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
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
👍6
Приказ о регулировании некоторых вопросов недропользования при проведении экологической экспертизы по разведке углеводородного сырья
👍2
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
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
👍4❤2🔥1
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
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
👍6
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
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
👍5❤3🔥1
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
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
👍9❤3
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
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
👍8