The Verkhneulkan Block is located in the Ust-Kutsky, Kirensky, and Kazachinsko-Lensky districts of Irkutsk Oblast. The block is located in the south of the Siberian Platform, in the northern part of the Angara-Lena Step, in the zone of its junction with the Ust-Kut Arch, which complicates the southern part of the Nepa-Botuoba Anteclise.
The block is located in the central part of Irkutsk Oblast with well-developed infrastructure, which is supported by:
- Active development of the Kovykta Gas Condensate Field by PJSC Gazprom;
- Active development and production of oil and gas by Irkutsk Oil Company LLC;
- The presence of oil and gas pipelines and crude oil reception and delivery facilities;
- Active development of the Russian Far East (BAM);
- Active cooperation with China;
- Development of the East–West transport corridor;
- The Power of Siberia gas pipeline, approximately 70 km in length, passes through the territory of the block within its boundaries, which undoubtedly makes the use of gas reserves for filling the pipeline highly relevant. There is a systemic shortage of natural gas to fill the pipeline and fulfil long-term contractual obligations with consumers in the People's Republic of China (annual export capacity – 38 billion m³).
- An oil pumping station (NPS-7) with a metering unit connected to the Eastern Siberia–Pacific Ocean (ESPO) oil pipeline is located 50 km from the boundary of the block.
- An oil pumping station (NPS-6) with a metering unit connected to the Eastern Siberia–Pacific Ocean (ESPO) oil pipeline is located 80 km from the boundary of the block.
- Within the boundaries of the block there are several railway sidings in the settlements of Magistralny and Okunaysky, as well as at Niya Station and Nebel Station, where crude oil and gas condensate can be loaded into railway tank cars.
- To the south of the Verkhneulkan Block is the largest gas condensate field in Irkutsk Oblast – the Kovykta Gas Condensate Field (owned by PJSC Gazprom), with approved recoverable reserves of more than 2 trillion m³ of natural gas and 90 million tonnes of gas condensate.
- To the north-west of the Verkhneulkan Block, Irkutsk Oil Company LLC is actively developing major fields:
o Markovskoye Field (recoverable reserves of more than 200 million tonnes of oil)
o Yaraktinskoye Field (recoverable reserves of more than 100 million tonnes of oil)
o Bolshetirskoye Field (recoverable reserves of more than 25 million tonnes of oil)
• To the west are three fields owned by Petromir LLC with combined reserves of more than 1.3 trillion m³ of natural gas and more than 62 million tonnes of gas condensate:
o Angaro-Ilimskoye
o Levoberezhnoye
o Pravoberezhnoye
Exploration of the Verkhneulkan Block
During the Soviet period, more than 1,000 linear kilometres of seismic exploration work were carried out within the territory of the block.
The subsoil user carried out more than 250 linear km of seismic exploration work during 2015–2016 and reprocessed more than 100 linear km of archived seismic data.
Three wells were drilled:
Well No. 110-VU (1991): During drilling, an inflow of oil was obtained from the Khristoforovsky horizon (2,100–2,200 m) in the amount of 15–20 m³ of oil per day and natural gas – 4.0–5.0 thousand m³/day through a 6 mm choke.
Well No. 1-Kazachinskaya (1967): Oil and gas shows were obtained, and core sampling was carried out.
Exploration Well No. 1-Verkhneulkanskaya (2016). Drilling depth – 2,521 m. Oil was obtained from the Osinsky horizon of the Usolskaya Formation (2,315–2,325 m), and 47 linear metres of core with good filtration and reservoir properties (FRP) were recovered. At present, the well is awaiting workover and testing; hydrocarbon-saturated reservoirs have been penetrated. The results of oil and gas operations in adjacent areas show good results.
Depth of productive horizons: 2,100–3,200 metres.
POTENTIAL RESERVES OF THE VERKHNEULKAN LICENSED BLOCK:
Crude Oil
Unit of measurement: million tonnes
Geological reserves: 175
Recovery factor: 0.3
Recoverable reserves: 52
Gas Condensate
Unit of measurement: million tonnes
Geological reserves: 33
Recovery factor: 0.8
Recoverable reserves: 25
Natural Gas
Unit of measurement: billion m³
Geological reserves: 330
Recovery factor: 0.9
Recoverable reserves: 300
GEOLOGICAL EXPLORATION WORK PLAN (Stage 1)
To complete the first stage (the exploration and appraisal stage and the beginning of pilot commercial operation) and to register the reserves with the State Commission on Reserves (hereinafter – GKZ), approximately RUB 4.1 billion will be required, including the following:
- Drilling operations – 2–3 exploration wells (drilling depth from 2,700 to 3,100 m; 1 well – RUB 800 million).
- Major workover of Well No. 1-Exploration-Verkhneulkanskaya (up to RUB 400 million).
- 2D seismic exploration work using the CDP method within the block, including processing and interpretation – 400 linear km.
- Reprocessing and reinterpretation of archived seismic materials – 600 linear km (approximately RUB 20 million).
- Obtaining a comprehensive environmental permit (environmental protection organisations, approximately RUB 2.5 million).
- Environmental monitoring at all stages of geological exploration work (environmental protection organisations of Irkutsk Oblast, approximately RUB 6 million).
- Initial field development (independently, approximately RUB 500 million).
- Reserve approval by the State Commission on Reserves (independently, 1–3 horizons = RUB 30 million).
- Commencement of Pilot Commercial Operation (start of hydrocarbon production and sales).
DEVELOPMENT OF THE VERKHNEULKAN LICENSED BLOCK
STAGE 1. EXPLORATION AND APPRAISAL
RESULT (registration of reserves with the GKZ)
CRUDE OIL (C1+C2) = 10–12 million tonnes
NATURAL GAS (C1+C2) = 12–15 billion m³
GAS CONDENSATE (C1+C2) = 1.2–1.5 million tonnes
ANNUAL PRODUCTION
CRUDE OIL – 50 thousand tonnes
NATURAL GAS – 0.165 billion m³
GAS CONDENSATE – 16 thousand tonnes
The COMPANY VALUATION after completion of Stage 1 will amount to RUB 24.8 billion.
CRUDE OIL: 10 million tonnes × RUB 2,000 per tonne at the wellhead = RUB 20 billion.
NATURAL GAS: 12 billion m³ × RUB 200 per 1,000 m³ at the wellhead = RUB 2.4 billion.
GAS CONDENSATE: 1.2 million tonnes × RUB 2,000 per tonne at the wellhead = RUB 2.4 billion.
Measures for the Sale of Commercial Products and Revenue Generation During Stage 1:
The sale of liquid hydrocarbons (oil and condensate) from three wells is planned to be carried out on the local market in the amount of 66 thousand tonnes per year. It is planned to equip each well with a separator to separate the gas-liquid production into marketable crude oil, gas condensate, natural gas, and natural gas liquids (NGLs). The commercial products will be transported by gas tankers and fuel tankers for delivery to end users in the local Irkutsk Oblast market or for delivery to NPS-7 of PJSC Transneft.
The sale of natural gas is not planned. The natural gas will be used to generate electricity in the amount of 24 MW per hour, for which it is planned to purchase two gas generators (1 MW each). The electricity generated may be sold to the Rosseti power grid or used for the operation of cryptocurrency mining farms.
Annual Revenue:
Crude Oil
Quantity: 50,000 tonnes
Product price (including VAT): RUB 35,000 per tonne
Total revenue (including VAT): RUB 1.75 billion
Total revenue (excluding VAT): RUB 1.459 billion
Gas Condensate
Quantity: 16,000 tonnes
Product price (including VAT): RUB 37,000 per tonne
Total revenue (including VAT): RUB 592 million
Total revenue (excluding VAT): RUB 493 million
Natural Gas
Quantity: 165,000,000 m³
Product price: RUB 0 per 1,000 m³
Total revenue (including VAT): RUB 0
Total revenue (excluding VAT): RUB 0
Total Annual Revenue
Total revenue (including VAT): RUB 2.342 billion
Total revenue (excluding VAT): RUB 1.952 billion
Purchase of a 100% equity interest – RUB 650 million.
Operating expenses – RUB 120 million per year.
Capital expenditure for geological exploration works – RUB 4.1 billion.
Additional capital expenditure:
Well development and wellsite facilities with storage tank farms – RUB 110 million.
Purchase of two gas generators – RUB 100 million.
Purchase of gas tankers and fuel tankers – RUB 150 million.
Taxes:
Mineral Extraction Tax (MET) – RUB 100 million.
Subsoil tax – RUB 8 million.
TOTAL COSTS FOR STAGE 1: RUB 5.1 billion.
Payback Period: 3–4 years.
-- -- -- --
Реализация лицензионного участка.
Верхнеульканский участок расположен в Усть-Кутском, Киренском и Казачинско-Ленском районах Иркутской области. Участок расположен на юге Сибирской платформы в северной части Ангаро-Ленской ступени, в зоне её сочленения с усть-кутским сводом, осложняющим южную часть Непско-Ботуобинской антеклизы.
Участок расположен в центральной части Иркутской области с хорошо развитой инфраструктурой, чему способствует:
- активная разработка Ковыктинского газоконденсатного месторождения ПАО «Газпром»,
- активная разработка и добыча нефти и газа компанией ООО «Иркутская нефтяная компания»,
- наличие нефте и газопроводов, пунктов приемо-сдачи сырья,
- активное развитие Дальнего Востока (БАМ),
- активное сотрудничество с Китаем,
- развитие транспортного коридора Восток-Запад,
- По территории участка, в пределах его границы, проходит газопровод «Сила Сибири» протяжённостью около 70 км, что безусловно делает актуальным использование запасов газа для заполнения газопровода. Имеется системный дефицит природного газа для заполнения газопровода и выполнения долгосрочных контрактных обязательств с потребителями Китайской Народной Республики (ежегодная экспортная производительность – 38 млрд. м3).
- В 50 км от границы участка расположена нефтеперекачивающая станция (НПС-7) с узлом учёта подключения к нефтепроводу Восточная Сибирь - Тихий Океан (ВСТО).
- В 80 км от границы участка расположена нефтеперекачивающая станция (НПС-6) с узлом учёта подключения к нефтепроводу Восточная Сибирь - Тихий Океан (ВСТО).
- В пределах границы участка находятся несколько железнодорожных тупиков в пос. Магистральный, Окунайский, а также ст. Ния и ст. Небель можно осуществлять налив сырой нефти и газового конденсата в железнодорожные вагоно-цистерны.
- К югу от Верхнеульканского участка расположено крупнейшее в Иркутской области - Ковыктинское ГКМ (Собственник ПАО «Газпром», с утвержденными извлекаемыми запасами более 2 трлн. м3 природного газа и 90 млн. тонн газового конденсата
- К северо-западу от Верхнеульканского участка активно ведёт разработку крупных месторождений ООО «Иркутская Нефтяная Компания»:
o Марковское месторождение (извлекаемые запасы более 200 млн. тонн нефти)
o Ярактинское месторождение (извлекаемые запасы более 100 млн. тонн нефти)
o Большетирское месторождение (извлекаемые запасы более 25 млн. тонн нефти)
• К западу расположены 3 месторождения ООО «Петромир» с совокупными запасами более 1,3 трлн. м3 природного газа и более 62 млн. тонн газового конденсата:
o Ангаро-Илимское
o Левобережное
o Правобережное
Изученность Верхнеульканского участка
В Советский период на территории участка было проведено более 1000 пог.км. сейсморазведочных работ.
Недропользователем в период 2015-2016гг было выполнено более 250 пог.км. сейсморазведочных работ и переобработано более 100 пог.км. архивных материалов.
Было пробурено 3 скважины:
Скважина №110-ВУ (1991 г.): в процессе бурения был получен приток нефти из христофоровского горизонта (2100-2200м) в объёме 15-20м3 в сутки нефти и природного газа – 4,0-5,0 тыс. м3/сут. на штуцере 6мм.
Скважина №1-Казачинская (1967г.) были получены нефтегазопроявления и был произведен отбор керна.
Поисково-разведочная Скважина№1- Верхнеульканская (2016год). Глубина бурения - 2.521м. Получена нефть из осинского горизонта усольской свиты (2315-2325м), а также отобрано 47 пог.м керна с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). В настоящее время скважина в ожидании КРС и испытания, вскрыты насыщенные углеводородные коллектора. Результаты работ на нефть и газ на смежных территориях показывают хорошие результаты.
Глубина залегания продуктивных горизонтов 2100-3200 метров
ПОТЕНЦИАЛЬНЫЕ ЗАПАСЫ ВЕРХНЕУЛЬКАНСКОГО ЛИЦЕНЗИОННОГО УЧАСТКА:
Номенклатура сырья Единица измерения Геологические запасы Коэффициент извлечения Извлекаемые запасы
Сырая нефть млн. тонн 175 0,3 52
Газовый конденсат млн. тонн 33 0,8 25
Природный газ млрд. м3 330 0,9 300
ПЛАН ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ (этап 1)
Для завершения первого этапа (этап поисково-оценочных работ и начало опытно-промышленной эксплуатации) и постановки запасов на баланс в Государственной Комиссии по Запасам (далее - ГКЗ) потребуется около 4,1 млрд. рублей включает в себя следующее:
- Проведение буровых работ - _2-3 поисково-разведочных скважин (глубина бурения от 2700 до 3100 м, 1 скв – 800млн. руб.))
- Проведение капитального ремонта скважины №1-Поисковая-Верхнеульканская (до 400 млн.руб.)
- Проведение сейсморазведочных работ методом МОГТ 2Д в пределах участка, а также их обработка и интерпретация - 400 пог. км.
- Переобработка и переинтепретация архивных сейсморазведочных материалов – 600 пог. км., около 20 млн.руб.)
- Получение комплексного экологического разрешения (предприятия охраны окружающей среды, около 2,5 млн.руб.)
- Экологический мониторинг на всех этапах проведения Геологоразведочных работ (предприятия охраны окружающей среды Иркутской области, около 6 млн.руб.)
- Первичное обустройство месторождения (самостоятельно, около 500 млн.руб.))
- Защита запасов в Государственной Комиссии по Запасам (самостоятельно, 1-3 горизонта = 30 млн.руб.)
- Начало Опытно-Промышленной Эксплуатации (начало добычи и реализации УВС)
ОСВОЕНИЕ ВЕРХНЕУЛЬКАНСКОГО ЛИЦЕНЗИОННОГО УЧАСТКА:
1 ЭТАП. ПОИСКОВО-ОЦЕНОЧНЫЙ.
РЕЗУЛЬТАТ (постановка запасов на баланс в ГКЗ)
СЫРАЯ НЕФТЬ (C1+C2) = 10 - 12 млн. тонн;
ПРИРОДНЫЙ ГАЗ (C1+C2) = 12 - 15 млрд. м3;
ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ (C1+C2) = 1,2 – 1,5 млн. тонн.
ГОДОВАЯ ДОБЫЧА
СЫРАЯ НЕФТЬ - 50 тыс. тонн;
ПРИРОДНЫЙ ГАЗ - 0,165 млрд. м3;
ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ - 16 тыс. тонн.
КАПИТАЛИЗАЦИЯ КОМПАНИИ после завершения 1 этапа составит - 24,8 млрд. руб.
СЫРАЯ НЕФТЬ: 10 млн тонн * 2000 р. / тонну на устье скважины = 20 млрд. руб.
ПРИРОДНЫЙ ГАЗ: 12 млрд м3 * 200р. / 1000м3 на устье скважины = 2,4 млрд. руб.
ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ: 1,2 млн тонн * 2000 р. / тонну на устье скважины = 2,4 млрд. руб.
Мероприятия по сбыту товарной продукции и получения выручки на 1 этапе:
1. Реализация жидких углеводородов (нефть, конденсат) из 3-х скважин планируется осуществлять на местном рынке в объеме 66 тыс. тонн в год. Планируется обустройство каждой скважины с использованием сепаратора для разделения газожидкостной продукции на товарную нефть, газовый конденсат, природный газ и ШФЛУ. Вывоз товарной продукции будет осуществляться газовозами и бензовозами для нужд конечных потребителей на местном рынке Иркутской области или для сдачи в НПС-7 ПАО «Транснефть».
2. Реализация природного газа не планируется. Природный газ будет использоваться для генерации электроэнергии в объеме 24 Мвт в час для чего планируется закупить 2 газогенератора (по 1 мвт каждый). Полученная электроэнергия может быть продана в сети АО «Россети» или для организации майнинговых ферм с получением криптовалют.
Выручка годовая:
Номенклатура сырья Количество Стоимость продукции, с НДС ИТОГО выручка в млрд. руб с НДС ИТОГО выручка в млрд. без НДС
СЫРАЯ НЕФТЬ 50 000 тонн 35 000 руб/тонн 1,75 1,459
ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ 16 000 тонн 37 000 руб/тонн 0,592 0,493
ПРИРОДНЫЙ ГАЗ 165 000 000 м3 0 руб/ 1000 м3 0 0
ИТОГО 2,342 1,952
Покупка 100% доли в уставном капитале – 650 млн. руб.
Эксплуатационные затраты – 120 млн. руб/год
Капитальные затраты на ГРР – 4,1 млрд. руб
Дополнительные капитальные затраты:
- на обустройство скважин и прискваженных площадок с емкостным парком: 110 млн. руб.
- покупка 2х газовых генераторов 100 млн. руб
- покупка газовозов и бензовозов – 150 млн. руб.
Налоги:
- НДПИ 100 млн. руб
- налог на недра – 8 млн. руб
ИТОГО затраты на 1 этап: 5.1 млрд. руб
Окупаемость 3-4 года
