Что делать?
1. Недропользователям на этапе разведки необходимо проводить продолжительные исследовательские работы для обоснования продуктивности проектных скважин, что позволит заложить рациональную систему разработки с минимальными рисками ошибок (без бурения "лишних" скважин). Вполне вероятно что эти обязательства закрепятся в контракте на добычу, и внесение изменений в дальнейшем потребует значительных усилий и ресурсов;
2. Проектным организациям («институтам») следует избегать необоснованных требований, повышающих нагрузку на недропользователя, и строить прогнозы на основе достоверных данных, чтобы адекватно моделировать поведение месторождения и учитывать реальные условия эксплуатации.

В итоге недостаточное внимание со стороны недропользователей и чрезмерно оптимистичные подходы проектных организаций, а также переход к этапу добычи без проведения пробной эксплуатации, могут привести к разработке неточного и неэффективного базового проекта на разработку месторождения. Отсутствие должной подготовки и анализа повышает риск возникновения проблем, которые могли быть выявлены и устранены на стадии разведки, что негативно сказывается на долгосрочной устойчивости и рентабельности проекта.

@nedrasolutions

Обязательна ли годовая детализация при расчетах технологических показателей в Проекте разработки месторождения УВ?

Всем, кто связан со сферой недропользования в области углеводородов, хорошо известно, что ключевым элементом любого Проекта разработки месторождения УВ являются расчеты технологических показателей для различных вариантов разработки с их технико-экономическим обоснованием (ТЭО).

Не все проектные институты понимают, что для корректного отображения динамики разработки показатели должны быть приведены по годам на весь срок разработки. Давайте разберем, почему это важно и какие последствия могут быть если не указать годы разработки.

В одном из базовых документов по возвратным объектам, извлекаемые запасы которых составляют около 10% от общего объема месторождения, показатели разработки были представлены без годовой детализации. Разработка этих объектов предполагалась через единичные скважины с переводом из основных объектов, при этом указывалась лишь последовательность годов ввода в эксплуатацию.

Более того, показатели разработки для возвратных объектов не были учтены при расчетах совокупных показателей месторождения, а также не прошли технико-экономическое обоснование (ТЭО). В результате, в прогнозный период эксплуатации месторождения 10% утвержденных ГКЗ РК извлекаемых запасов остались невостребованными.

Корректировка этих данных, упущенных авторами, потребовала бы повторного согласования проектного документа с контролирующими органами, что могло бы затянуть процесс его утверждения. Это, в свою очередь, грозило бы остановкой разработки месторождения или несвоевременным получением контракта на добычу (в случае первого базового документа).

Что это значит?
Подобные действия привели к тому, что на этапе проектирования недропользователь и проектный институт не обеспечили полноту извлечения полезных ископаемых из недр. Согласно подпункту 3) пункта 3 статьи 122 Кодекса о недрах и недропользовании РК, одним из требований в области рационального и комплексного использования недр при разведке и добыче углеводородов является обеспечение полноты извлечения полезных ископаемых.
Кроме того, пункт 4 статьи 122 Кодекса обязывает недропользователей при проектировании и проведении работ по разведке и разработке месторождений углеводородов соблюдать требования по рациональному и комплексному использованию недр, установленные данным Кодексом.
Также, согласно методическим рекомендациям по составлению Проектов разработки (2018 года), показатели разработки рекомендуется представлять по годам на весь срок разработки.

Что делать?
Недропользователям и проектным институтам при составлении Проектов разработки следует:
1. Указывать периоды по годам в таблицах технологических показателей разработки месторождения, как в проектной документации, так и в отчетах ТЭО КИН к подсчету/пересчету запасов;
2. Вовлекать все утвержденные ГКЗ РК промышленные извлекаемые запасы, за исключением объектов, требующих проведения мероприятий по доразведке и дополнительному изучению;
3. Учитывать все объекты разработки при расчетах совокупных показателей месторождения, чтобы обеспечить полноту извлечения утвержденных извлекаемых запасов.

@nedrasolutions

Публикации канала:

Пост 1. "Правовые аспекты переутверждения запасов углеводородов: анализ противоречий в нормативных актах"

Пост 2. "Гидродинамическая модель месторождения УВ: что говорит законодательство?"

Пост 3. "Когда разрабатывать проект ликвидации последствий недропользования?"

Пост 4. "Сложности разработки месторождений с ВВН: обоснование режимов эксплуатации и роль исследований (длиннопост)"

Пост 5. "Важность правильного выбора системы разработки для месторождений на этапе проектирования базового документа"

Пост 6. "Обязательна ли годовая детализация при расчетах технологических показателей в Проекте разработки месторождения УВ?"

Пост 7. "Расчет ликвидационных отчислении недропользователя в рамках базового документа и анализа разработки"

Пост 8. "Ограничение в 3 года: риски использования устаревшей проектной документации на строительство скважин"

Пост 9. "Ликвидация месторождений углеводородов: как сократить ежегодные ликвидационные отчисления"

Пост 10. "Низкорентабельные месторождения и альтернативный налог: как работает механизм"

Пост 11. "Иностранные технологии в нефтесервисе: где эффективность, а где иллюзия?"

Пост 12. "О проблемах лицензирования закачки сточных и попутно-добываемых вод за пределами «горного отвода»"

Пост 13. "Если степень выработки нефтяной оторочки превышает 60%: допустима ли добыча газа из газовой шапки?"

Пост 14. "Отказ от бурения независимой скважины по несложным проектам: условия применения и правовые ограничения?"


@nedrasolutions

Расчет ликвидационных отчислении недропользователя в рамках базового документа и анализа разработки

До сих пор продолжаются дискуссии между независимыми экспертами ЦКРР РК и авторами базовых документов и анализов разработки о том, какой методикой и подходом следует руководствоваться при определении ликвидационных отчислений недропользователей углеводородов. Эта обязательная мера была введена в рамках нового Кодекса о недрах и недропользовании 2018 года (пп. 7 и 9 ст. 126). Согласно положениям Кодекса, сумма обеспечения исполнения обязательств по ликвидации последствий разведки и добычи определяется в проекте разведочных работ или проекте разработки месторождения, исходя из рыночной стоимости соответствующих работ.
В процессе взаимодействия с «институтами» выяснилось, что существует несколько подходов к определению сумм ликвидационных отчислений. На мой взгляд, наиболее логичным и комплексным является метод, учитывающий все исходные данные, связанные с фактической ликвидацией месторождения.

Структура затрат на ликвидацию включает:
1. Расходы на ликвидацию скважин, демонтаж объектов наземной инфраструктуры и оснований островов, а также морских трубопроводов (при ликвидации морского месторождения в соответствии с п.4 ст.157 Кодекса) (+);
2. Затраты на техническую рекультивацию нарушенных земель (+);
3. Платежи за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, возникающие в процессе демонтажа, а также за утилизацию отходов (+);
4. Доходы от ликвидационных работ (-).

Подход к определению затрат:
1. Ликвидация скважин и объектов инфраструктуры (пункт 1):
Расходы определяются на основе сметных расчётов, рыночной стоимости или по формуле, учитывающей длительность операций и используемые материалы.
2. Техническая рекультивация (пункт 2):
Стоимость рассчитывается на основе площади и глубины рекультивируемых земель с учетом затрат на восстановление 1 м³ грунта (определяется из рыночных условий).
3. Платежи за выбросы и утилизацию отходов (пункт 3):
Расчёт ведётся в соответствии со ст.576 Налогового кодекса РК. Для упрощения можно использовать рыночные ориентиры или диапазон в пределах 3–5% от общей стоимости ликвидации.
4. Доходы от ликвидационных работ (пункт 4):
Доходы в основном формируются за счёт продажи металлолома и других материалов, пригодных для вторичной переработки.

Остаточная стоимость ликвидации рассчитывается как разница между общей суммой ликвидационных затрат, определенный выше и накопленными на момент подготовки базового документа ликвидационными отчислениями.

Согласно НТД-2018 по составлению Проектов разработки УВ, удельный норматив определяется делением остаточной стоимости ликвидационных отчислений на накопленный объем добычи за рентабельный период.

Расчет ежегодных отчислений на ликвидацию последствий недропользования определяется умножением годовой добычи УВ до окончания рентабельного периода разработки месторождения на удельный норматив и принятый коэффициент инфляции в проекте.

Данный метод учитывает все аспекты ликвидационных работ и позволяет максимально точно оценить финансовые обязательства недропользователя и снизить риски, связанные с недостаточностью резервов для ликвидации последствий разработки месторождений государством.

Узнать, когда нужно ликвидировать месторождение углеводородов, вы можете здесь.

@nedrasolutions

Ограничение в 3 года: риски использования устаревшей проектной документации на строительство скважин

Многие недропользователи в Республике Казахстан не осведомлены о том, что строительство скважины необходимо начать в течение трёх лет с момента утверждения проектной документации, такой как индивидуальные и групповые технические проекты (ИТП и ГТП). На эту проблему чаще всего обращают внимание только при проведении инспекционных проверок контролирующими органами, которые в последние годы стали происходить всё чаще.

В соответствии с пунктом 7.8 СН РК 1.02-03.2022 «Порядок разработки, согласования, утверждения и состав проектно-сметной документации на строительство», если строительство по утверждённой проектной документации не начато в течение трёх и более лет, такая документация признаётся устаревшей. Для её дальнейшего использования требуется проведение корректировки, повторной экспертизы и переутверждение в установленном порядке.
Этот нормативный документ относится к государственным стандартам в области архитектуры, градостроительства и строительства. Возникает закономерный вопрос: почему ИТП и ГТП, относящиеся к нефтегазовому сектору, подпадают под действие именно этого строительного норматива?

Согласно пункту 1 статьи 124 Кодекса РК «О недрах и недропользовании», обустройство месторождения включает строительство промысловых и иных объектов, необходимых для добычи, подготовки, хранения и транспортировки углеводородов. А пункт 96 Единых правил рационального использования недр (ЕПРКИН) указывает, что технический проект обустройства месторождения составляется на основании проекта пробной эксплуатации, проекта разработки или анализа разработки месторождения и должен соответствовать требованиям уполномоченного органа в области строительства.

Таким образом, все технические проекты на строительство скважин являются частью технического проекта обустройства месторождения и подпадают под регулирование вышеуказанных строительных нормативов.

В этой связи настоятельно рекомендуется недропользователям не дожидаться проверок со стороны государственных инспекций, а заранее провести мониторинг актуальности ИТП и ГТП. Проектным институтам, сопровождающим НДО, следует оперативно обновить устаревшие проекты и при необходимости подготовить новые проекты на строительство скважин.

@nedrasolutions

Ликвидация месторождений углеводородов: как сократить ежегодные ликвидационные отчисления

В Методике расчёта ликвидационных отчислений недропользователя есть интересная деталь.

В формуле 1 раздела 3.4 присутствует вычет Дл, который расшифровывается как доход при проведении ликвидационных работ. Возникает вопрос - какие именно доходы могут быть получены в ходе таких работ?
Возможные источники дохода могут включать реализацию:

• демонтированного оборудования и металлолома;
• бывших в эксплуатации, но пригодных к использованию агрегатов, насосов, компрессоров, генераторов;
• углеводородов, оставшихся в трубопроводах, резервуарах или скважинах на момент ликвидации;
• кабелей, электрооборудования и блоков автоматики, пригодных для повторного применения;
• строительных материалов — плит, металлоконструкций, контейнеров, ёмкостей.

На практике же большинство разработчиков/авторов базовых документов по месторождениям углеводородов эту возможность игнорируют. Данная статья дохода редко учитывается при расчёте, хотя её включение может снизить ежегодные ликвидационные отчисления недропользователя. Пусть сумма таких доходов и кажется незначительной, но при системном и грамотном подходе они способны ощутимо уменьшить общие затраты на ликвидацию - а значит, и размер ежегодных платежей.

Какие ещё доходы, по вашему мнению, можно получить при проведении ликвидационных работ?

@nedrasolutions

Низкорентабельные месторождения и альтернативный налог: как работает механизм

В последнее время активно обсуждается вопрос применения альтернативного налога при разработке низкорентабельных месторождений. Однако возникает вопрос: каким образом данные условия могут быть применены на практике? В 2018 году, после введения соответствующей возможности, Правительством были утверждены Правила отнесения месторождения (группы месторождений, части месторождения) углеводородов к категории низкорентабельных, высоковязких, обводненных, малодебитных и выработанных и порядка налогообложения в части налога на добычу полезных ископаемых от 18 апреля 2018 года, регулирующие порядок применения альтернативного налогообложения.

Согласно этим Правилам, для признания месторождения (группы месторождений или части месторождения) низкорентабельным предусмотрены два основных критерия.

Критерий №1. Если уровень рентабельности равен или менее 0%, объект относится к категории низкорентабельных в соответствии с пунктом 11 Правил. Если же уровень рентабельности находится в диапазоне от 0% до 25%, то применяется Критерий №2.

Критерий №2. При уровне рентабельности свыше 0%, но менее 25%, месторождение может быть признано низкорентабельным при одновременном выполнении двух условий:
1) Выполнение хотя бы одного из следующих показателей:
- степень выработанности месторождения — 80% и более;
- обводненность — 85% и более;
- вязкость нефти — 200 мПа·с и более;
- средний дебит скважин менее 3 т/сут.
2) Годовой объем добычи углеводородов по месторождению (группе месторождений или части месторождения) не превышает 3 млн тонн.

Для удобства подготовил шаблон, позволяющий автоматически рассчитывать применимость условий альтернативного налога. Буду признателен за замечания и комментарии.

Благодарю А.С. за подачу идеи!

P.S. Данный пост выражает исключительно экспертное мнение на основе анализа нормативных актов РК и не является официальным толкованием.

@nedrasolutions

Иностранные технологии в нефтесервисе: где эффективность, а где иллюзия?

В последний год после усиления политики Правительства поддержки местных компании нефтесервисных услуг появились много зарубежных компании, которые начали предлагать свои «успешные технологии» недропользователям Казахстана. Один из кейсов стал поводом для написания этого поста.

Одна иностранная компания, совместно аффилированная с местной казахстанской компанией, начала продвигать технологию физико-химического воздействия на ПЗС, суть которой заключается в «создании газообразных продуктов в обсадной колонне и их последующем окислении в пласте для формирования термодинамического потенциала системы». По утверждению авторов, процесс достигается за счёт смешивания трёх компонентов и позволяет повысить температуру в призабойной зоне скважины до 500 °С, снижая вязкость нефти.

В качестве подтверждения эффективности был представлен анализ работ на одной скважине в Казахстане: на графиках действительно видно улучшение показателей и идет отличный прирост добычи. Однако при проверке информации выяснилось, что параллельно применялась иная технология, про влияние эффекта которой авторы умолчали, вводя потенциальных клиентов в заблуждение.

Соответственно сложно предположить, сколько зарубежных компании проходят через такое рассмотрение и получают зеленый свет для дальнейшего применения сомнительных технологии в Казахстане.

К счастью, сегодня подобные псевдотехнологии можно отсеивать: в национальной компании «КазМунайГаз» все разработки проходят проверку через программу «Система Центр ОПИ» в ТОО «КМГ Инжиниринг», однако это действует лишь для месторождений с участием КМГ.

Возможно, стоит внедрить аналогичную систему и на государственном уровне?

@nedrasolutions

О проблемах лицензирования закачки сточных и попутно-добываемых вод за пределами «горного отвода»

Часто под предлогом «для ППД» пластовая вода закачивается в недра сверх проектных объемов, что впоследствии приводит к осложнениям при добыче углеводородов — прорывам воды к забоям скважин, образованию водяных конусов и другим нежелательным эффектам.

Интересный кейс на эту тему предложил мой коллега Т.С., за что выражаю ему благодарность.

Ситуация выглядит следующим образом: на действующем относительно крупном месторождении нефти и газа возникла типичная для недропользователей Казахстана проблема —утилизация «излишков» попутно добываемой воды.

Благо «Кодекс о недрах и недропользовании» позволяет это исправить. В соответствии со статьей 249 Кодекса заинтересованное лицо может получить лицензию на использование пространства недр для размещения или эксплуатации подземных сооружений, предназначенных для закачки сточных, промышленных и технических вод.

Такая лицензия выдается независимо от расположения запрашиваемого участка относительно участка добычи по углеводородам (горный отвод). Это означает, что недропользователь вправе запросить участок за пределами участка, что не противоречит статье 250 Кодекса. Однако к заявлению необходимо приложить геологический отчет, содержащий подробную характеристику объекта подземного сооружения — данные по изоляции покрышек, литологии, глубине залегания и другим детальным параметрам.

Возникает противоречие: такие сведения можно получить только после бурения скважины, но бурить на этой территории нельзя, поскольку она находится вне участка добычи по углеводородам.

В итоге складывается парадоксальная ситуация: с одной стороны, у недропользователя есть намерение изучить геологию и обосновать возможность закачки сточных вод бурением скважин, а с другой — действующие нормы Кодекса фактически не позволяют реализовать этот процесс.

Возможно, стоит рассмотреть вопрос о внесении поправок в Кодекс, предусматривающих выдачу временной лицензии для проведения геолого-промысловых работ (аналог периода пробной эксплуатации месторождения УВ), направленных на изучение возможности использования пространства недр для утилизации сточных и попутно-добываемых вод?

@nedrasolutions

Если степень выработки нефтяной оторочки превышает 60%: допустима ли добыча газа из газовой шапки?

Разработка газовой шапки в рамках единого эксплуатационного объекта с нефтяной оторочкой регулируется «Едиными правилами разработки».

Понятие газовой шапки отражено в пункте 8 Правил как характеристика двухфазной залежи, в которой в естественном состоянии в пласте совместно присутствуют нефть и свободный газ, располагающийся над нефтью в виде газовой шапки, при этом согласно пункте 10 «Для двухфазных залежей начальная система разработки ориентируется на первоочередное извлечение фазы, доля объема которой превалирует в общем объеме залежи (больше 50 процентов). Окончательные решения по очередности отбора фаз обосновываются проектом разработки месторождения углеводородов».

При начальном стадии ввод в пробную эксплуатацию залежи допускается, если при наличии в газовых залежах нефтяной оторочки промышленного значения решен вопрос о порядке разработки газовой и нефтяной частей залежи. Также такие же условия должны соблюдаться при проектировании разработки месторождения на этапе добычи (пункт 130). Однако здесь еще определяется последовательность или одновременность эксплуатации газовой и нефтяной частей, исходя из характера их возможной взаимосвязи.

Но как быть если нефтяная оторочка уже разрабатывается и выработано уже более 60%? К сожалению, Правила такие условия не регулирует, однако учитывая пункт 130 Правил целесообразно будет подключить газовую часть с возможностью одновременной эксплуатации газовой и нефтяной части, с соблюдением достижения коэффициентов извлечения продукции.

В итоге можно сказать, что на сегодня каких-либо законодательных ограничении для ввода в разработку газовой части залежи при достаточной выработке нефтяной оторочки отсутствуют, но это не универсальное право, а решение, зависящее от конкретных условий месторождения, наличие в проекте разработки условии совместной рациональной их добычи и одобрения уполномоченного госоргана по недропользованию (МЭ РК).

@nedrasolutions

Отказ от бурения независимой скважины по несложным проектам: условия применения и правовые ограничения?

В 2024 года в Кодекс о недрах и недропользовании Республики Казахстан были внесены существенные изменения, направленные на снижение финансовой нагрузки на недропользователей, связанной с обязательством по бурению независимых скважин, предусмотренных проектом разведки и программой работ.

Указанные поправки можно считать знаковыми, поскольку ранее законодательство практически не содержало норм, ориентированных на смягчение обязательств недропользователей и повышение инвестиционной привлекательности новых разведочных проектов.

Одним из ключевых нововведений стало предоставление права на отказ от бурения независимой скважины по результатам проведенных сейсморазведочных работ, если их данные свидетельствуют о нецелесообразности бурения. Для несложных проектов применяется пункт 13-1 статьи 123 Кодекса, предусматривающий возможность отказа при одновременном соблюдении двух условий:
1. проведение сейсморазведочных работ;
2. подача заявления об отказе не позднее трех лет с даты заключения контракта на разведку и добычу.
При этом следует учитывать, что реализация данного права влечет полный возврат участка недр государству без возможности его частичного сохранения.

Если же рассматривается отказ от бурения только одной независимой скважины при сохранении остальных обязательств по бурению, такой подход является недопустимым. Подобные корректировки возможны исключительно путем внесения изменений и (или) дополнений в утвержденный проект разведки.


@nedrasolutions