Обоснование целесообразности сдачи лицензий по Шариповскому участка Арланского НМ. Компания «Башнефть»

1. Обоснование целесообразности сдачи лицензий по Шариповскому участка Арланского НМ

Коммерческая тайна Открытое акционерное общество Акционерная нефтяная Компания «Башнефть».
450008, Россия, г.Уфа, ул.К.Маркса, 30. Экз. № __________
Рег. № _____________ от «__» _______ 201_г

2. Лицензионные риски

2014
Показатель
Добыча нефти, тыс.т
2015
2016
БП
действ.
ПТД
БП
действ.
ПТД
БП
действ.
ПТД
БП
действ.
ПТД
БП
0,5
0,4
5,4
0,4
11,1
0,3
10,3
0,3
9,8
0,3
-21,8
-93,3
-97,0
Допустимое отклонение, %
-97,0
-
-
4
-
-
16,7
18
-
-
15,5
11,1
12
10,3
9,8
5,2
4,9
8,1
9
5,4
6
0,8
0,5
0,4 0,3
2014
2,7
0,4
2015
Допустимый min-max
5,6
0,3
2016
действ. ПТД
-
-
-
14,7
15
0
-97,1
+/- 50%
Бурение скважин, ед.
3
2018
действ.
ПТД
Разница, %
Добыча нефти, тыс.т
2017
0,3
0,3
2017
2018
БП
С 2015 г. по Шариповскому ЛУ Арланского НМ ожидается отклонение от проектных уровней добычи
выше допустимого норматива из-за отсутствия в БП бурения предусмотренного в ПТД.
2

3. Общие сведенья. Шариповский участок (район скв. 86ЮСУ)

Добыча нефти и жидкости, тыс.т,
фонд скважин, шт.
4.5
4.0
3.5
100
Действующий добывающий фонд
Годовая добыча нефти
Годовая добыча жидкости
Обводненность
90
80
70
3.0
60
2.5
50
2.0
40
1.5
30
1.0
20
0.5
10
0.0
0
Показатель
Геологические запасы, тыс.т
Извлекаемые запасы, тыс.т
Остаточные извлекаемые запасы, тыс.т
Утвержденный КИН
Накопл. добыча нефти, тыс.т
Накопленная добыча жидкости, тыс.т.
Текущий КИН
Годовая добыча нефти, тыс.т
Годовая добыча жидкости, тыс.т
Обводненность, %
Дебит скважины по нефти , т/сут:
по жидкости, т/сут
Действ. фонд доб. скважин
Отбор от НИЗ, %
Темп отбора от НИЗ, %
Темп отбора от ОИЗ, %
Значение
602
258
223
0,428
35
37
0,058
0,353
0,469
24,8
1,1
1,5
1
13,6
0,14
0,16
3
Обводненность, %
5.0
Структурная карта по кровле коллектора пласта СVI

4.

Проектное размещение скважин.
Вариант 2 (оптимизационный)
Вариант 1 (утвержденный ЦКР)
Профиль добычи нефти
Добыча нефти, тыс.т
7
Вариант 1:
Бурение – 4 ННС 2015 г.;
Бурение – 2 БС 2035 г;
ППД – 86Юсу 2015г.
Вариант 2:
Бурение – 2 ГС 2015 г;
ППД – 86Юсу 2015г.
6
Вариант 1
5
Вариант 2
4
3
2
1
0
Начальные дебиты
PVT свойства объекта
Вариант № скв.
бурение ННС
бурение БС
бурение ГС
1
перевод в ППД
2
1SH
2SH
3SH
4SH
1БС
4БС
1ГС
2ГС
Дата
ввода
Рнас.
2015
2015
2015
2015
2035
2035
2015
2015
атм.
74
74
74
74
74
74
74
74
Плотность Вязкость
нефти
нефти
т/м3
сПз
0.902
29.3
0.902
29.3
0.902
29.3
0.902
29.3
0.902
29.3
0.902
29.3
0.902
29.3
0.902
29.3
Потенциальный режим и планируемый объём ГТМ
Вн
м3/м3
1.04
1.04
1.04
1.04
1.04
1.04
1.04
1.04
Lэфф. Рпл.
м
200
200
атм
80
80
80
80
80
80
80
80
k
Нэфф.
мД
134
134
134
134
134
134
134
134
м
3.6
3.3
2.8
3.8
4.5
4.3
2.8
3.8
Рзаб.
Qж
Qн
пот.
атм м3/сут. т/сут.
40
2,8
2,2
40
2,6
2,0
40
2,2
1,7
40
2,9
2,3
40
3,5
2,7
40
3,3
2,6
40
12,4 9,7
40
8,9
6,9
%
12
12
12
12
12
12
12
12
Выполнение проектного бурения в 2015 г. не обеспечивает снятие лицензионных рисков (вариант 1),
расчетные дебиты новых скважин ниже проектных.
4

5. Принципиальная схема сбора и транспорта продукции скважин Шариповского участка (Арланского месторождения)

Условные обозначения:
к. 3088 существующий куст
скважина нагнетательная действующая
р. Белая
Ново-Хазинская пл.
к. 3088
вдз. 5998
АГЗУ 3926
89 мм, L=3,3 км
86ЮСУ
АГЗУ
114 мм, L=3,3 км
3,9 км
Шариповский уч. пл.
скважина водозаборная действующая
проектный водовод
скважина нагнетательная проектная
- автоматизированная групповая
замерная установка (проектная)
- автоматизированная групповая
замерная установка (существующая)
- нефтяная скважина
- существующий нефтепровод
- реконструкция подводящей ВЛ-6кВ
- реконструкция подъездного пути
5 км
Продукция снефтяной кважины по существующему трубопроводу направляется через АГЗУ в пункт сбора и подготовки.
Предлагается, для сбора и учета продукции пробуренных скважин установить АГЗУ.
В настоящее время на Шариповском участке система ППД отсутствует.
Для организации системы ППД планируется перевод скважины 89ЮСУ в нагнетательный фонд, с подключением к действующей водозаборной
скважине 5998 Ново-Хазинской площади.
Необходимо строительство водовода диаметром 89 мм, протяженностью 3,3 км.

6. Капитальные вложения

Показатели
КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ
- бурение ННС вар 1 (4 шт), тыс.руб./скв.
- бурение добывающей горизонтальной скважины вар 2 (2 шт), тыс.руб./скв.
- бурение боковой ствол вар 1 (2 шт), тыс.руб./скв.
- оборудование для нефтедобычи, тыс.руб./ввод 1 скважины
добывающей скважины
горизонтальной скважины
нагнетательной скважины
бокового ствола
- нефтепромысловое обустройство, тыс.руб.
добывающей (вар 1), горизонтальной скважины ( вар 2)
нагнетательной скважины
- замена оборудования, тыс.руб./скв.среднег. действ.фонда
- прочие работы и затраты, % от нефтепромыслового обустройства
- водовод d 89*6 вар 1,2 (3,3 км), тыс.руб
- реконструкция подводящей ВЛ-6кВ (3,9км), тыс.руб
- реконструкция подъездного пути (5 км), тыс.руб
- выкидная линия СВНП 89*6 (150 м), тыс.руб
- ёмкость дренажная, тыс.руб
- КТПН 6/0,4кВ с трансф (160кВа), тыс.руб
- ВЛ-6кВ (для монтажа КТПН) (100 м), тыс.руб
- АГЗУ "Спутник" с телемеханикой и ПНР вар 1,2 (1 шт), тыс.руб
Итого:
Значения
вариант 1
вариант 2
173193,00
78000,0
155193,00
-
3805,2
498,7
794,6
2184,0
498,7
-
134370,0
496,1
16636,3
21132,7
10552,9
3200,0
55000,0
1600,0
900,0
442,5
265,0
4500,0
505387,0
67185,0
496,1
8386,9
14414,2
10552,92
3200,0
55000,0
1600,0
900,0
442,5
265,0
4500,0
324818,4
* затраты на всё бурение даны с учётом мобилизации, первичного монтажа, передвижки в кусте,
демобилизации.
6

7. Технико-экономические показатели

млн руб.
Динамика накопленного ЧДД по вариантам
Все варианты являются экономически
0
годы неэффективными;
Наибольшие убытки достигаются при разработке
-1002014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059
месторождения с бурением 4 ННС и 2 БС (вариант 1) – ЧДД = -200
383,9 млн.руб.
-300
По варианту 2 при разработке месторождения с бурением 2
-400
вариант 1
ГС убытки составят 182,9 млн руб.
-500
100
вариант 2
вариант 3 (консервация-ликвидация)
При условии реализации 30%
нефти на внешнем рынке и 70% на
внутреннем рынке (без НДС) по
ценам: в 2014г. - 105 долл./барр. и
10184,89 руб./т ; в 2015г. - 90
долл./барр. и 9214,51 руб./т ; в
2016г. - 90 долл./барр. и 9532,76
руб./т
WACC=10,0%
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3
(консервация ликвидация)
2014-2075
2014-2075
2014-2015
Капитальные вложения, млн руб.:
505,4
324,8
0,0
Эксплуатационные затраты, млн руб.
Чистый дисконтированный доход, млн руб.
1021,0
-383,9
968,3
-182,9
3,0
-3,4
Индекс доходности затрат, ед.
0,338
0,709
0,601
Дисконтированный доход государства, млн руб.
167,6
341,5
3,8
Добыча нефти, тыс.т
46,00
85,00
0,35
КИН, ед.
0,135
0,199
0,059
Наименование
Проектный срок, г.
Наименьшие убытки в размере 3,4 млн руб. достигаются при консервации (ликвидации)
месторождения в 2015 году.
7

8. Технико-экономические показатели

Динамика накопленного ЧДД по вариантам
млн руб.
50
Все варианты являются экономически
0
годы
неэффективными;
-502014 2019 2024 2029 2034 2039 2044 2049 2054 2059
Наибольшие убытки достигаются при разработке
-100
-150
месторождения с бурением 4 ННС и 2 БС (вариант 1) - ЧДД = -200
382,4 млн.руб.
-250
-300
По варианту 2 при разработке месторождения с бурением 2
-350
ГС убытки составят 194,2 млн руб.
-400
-450
вариант 1
При условии реализации 100% на
внутреннем рынке (без НДС) по
ценам: в 2014г. - 10184,89 руб./т ; в
2015г. - 9214,51 руб./т; в 2016г. 9532,76 руб./т.
WACC=10,9%
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3
(консервация ликвидация)
2014-2075
2014-2075
2014-2015
Капитальные вложения, млн руб.:
505,4
324,8
0,0
Эксплуатационные затраты, млн руб.
Чистый дисконтированный доход, млн руб.
1000,2
-382,4
929,9
-194,2
2,9
-3,5
Индекс доходности затрат, ед.
0,259
0,612
0,507
Дисконтированный доход государства, млн руб.
100,5
191,0
2,0
Добыча нефти, тыс.т
46,00
85,00
0,35
КИН, ед.
0,135
0,199
0,059
Наименование
Проектный срок, г.
Наименьшие убытки в размере 3,5 млн руб. достигаются при консервации (ликвидации)
месторождения в 2015 году.
8

9. Выводы

1.
Выполнение проектного бурения в 2015 г. не обеспечивает снятие лицензионных рисков.
2.
Все варианты дальнейшей разработки Шариповского ЛУ являются экономически
неэффективными.
3.
Рекомендуется сдать лицензию в конце 2014 года.
Коммерческая тайна Открытое акционерное общество Акционерная нефтяная Компания «Башнефть»,
450008, Россия, г,Уфа, ул,К,Маркса, 30, Экз, № __________
Рег, № _____________ от «__» _______ 201_г
9