моделирование и разработка месторождений нефти и газа М.: ВНИГНИ, 2011.- С. 130-137

На первый план в развитии компании вышли стратегические задачи по завоеванию позиций глобальной компании, обладающей регионально диверсифицированным пакетом активов по всей цепочке создания стоимости. в том же году «Газпром нефть» вышла на розничный рынок Средней Азии, учредив дочернее общество «Газпром нефть Азия», реализующее нефтепродукты компании в Кыргызстане, Таджикистане и Казахстане. в этом же году компания впервые приняла участие в международных проектах государственного значения, выступив в качестве акционера проекта по строительству трансбалканского нефтепровода Бургас -- Александруполис в партнерстве с ОАО «НК ”Роснефть”» и ОАО «АК ”Транснефть”».в 2007 году в структуре компании созданы бизнес-единицы по отдельным направлениям деятельности: «Газпромнефть Марин Бункер», «Газпромнефть -- смазочные материалы» и «Газпромнефть-Аэро». в целях дальнейшего расширения ресурсной базы в декабре 2007 года «Газпром нефть» приобрела 50 % акций компании «Томскнефть» (вНК), осуществляющей добычу нефти и аза на территории Томской области и Ханты-Мансийского автономного округа. 2008 году ОАО «Газпром нефть», ОАО «Роснефть», ОАО «лУКОЙл», «ТНК-вР» и ОАО «Сургутнефтегаз» подписали Меморандум о взаимопонимании, который предусматривает сотрудничество и совместное участие в проектах в венесуэле и на Кубе в рамках Национального нефтяного консорциума. в 2009 году «Газпром нефть» наращивает ресурсную базу и мощности по переработке нефти за счет приобретения новых активов: компании «Нефтяная индустрия Сербии» (NIS) и контрольного пакета акций Sibir Energy, увеличив долю владения Московским нефтеперерабатывающим заводом и олучив доступ к разработке Салымских месторождений. в апреле 2009 года компания закрыла сделку по приобретению у hevron Global Energy завода по производству масел и смазок Chevron Italia S.p.A. в городе Бари (италия). Значительным событием в жизни компании становится запуск масштабной программы ребрендинга сети АЗС «Газпромнефть».

В 2010-2011 годах «Газпром нефть» активно расширяет свое присутствие на глобальном нефтегазовом рынке. Компания продолжила выход на новые топливные рынки за пределами России -- была приобретена розничная сеть из 20 АЗС и 9 земельных участков в Казахстане. Компания увеличивала и свое присутствие на российском рынке, став участником проекта по разработке перспективных месторождений на севере ЯНАО. «Газпром нефть» существенно увеличила производственные показатели за счет повышения эффективности разработки существующих месторождений и приобретения новых активов. Компания выкупила 5,15 % акций сербской NIS, доведя свою долю в ней до 56,15 %, стала единственным акционером Sibir Energy и приобрела первые активы в Оренбургской области: Царичанское и Капитоновское месторождения, а также восточную часть Оренбургского месторождения. Было начато бурение на месторождении Бадра в ираке. Компания наладила на своих НПЗ выпуск топлив четвертого экологического класса, запустила в продажу через собственную сеть АЗС новое моторное топливо премиум-класса под брендом G-Drive. За счет выхода на рынок Южного федерального округа России была расширена география присутствия АЗС «Газпромнефть»

«Газпром нефть» занимает лидирующие позиции в России по темпам роста добычи углеводородного сырья и переработки нефтепродуктов, а также лидирует по ряду показателей эффективности. Компания начала добычу нефти в рамках опытно-промышленной эксплуатации крупных новых месторождений на севере ЯНАО -- Восточно-Мессояхского и Новопортовского. введена в промышленную эксплуатацию первая очередь Самбургского НГКМ, принадлежащего российско-итальянской компании «СеверЭнергия» c 25%-ной долей участия «Газпром нефти». Продолжилось формирование и развитие нового добывающего кластера в Оренбургской области. Также компания вошла в новые проекты по разведке и разработке запасов углеводородов на территории Ирака. Московский НПЗ перешел на производство автомобильных бензинов четвертого экологического класса, на Омском НПЗ начато производство бензинов классов «евро-4» и «евро-5», а также дизтоплива класса «евро-5». Компания «Газпром нефть» приступила к развитию сбытовой сети под брендом «Газпром нефть» на территории Украины, а также в европе (Сербии и Румынии) -- под брендом GAZPROM.«Газпром нефть» входит в четверку лидеров по общему объему добычи углеводородов среди российских компаний. в 2012 году компания стала лидером по темпам роста добычи среди крупнейших нефтяных компаний России, достигнув годового показателя в 59,7 млн тонн н. э.4, что на 4,3 % больше уровня предыдущего года.Для создания условий развития после 2020 года усилия компании в области добычи будут сосредоточены на формировании новых источников роста бизнеса, эффективной разработке зрелой ресурсной базы и обеспечении максимального возврата на инвестиции по новым проектам. «Газпром нефть» предполагает поддерживать добычу на уровне 100 млн тонн н. э. в год, а также сохранить текущий уровень обеспеченности запасами, который в настоящее время составляет порядка 20 лет. С учетом планов по добыче это потребует от компании увеличения запасов на дополнительные 1,2-1,7 млрд тонн н. э.в период до 2025 года приоритетами «Газпром нефти» в сегменте добычи также остаются сохранение лидирующих позиций при реализации проектов на севере ЯНАО, работа на шельфе, вовлечение нетрадиционных запасов за счет применения передовых технологий и активное развитие за рубежом.

В сегменте переработки приоритетом компании является лидерство в операционной эффективности и реализации проектов по модернизации перерабатывающих активов. К 2020 году глубина переработки должна достигнуть 95 %. При неизменном объеме переработки за счет внедрения вторичных процессов планируется увеличить выпуск моторного топлива на 17 %. Компания практически прекратит выпуск мазута. Уже сейчас «Газпром нефть» одной из первых в отрасли перевела свои заводы на выпуск моторного топлива, соответствующего экологическим классам «евро-4» и «евро-5». После глубокой модернизации мощности российских НПЗ компании достигнут мирового уровня по показателям технологической оснащенности.Основная задача «Газпром нефти» в сфере сбыта нефтепродуктов -- реализация 100 % объемов всей производимой продукции через собственные каналы продаж для максимального покрытия цепочки создания стоимости. При этом предполагается возможность использовать франшизу для тиражирования существующих в компании успешных бизнес-моделей, а также максимальное коммерческое присутствие на рынках деятельности ключевых клиентов. Целевым показателем 2025 года для сети АЗС в РФ и СНГ является розничная продажа 15 млн тонн топлива. На рынках авиатопливо обеспечения, бункеровки и реализации битумных материалов компания будет стремиться занимать до 30 %.«Газпром нефть» будет активно развиваться на международном рынке, планируя добывать за пределами России не менее 10 % от общего объема добычи нефти. Приоритетными регионами для компании останутся Ближний восток, Западная Африка, страны Балканского региона, латинская Америка и Северная Африка. Рассматривая возможность доступа компании к зарубежным нефтеперерабатывающим мощностям, «Газпром нефть» в первую очередь будет изучать рынки Европы и Юго-восточной Азии.

2.3 Разработка механизма

Эффективность прогнозирования, поисков и разведки скоплений углеводородов (УВ) может быть существенно повышена в результате использования технологий геохимических поисков месторождений нефти и газа (ГПНГ). Особо важное значение, эти методы приобретают в малоизученных и труднодоступных районах со сложными климатическими условиями, где разрешающая способность традиционных геолого-геофизических исследований на нефть и газ недостаточно высока. Современные теоретические основы нефтегазопоисковой геохимии базируются, с одной стороны, на явлениях парагенезиса зонально-кольцеобразных геофизических, геохимических и биогеохимических полей в осадочном чехле земной коры и связанных с ними процессом субвертикального массопереноса вещества и энергии из скоплений УВ, а с другой -- на теорию формирования геохимических полей нефтяных и газовых месторождений.

Внедрение компьютерных технологий в производсто ГПНГ в СССР начиналось с разработок ВНИИгеосистем в 1972 г. (Петухов А.В. и др.,1972) и нашло свое продолжение в работах Петухова А.В.,Ванюшина В.А.,Сиротюка В.А. и др.(1976-1993 гг.), в которых нашли отражения фундаментальные исследования в области обработки и интерпретации геохимической информации и разработаны методические рекомендации по компьютеризации всего камерального процесса ГПНГ.

В настоящее время методы геохимических поисков месторождений нефти и газа перетерпели существенные качественные изменения, вызванные внедрением в производство новой более чувствительной химико-аналитической аппаратуры. Спектр определяемых УВ расширился от С1-С5 до С1-С25, а чувствительность определений геохимических компонентов увеличилась с n х 10-4 до n х 10-6-10-9. Прогрессивные изменения произошли и в современных компьютерных технологиях: появилась новые программно-вычислительные комплексы, решающие задачи по интерпретации геохимической информации на более высоком уровне.

В практике поисков месторождений нефти и газа типичной является ситуация, когда по геохимическим параметрам известного месторождения необходимо осуществить оценку нефтегазоносности на сопредельных поисковых площадях. Одним из таких примеров применения компьютерных технологий при интерпретации геохимических данных при ГПНГ может служить нефтегазоконденсатное месторождение в Ямало-Ненецком автономном округе. Фактической основой для прогнозной оценки служили значения содержаний геохимических показателей Не, Н2, N2, CO2, С7 - С24 в 22 пробах эталонного месторождения и в 540 пробах, отобранных в приповерхностных отложениях из скважин (глубиной 1-2 метра) на территории поисковых площадей. Формально задачу настоящего исследования можно сформулировать следующим образом: используя групповой спектр и уровень значений концентраций геохимических компонентов в пробах месторождения в качестве эталона, выявить на поисковых площадях области, максимально «схожие» с параметрами эталона. При этом геохимические параметры эталона могут включать, как результаты аналитических исследований пластовых проб скоплений УВ, так и проб приповерхностных отложений или донных осадков. Для простоты изложения в дальнейшем будем понимать под термином «эталон» - пробы, характеризующие месторождения, а под термином «экзамен» - пробы, соответствующие территории поисковых площадей.