Қазақстанның мұнай-газ саласының хабаршысы

2707-42262957-806X

KMG Engineering

108952

10.54859/kjogi108952

Research Article

Assessment of the effectiveness of CAPEX/OPEX associated with the modernization of process facilities within the framework of the development of Field X

Satenov

Kurmet G.

Cand. Sc. (Chemistry)k.satenov@kmge.kzhttps://orcid.org/0000-0002-6396-913XSuleimen

Yerlan M.

PhD, Professorsyerlan75@yandex.kzhttps://orcid.org/0000-0002-5959-4013Kynyrtay

Mira S.

m.kynyrtai@kmge.kzhttps://orcid.org/0009-0000-5075-9283Salimgereyev

Asset M.

a.salimgereyev@kmge.kzhttps://orcid.org/0009-0008-6453-2416

KMG EngineeringK. Kulazhanov Kazakh University of Technology and BusinessSatbayev University

30092026

83119128

11022026

30072026

2026

Background: The expiry of the design operating life of the production facilities at Field X requires an assessment of the cost-effectiveness of capital expenditures (CAPEX) and operating expenditures (OPEX) associated with the modernization of process facilities, as well as the development of recommendations for optimizing investment decisions, considering the forecast decline in production and the prospects for further field development. Aim: To assess capital and operating expenditures associated with the modernization of the Phase 2 process facilities in the post-contract period. Materials and methods: The study is based on data from the Field X Development Project and Field Development Analysis (FDA). As part of the work performed, a model of the main Units 1 and 2 was developed using QUE$TOR software to compare the cost of their potential replacement with the results presented in the previously approved project documentation. The modelling was performed based on the current production capacities of the units. Results: The option involving the extension of the production plateau using a single liquid hydrocarbon (LH) process train with a capacity of 2.8 million tonnes per year was selected as the most optimal, based on the duration of maintaining the production plateau duration (7 years). Reducing the wellhead pressure of Unit 3 wells from a high to a medium level had a significant impact on increasing LH production, extending the production plateau by an additional 5 years. Conclusion: The proposed concept was recognized as technically feasible and economically justified. Infrastructure optimization makes it possible to reduce capital expenditures by USD 2.97 billion, achieve additional LH production of approximately 8 million tonnes, extend the production plateau by 12 years, and extend the gas export period by 7 years.

liquid hydrocarbon (LH)CAPEXOPEXinfrastructure modernizationnew field development conceptincremental analysis

сұйық көмірсутектерCAPEX инвестицияларыOPEX шығындарыинфрақұрылымды жаңғыртуигерудің жаңа тұжырымдамасыинкременттік талдау

жидкие углеводородыCAPEXOPEXмодернизация инфраструктурыновая концепция освоенияинкрементный анализ

<h3>Кiрiспе</h3> Мұнай-газ кен орындарын игеру кезең-кезеңімен жүзеге асырылады және өндіру көлемін біртіндеп арттыру, ең жоғары деңгейлерге жету және одан кейінгі төмендеу сатыларын қамтиды (сурет 1). Игерудің кеш кезеңдеріне көшу кен орнын пайдалану режимінің өзгеруімен, өндіру көлемінің азаюымен, сондай-ақ қолданыстағы өндірістік инфрақұрылымды пайдалану тиімділігіне қойылатын талаптардың артуымен қатар жүреді<a href="#_ftn1" name="_ftnref1">[1]</a> [1–4]. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="1-сурет. Кен орнын игеру кезеңдері" href="/files/journals/130/articles/108952/supp/108952-229775-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108952/supp/108952-229775-1-SP.jpg"></a></div> </center> 1-сурет. Кен орнын игеру кезеңдері Figure 1. Field Development Stages Х кен орны Батыс Қазақстан аумағында орналасқан, 1979 жылы ашылған, өнеркәсіптік игеру 1980-жылдардың ортасында басталған, ал қазіргі уақытта сұйық көмірсутектерді (бұдан әрі – СК) өндіру көлемінің біртіндеп төмендеуімен сипатталатын игеру кезеңінде тұр. Осы жағдайда өндірістік инфрақұрылымның жай-күйі мен құрылымы объектілерді одан әрі пайдалануда шешуші маңызға ие болады. Технологиялық жабдықтың жобалық ресурсы сарқылған сайын оны жаңғырту жөнінде шешімдер қабылдау қажеттілігі туындайды, ал өндіру көлемінің азаюы технологиялық қуаттардың толық жүктелмеуіне әкеледі. Мұндай жағдайда инфрақұрылымды жаңғырту пайдалану режимдерінің өзгеруін және жабдықтардың нақты жүктелу деңгейін ескере отырып жүзеге асырылуы тиіс, бұл бұрын қабылданған техникалық және инвестициялық шешімдерді қайта қарауды талап етеді [5–7]. Х кен орнын игеру жобасы және кен орнын игеру талдауының (бұдан әрі – КИТ) талаптарына сәйкес, 2-кезеңдегі барлық өндірістік объектілердің жобалық пайдалану мерзімі 40 жылды құрайды деп болжануда. Болжамға сәйкес, 2044 жылы Х кен орнында жерүсті жабдықтарын жаңарту жоспарланған. КИТ аясында жалпы құны 12,308 млрд АҚШ долларын құрайтын үш негізгі объектіні (Қондырғы-1, Қондырғы-2, Қондырғы-3) ауыстыру қарастырылған. Осыған байланысты, келісімшарттан кейінгі 2-кезеңде өндірістік объектілерді (соның ішінде Қондырғы-3) жаңартуға байланысты CAPEX инвестициялары мен OPEX шығындарның тиімділігіне бағалау жүргізу қажет. Көрсетілген кезеңге қарай СК мен газ өндіру көлемінің төмендеуі күтілетіндіктен, негізгі міндет – CAPEX инвестицияларын барынша азайту және инфрақұрылымның тек аса қажетті бөлігін ғана жаңарту. Осылайша, аталған зерттеу аясында Х кен орнын дамытудың жаңа тұжырымдамасын анықтау және сұйық көмірсутектер өндірудің жаңартылған профилін қалыптастыру талап етілді. Таңдалған даму сценарийлері бойынша CAPEX инвестициялары мен OPEX шығындарын есептеу, оның ішінде объектілерді пайдаланудан шығару/ауыстыру және технологиялық желілер санын қысқарту сценарийлерін қарастыру көзделді. Іске асырылатын іс-шаралардың экономикалық тиімділігі инкременттік талдау әдісі арқылы бағаланды, яғни жобалық сценарийлерді базалық сценариймен (КИТ) салыстыру мақсатында инкременттік ақша ағындарын, NPV (ағыл. Net Present Value – таза келтірілген құн, IRR (ағыл. Internal Rate of Return – ішкі табыстылық нормасы) және өтелу мерзімін есептеу жүргізілді. <h3>Материалдар мен әдістер</h3> Жұмыс Х кен орнын игеру жобасының және кен орнын игеруді талдау (КИТ) деректеріне негізделген. Жүргізілген жұмыстар шеңберінде Қондырғы-1 және Қондырғы-2 негізгі қондырғыларының әлеуетті ауыстыру құнын бұрын бекітілген жобалық құжаттамада ұсынылған нәтижелермен салыстыру мақсатында QUE$TOR бағдарламалық қамтамасыз етуінде аталған қондырғылардың моделі құрылды. Модельдеу қондырғылардың қолданыстағы өндірістік қуаттары негізінде орындалды. <h3>Нәтижелер мен талқылау</h3> <h3>Кен орнын одан әрі игеру нұсқасы</h3> 2044 жылға қарай сұйық көмірсутектерді өндіру деңгейінің айтарлықтай төмендеуі болжануда. Өндіру көлемдерінің төмендеуіне байланысты инфрақұрылымды оңтайландыру мәселесін қарастыру және пайдалануда сұйық көмірсутектерді дайындауға арналған тек бір технологиялық желіні ғана қалдыру орынды болып табылады (сурет 2). <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="2-сурет. Базалық кейс үшін СК өндіру профилі, млн т" href="/files/journals/130/articles/108952/supp/108952-229776-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108952/supp/108952-229776-1-SP.jpg"></a></div> </center> 2-сурет. Базалық кейс үшін СК өндіру профилі, млн т Figure 2. LH Production Profile for the Base Case, Mt Өндірудің жаңа профилін анықтау мақсатында СК өндірудің жылдық әртүрлі деңгейлерімен үш сценарий қарастырылды: жылына 2,3 млн т, 2,8 млн т және 3,3 млн т (3 және 4-суреттер): <ul> <li>жылына 2,3 млн т СК өндіру деңгейін қарастыратын сценарийде газ өндіру көлемі экспортқа жіберілетін шикі газдың талап етілетін көлемін қамтамасыз ету үшін жеткіліксіз болады, себебі СК өндіру көлемінің төмендеуі газ өндіру көлемінің пропорционалды түрде төмендеуімен қатар жүреді;</li> <li>жылына 3,3 млн т деңгейінде өндіру деңгейі тек төрт жыл бойы сақталады, одан кейін күрт төмендеу байқалады.</li> </ul> Талдау нәтижелері көрсеткендей, жылына 2,8 млн т өндіру деңгейі бар сценарий ең теңгерімді болып табылады. Бұл нұсқа жеті жыл бойы СК өндірудің тұрақты деңгейін сақтауды қамтамасыз етеді, сонымен қатар өндірістік қуаттарды оңтайландыруға және CAPEX инвестициялары мен OPEX шығындарын төмендетуге мүмкіндік береді. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="3-сурет. СК өндіру деңгейін 2,3, 2,8 және 3,3 млн т/ж деңгейлерінде ұзарту нұсқалары бойынша профильдер, млн т" href="/files/journals/130/articles/108952/supp/108952-229777-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108952/supp/108952-229777-1-SP.jpg"></a></div> </center> 3-сурет. СК өндіру деңгейін 2,3, 2,8 және 3,3 млн т/ж деңгейлерінде ұзарту нұсқалары бойынша профильдер, млн т Figure 3. LH Production Profiles for Plateau Extension Options at 2.3, 2.8 and 3.3 Mtрa, Mt Жылына 2,3 млн т деңгейінде газ өндіру көлемі экспортқа қажетті газ көлемін қамтамасыз ету үшін жеткіліксіз болады, себебі СК өндіру көлемінің төмендеуі газ өндірудің пропорционалды азаюымен қатар жүреді. Жылына 3,3 млн т деңгейінде өндіру небәрі төрт жыл бойы ғана сақталады, одан кейін өндірудің күрт төмендеуі байқалады. Жүргізілген зерттеулер жылына 2,8 млн т өндіру деңгейін көздейтін нұсқаның ең теңгерімді екенін көрсетті. Аталған нұсқа жеті жыл бойы СК өндірудің тұрақты деңгейін сақтауды қамтамасыз ете отырып, өндірістік қуаттарды оңтайландыруға және CAPEX пен OPEX-ті төмендетуге мүмкіндік береді. Х кен орнындағы негізгі қондырғылардың ішінде №3 кешенді мұнай дайындау қондырғысы (бұдан әрі – Қондырғы-3) ең ұзақ уақыт бойы пайдаланылып келе жатқан және жоғары қысым жағдайында жұмыс істейтін нысан болып табылады. СК мен газ өндіру көлемдерінің болжамды төмендеуін ескере отырып, Қондырғы-3-ті пайдаланудан шығару мүмкіндігі қарастырылды. Бұл жағдайда бұрын аталған қондырғыға қосылған ұңғымалардың өнімі Қондырғы-1 және Қондырғы-2 объектілері арасында қайта бөлінетін болады. Аталған сұлбаны іске асыру үшін қолданыстағы Станция-1-ге ұқсас жоба бойынша жобаланған жаңа мұнай өндіру станциясы (бұдан әрі – Станция-2) салу көзделеді. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="4-сурет. СК өндіру деңгейін 2,3; 2,8 және 3,3 млн т/ж деңгейлерінде ұзарту нұсқалары бойынша газ өндіру профильдері, млрд м³/ж" href="/files/journals/130/articles/108952/supp/108952-229778-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108952/supp/108952-229778-1-SP.jpg"></a></div> </center> 4-сурет. СК өндіру деңгейін 2,3; 2,8 және 3,3 млн т/ж деңгейлерінде ұзарту нұсқалары бойынша газ өндіру профильдері, млрд м³/ж Figure 4. Gas Production Profiles for LH Plateau Extension Options at 2.3, 2.8 and 3.3 Mtрa, BCMA Зерттеулер барысында Қондырғы-3-ке қосылған ұңғымалардағы қысымды 78 барға дейін төмендету бойынша техникалық іс-шаралар қарастырылды. Бұл шешімді іске асыру қабаттың қосымша әлеуетін тартуға, СК-ді өндіру платосының мерзімін шамамен 5 жылға ұзартуға (сурет 5). <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="5-сурет. СК өндіру профильдері: базалық нұсқа (2,8 млн т/ж) және ұңғымалардағы қысымды 78 барға дейін төмендеткен нұсқа, млн т" href="/files/journals/130/articles/108952/supp/108952-229779-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108952/supp/108952-229779-1-SP.jpg"></a></div> </center> 5-сурет. СК өндіру профильдері: базалық нұсқа (2,8 млн т/ж) және ұңғымалардағы қысымды 78 барға дейін төмендеткен нұсқа, млн т Figure 5. LH Production Profiles: Base Case (2.8 Mtрa) and Case with Well Pressure Reduced to 78 bar, Mt Қондырғы-3 / Станция-2 ұңғымаларындағы сағалық қысымды жоғары деңгейден орташа деңгейге дейін төмендету, сондай-ақ СК өндіру деңгейін 2,8 млн т/ж дейін қысқарту жөніндегі іс-шараларды іске асыру келесі жиынтық әсерді қамтамасыз етеді (сурет 6–7): <ul> <li>шамамен 8 млн т көлемінде қосымша СК өндіру және өндіру деңгейінің мерзімін 12 жылға ұзарту;</li> <li>экспортталатын газ көлемін ұлғайту және газ экспортын жүзеге асыру мерзімін қосымша 7 жылға арттыру.</li> </ul> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="6-сурет. СК өндіру профильдері: базалық нұсқа және өндіру деңгейін 2,8 млн т/ж дейін ұзарту нұсқасы, млн т" href="/files/journals/130/articles/108952/supp/108952-229780-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108952/supp/108952-229780-1-SP.jpg"></a></div> </center> 6-сурет. СК өндіру профильдері: базалық нұсқа және өндіру деңгейін 2,8 млн т/ж дейін ұзарту нұсқасы, млн т Figure 6. LH Production Profiles: Base Case and 2.8 Mtpa Plateau Extension Option, Mt <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="7-сурет. Газ өндіру профильдері: базалық нұсқа және өндіру деңгейін 2,8 млн т/ж дейін ұзарту нұсқасы, млрд м3/ж" href="/files/journals/130/articles/108952/supp/108952-229781-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108952/supp/108952-229781-1-SP.jpg"></a></div> </center> 7-сурет. Газ өндіру профильдері: базалық нұсқа және өндіру деңгейін 2,8 млн т/ж дейін ұзарту нұсқасы, млрд м3/ж Figure 7. Gas Production Profiles: 2.8 Mtpa Production Plateau Extension Option, BCMA <h3>Өндірістік инфрақұрылымды және капиталдық шығындарды оңтайландыру</h3> Жүргізілген зерттеулер аясында бұрын бекітілген жобалық құжаттамада [8–10] ұсынылған нәтижелермен олардың ықтимал ауыстыру құнын салыстыру мақсатында QUE$TOR бағдарламалық қамтамасыз етуінде Қондырғы-1 және Қондырғы-2 негізгі объектілерінің моделі әзірленді. Модель қондырғылардың қолданыстағы өндірістік қуаттарына негізделіп жасалынды. Қондырғылардың (Қондырғы-1 және Қондырғы-2) газ бойынша өндірістік қуаттары газды өңдеудің қосымша көлемін қабылдауға мүмкіндік береді. Жаңғыртылатын объектілер: <ul> <li>Қондырғы-1 (СК өңдеуге арналған бір объект);</li> <li>Қондырғы-2.</li> <li>Жаңа объектілер:</li> <li>Станция-2 (Қондырғы-3 орнына);</li> <li>Станция-2-ден Қондырғы-1 мен Қондырғы-2-ге дейінгі құбыржолдары;</li> <li>Қондырғы-1-ден экспорттық алаңға дейінгі газ құбыры.</li> <li>Пайдаланудан шығарылатын объектілер:</li> <li>Қондырғы-3;</li> <li>Қондырғы-1-дің СК бойынша объектілері.</li> </ul> <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="8-сурет. Ұсынылатын нұсқа бойынша ақшалай қаражат ағынының графигі, млн АҚШ долл." href="/files/journals/130/articles/108952/supp/108952-229782-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108952/supp/108952-229782-1-SP.jpg"></a></div> </center> 8-сурет. Ұсынылатын нұсқа бойынша ақшалай қаражат ағынының графигі, млн АҚШ долл. Figure 8. Cash Flow Profile for the Recommended Option, MM USD <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="9-сурет. Ұсынылатын нұсқа бойынша мұнай бағасына сезімталдықты талдау және ақшалай қаражат ағынының графигі, млн АҚШ долл." href="/files/journals/130/articles/108952/supp/108952-229783-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/108952/supp/108952-229783-1-SP.jpg"></a></div> </center> 9-сурет. Ұсынылатын нұсқа бойынша мұнай бағасына сезімталдықты талдау және ақшалай қаражат ағынының графигі, млн АҚШ долл. Figure 9. Oil Price Sensitivity Analysis and Cash Flow Profile for the Recommended Option, MM USD Жүргізілген зерттеулер шеңберінде қондырғылардың ықтимал ауыстыру құнын жобалық құжаттамада ұсынылған нәтижелермен салыстыру мақсатында QUE$TOR бағдарламалық қамтамасыз етуінде қондырғылар моделі әзірленді. Модель қондырғылардың қолданыстағы өндірістік қуаттарына негізделіп жасалынды. Сондай-ақ CAPEX инвестицияларын есептеу барысында бұрынғы Қондырғы-3 ұңғымаларынан келетін мұнай-газ-конденсат қоспасын бөліп, оны Қондырғы-1 мен Қондырғы-2-ге бағыттайтын жаңа Станция-2, сондай-ақ үш құбыржол салу ескерілді: Станция-2 – Қондырғы-1, Станция-2 – Қондырғы-2 және Қондырғы-1 – Станция-2. QUE$TOR бағдарламалық қамтамасыз етуінде орындалған CAPEX бойынша есептік деректер кесте-1 ұсынылған. 1-кесте. CAPEX есептеу, млн АҚШ долл. Table 1. CAPEX Estimates, MM USD <table> <thead> <tr> <td style="text-align: center;"> Объектілер Facilities </td> <td style="text-align: center;"> Оңтайландырылған CAPEX Optimized CAPEX </td> </tr> </thead> <tbody> <tr> <td> Қондырғы-1 Unit 1 </td> <td style="text-align: center;"> 5 836 </td> </tr> <tr> <td> Қондырғы-2 Unit 2 </td> <td style="text-align: center;"> 3 230 </td> </tr> <tr> <td> Станция-2 Station 2 </td> <td style="text-align: center;" rowspan="4"> 269 </td> </tr> <tr> <td> Құбыр желісі (Станция-2 – Қондырғы-1) Pipeline (Station 2 – Unit 1) </td> </tr> <tr> <td> Құбыр желісі (Станция-2 – Қондырғы-2) Pipeline (Station 2 – Unit 2) </td> </tr> <tr> <td> Құбыр желісі (Қондырғы-1 – Станция-2) Pipeline (Unit 1 – Station 2) </td> </tr> <tr> <td> Барлығы TOTAL </td> <td style="text-align: center;"> 9 334 </td> </tr> </tbody> </table> Жүргізілген зерттеу талдаулары көрсеткендей, Қондырғы-3 пайдаланудан шығару және Станция-2, сондай-ақ қажетті құбыржолдарды салу CAPEX инвестицияларын қосымша 810 млн АҚШ долларына оңтайландыруға мүмкіндік береді. CAPEX нәтижелерінің салыстырмалы талдауы кесте-2 келтірілген. СК өңдеу объектілерін (Қондырғы-3) қысқартуға байланысты оңтайландырылған CAPEX көлемі 2 164 млн АҚШ долларын құрайды (кесте-2). 2-кесте. CAPEX нәтижелерін салыстыру, млн АҚШ долл. Table 2. CAPEX Results Comparison, MM USD <table> <thead> <tr> <td style="text-align: center;"> Объектілер Facilities </td> <td style="text-align: center;"> Оператордың моделі Operator’s Model </td> <td style="text-align: center;"> Оңтайландырылған CAPEX Optimized CAPEX </td> <td style="text-align: center;"> Айырмашылық Difference </td> </tr> </thead> <tbody> <tr> <td> Қондырғы-1 Unit 1 </td> <td style="text-align: center;" rowspan="2"> 11 230 </td> <td style="text-align: center;"> 5 836 </td> <td style="text-align: center;" rowspan="2"> -2 164 </td> </tr> <tr> <td> Қондырғы-2 Unit 2 </td> <td style="text-align: center;"> 3 230 </td> </tr> <tr> <td> Станция-2 Station 2 </td> <td style="text-align: center;"> 1 078 </td> <td style="text-align: center;"> - </td> <td style="text-align: center;" rowspan="2"> -810 </td> </tr> <tr> <td> Құбыр желісі (Станция-2 – Қондырғы-1) Pipeline (Station 2 – Unit 1) </td> <td style="text-align: center;"> - </td> <td style="text-align: center;"> 269 </td> </tr> <tr> <td> Құбыр желісі (Станция-2 – Қондырғы-2) Pipeline (Station 2 – Unit 2) </td> <td style="text-align: center;"> - </td> <td style="text-align: center;" rowspan="3"> 269 </td> <td style="text-align: center;" rowspan="3"></td> </tr> <tr> <td> Құбыр желісі (Қондырғы-1 – Станция-2) Pipeline (Unit 1 – Station 2) </td> <td style="text-align: center;"> - </td> </tr> <tr> <td> Қондырғы-1 Unit 1 </td> <td style="text-align: center;"> - </td> </tr> <tr> <td> Барлығы TOTAL </td> <td style="text-align: center;"> 12 308 </td> <td style="text-align: center;"> 9 334 </td> <td style="text-align: center;"> -2 974 </td> </tr> </tbody> </table> 2044 жылға қарай газ өндірудің жалпы көлемінің төмендеуі Қондырғы-3 кезең-кезеңімен пайдаланудан шығаруға және кейіннен өндірілетін газ көлемін Қондырғы-1 мен Қондырғы-2 арасында қайта бөлуге алғышарттар жасайды. Бұл шара, сондай-ақ Қондырғы-1-дегі мұнай дайындауға арналған технологиялық желілер санын төртеуден біреуге дейін қысқарту КИТ-та келтірілген көрсеткіштермен салыстырғанда CAPEX инвестицияларын 2,974 млрд АҚШ долларына төмендетуге мүмкіндік берді (2-кесте). QUE$TOR бағдарламалық қамтамасыз етуінде модельдеу жүргізу барысында құрылыс, монтаж, құбыржол және электротехникалық жұмыстарды қоса алғанда, әртүрлі жұмыс түрлері бойынша өңірлік өнімділік коэффициенттері базалық деректер ретінде пайдаланылды. Есептеулерде сондай-ақ ірі капиталдық жобалар үшін қабылданған халықаралық тәжірибеге сәйкес 30 % мөлшеріндегі күтпеген шығындар резерві (Contingency) ескерілді. <h3>Экономикалық бағалау</h3> Экономикалық есептеулерде өндіру, айдау және өнім шығару профильдері пайдаланылды. Есептік деректер 2025–2083 жылдар аралығын қамтиды. Есептеулерде CAPEX, OPEX және өнімді өткізу тарифтері бойынша бастапқы деректер пайдаланылды. Экономикалық модельдеу мен талдау инкременттік талдау негізінде жүргізілді. Инкременттік экономика базалық өндіру профилі мен экономикасымен салыстырғанда барлық болашақ кеңейтулердің жекелеген әсерін көрсетеді. Экономикалық бағалау нәтижелері кесте 3–6-те келтірілген. 3-кесте. 2025–2083 жылдар аралығындағы экономикалық бағалау нәтижелері Table 3. Economic Evaluation Results for 2025–2083 <table> <thead> <tr> <td style="text-align: center;" rowspan="2"> Нұсқа Case </td> <td style="text-align: center;" colspan="3"> Ақша ағындары, млн АҚШ долл. Cash Flows, MM USD </td> <td style="text-align: center;" colspan="3"> NPV, млн АҚШ долл. NPV, MM USD </td> <td style="text-align: center;" colspan="2"> IRR, % </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center;"> жоба Plan </td> <td style="text-align: center;"> мердігер Vendor </td> <td style="text-align: center;"> ҚР RoK </td> <td style="text-align: center;"> жоба Plan </td> <td style="text-align: center;"> мердігер Vendor </td> <td style="text-align: center;"> ҚР RoK </td> <td style="text-align: center;"> жоба Plan </td> <td style="text-align: center;"> мердігер Vendor </td> </tr> </thead> <tbody> <tr> <td> Базалық нұсқа Base Case </td> <td style="text-align: center;"> 57669 </td> <td style="text-align: center;"> 20196 </td> <td style="text-align: center;"> 37473 </td> <td style="text-align: center;"> 23698 </td> <td style="text-align: center;"> 9080 </td> <td style="text-align: center;"> 14618 </td> <td style="text-align: center;"> 33,57% </td> <td style="text-align: center;"> 19,63% </td> </tr> <tr> <td> СК өндіру деңгейін 2,8 млн т/ж дейін ұзарту Increase in LH Production Plateau to 2.8 Mtpa </td> <td style="text-align: center;"> 3235 </td> <td style="text-align: center;"> 2994 </td> <td style="text-align: center;"> 241 </td> <td style="text-align: center;"> 229 </td> <td style="text-align: center;"> 214 </td> <td style="text-align: center;"> 15 </td> <td style="text-align: center;"> 20% </td> <td style="text-align: center;"> 15% </td> </tr> <tr> <td> Базалық нұсқа + СК өндіру деңгейін 2,8 млн т/ж дейін ұзарту Base Case + Increase in LH Production Plateau to 2.8 Mtpa </td> <td style="text-align: center;"> 60904 </td> <td style="text-align: center;"> 23190 </td> <td style="text-align: center;"> 37713 </td> <td style="text-align: center;"> 23926 </td> <td style="text-align: center;"> 9293 </td> <td style="text-align: center;"> 14633 </td> <td style="text-align: center;"> 33,58% </td> <td style="text-align: center;"> 19,64% </td> </tr> </tbody> </table> ҚР / RoK – Қазақстан Республикасы / Republic of Kazakhstan 4-кесте. 2025–2037 жылдар аралығындағы экономикалық бағалау нәтижелері, 2038 жылдан бастап қолданыстағы салықтық режим Table 4. Results of the Economic Evaluation for 2025–2037, with the Current Tax Regime Effective from 2038 <table> <tbody> <tr> <td rowspan="2"> Нұсқа </td> <td style="text-align: center;" rowspan="2"> OPEX, млн АҚШ долл. OPEX, MM USD </td> <td style="text-align: center;" rowspan="2"> CAPEX, млн АҚШ долл. CAPEX, MM USD </td> <td style="text-align: center;" rowspan="2"> СК өндіру, млн т LH Production, Mt </td> <td style="text-align: center;" rowspan="2"> Газ өндіру, млрд м³ Gas Production, BCM </td> <td style="text-align: center;" colspan="3"> NPV, млн АҚШ долл. NPV, MM USD </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center;"> жоба Plan </td> <td style="text-align: center;"> мердігер Vendor </td> <td style="text-align: center;"> ҚР RoK </td> </tr> <tr> <td> Базалық нұсқа + СК өндіру деңгейін 2,8 млн т/ж дейін ұзарту Base Case + Increase in LH Production Plateau to 2.8 Mtpa </td> <td style="text-align: center;"> 80074 </td> <td style="text-align: center;"> 42457 </td> <td style="text-align: center;"> 233 </td> <td style="text-align: center;"> 1114 </td> <td style="text-align: center;"> 18203 </td> <td style="text-align: center;"> 1650 </td> <td style="text-align: center;"> 16661 </td> </tr> </tbody> </table> 5-кесте. 2025–2037 жылдар аралығындағы экономикалық бағалау нәтижелері Table 5. Economic Evaluation Results for 2025–2037 <table> <thead> <tr> <td rowspan="2"> Нұсқа Case </td> <td style="text-align: center;" colspan="3"> Ақша ағындары, млн АҚШ долл. Cash flows, MM USD </td> <td style="text-align: center;" colspan="3"> NPV, млн АҚШ долл. NPV, MM USD </td> <td style="text-align: center;" colspan="2"> IRR, % </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center;"> жоба Plan </td> <td style="text-align: center;"> мердігер Vendor </td> <td style="text-align: center;"> ҚР RoK </td> <td style="text-align: center;"> жоба Plan </td> <td style="text-align: center;"> мердігер Vendor </td> <td style="text-align: center;"> ҚР RoK </td> <td style="text-align: center;"> жоба Plan </td> <td style="text-align: center;"> мердігер Vendor </td> </tr> </thead> <tbody> <tr> <td> Базалық нұсқа Base Case </td> <td style="text-align: center;"> 15204 </td> <td style="text-align: center;"> 3708 </td> <td style="text-align: center;"> 11496 </td> <td style="text-align: center;"> 2133 </td> <td style="text-align: center;"> 401 </td> <td style="text-align: center;"> 1732 </td> <td style="text-align: center;"></td> <td style="text-align: center;"></td> </tr> <tr> <td> СК өндіру деңгейін 2,8 млн т/ж дейін ұзарту Increase in LH Production Plateau to 2.8 Mtpa </td> <td style="text-align: center;"> 3235 </td> <td style="text-align: center;"> 2994 </td> <td style="text-align: center;"> 241 </td> <td style="text-align: center;"> 229 </td> <td style="text-align: center;"> 214 </td> <td style="text-align: center;"> 15 </td> <td style="text-align: center;"> 17% </td> <td style="text-align: center;"> 14% </td> </tr> <tr> <td> Базалық нұсқа + СК өндіру деңгейін 2,8 млн т/ж дейін ұзарту Base Case + Increase in LH Production Plateau to 2.8 Mtpa </td> <td style="text-align: center;"> 18440 </td> <td style="text-align: center;"> 6703 </td> <td style="text-align: center;"> 11737 </td> <td style="text-align: center;"> 2362 </td> <td style="text-align: center;"> 614 </td> <td style="text-align: center;"> 1748 </td> <td style="text-align: center;"></td> <td style="text-align: center;"></td> </tr> </tbody> </table> 6-кесте. Экономикалық бағалау нәтижелері 2038 жылдан бастап, ӨБТК нұсқасы бойынша 2037 жылға дейін, ағымдағы салық режимі 2038 жылдан бастап Table 6. Economic Evaluation Results under the PSA Regime through 2037 and the Current tTx Regime from 2038 Onward <table> <thead> <tr> <td rowspan="2"> Нұсқа </td> <td style="text-align: center;" rowspan="2"> OPEX, млн АҚШ долл. OPEX, MM USD </td> <td style="text-align: center;" rowspan="2"> CAPEX, млн АҚШ долл. CAPEX, MM USD </td> <td style="text-align: center;" rowspan="2"> СК өндіру, млн т LH Production, Mt </td> <td style="text-align: center;" rowspan="2"> Газ өндіру, млрд м³ Gas Production, BCM </td> <td style="text-align: center;" colspan="3"> NPV, млн АҚШ долл. NPV, MM USD </td> </tr> <tr> <td style="text-align: center;"> жоба Plan </td> <td style="text-align: center;"> мердігер Vendor </td> <td style="text-align: center;"> ҚР RoK </td> </tr> </thead> <tbody> <tr> <td> Базалық нұсқа + СК өндіру деңгейін 2,8 млн т/ж дейін ұзарту Base Case + Increase in LH Production Plateau to 2.8 Mtpa </td> <td style="text-align: center;"> 67311 </td> <td style="text-align: center;"> 31697 </td> <td style="text-align: center;"> 99 </td> <td style="text-align: center;"> 724 </td> <td style="text-align: center;"> -3833 </td> <td style="text-align: center;"> -5799 </td> <td style="text-align: center;"> 1966 </td> </tr> </tbody> </table> ӨБТК – Өнім бөлу туралы түпкілікті келісім. <h3>Қорытынды</h3> Жүргізілген зерттеулердің нәтижелерін талдау негізінде келесі қорытындылар жасалды: <ol> <li>СК өндіру деңгейін 2,8 млн т/ж дейін қысқарту өндіру деңгейінің сақталу ұзақтығын (7 жыл) ескере отырып, ең оңтайлы нұсқа ретінде таңдалды. Сонымен қатар Қондырғы-3-ке қосылған ұңғымалардың сағалық қысымын жоғары деңгейден орташа деңгейге дейін төмендету СК өндіру көлемін айтарлықтай арттыруға ықпал етіп, өндіру деңгейін қосымша 5 жылға ұзартуды қамтамасыз етті.</li> <li>Газ өндірудің жалпы көлемінің төмендеуі Қондырғы-3-ті кезең-кезеңімен пайдаланудан шығару және кейіннен өндірілетін газ көлемін Қондырғы-1 мен Қондырғы-2 арасында қайта бөлу үшін алғышарттар қалыптастырады. Аталған шаралар, сондай-ақ Қондырғы-1-дегі объектілер санының қысқаруы Оператор көрсеткіштерімен салыстырғанда CAPEX шығындарын 2,974 млрд АҚШ долларына төмендетуге мүмкіндік берді.</li> </ol> Осылайша, экономикалық бағалау нәтижелері бойынша жүргізілген талдау қабылданған есептік шарттар жағдайында Х кен орнының технологиялық құрылыстарын жаңғыртуға байланысты CAPEX және OPEX инвестицияларының тиімділігін айқындауға бағытталған жобаның инкременттік ақшалай ағындар тұрғысынан рентабельді екенін көрсетеді. <h3>ҚОСЫМША</h3> Қаржыландыру көзі. Бұл зерттеуді Қазақстан Республикасы Ғылым және Жоғары Білім Министрлігінің Ғылым Комитеті қаржыландырады (BR24992761 гранты). Мүдделер қақтығысы. Авторлар осы мақаланы жариялауға байланысты айқын және ықтимал мүдделер қақтығысының жоқтығын жариялайды. Авторлардың қосқан үлесі. Барлық авторлар өздерінің авторлығының ICMJE халықаралық критерийлеріне сәйкестігін растайды (барлық авторлар тұжырымдаманы әзірлеуге, зерттеу жүргізуге және мақаланы дайындауға айтарлықтай үлес қосты, жарияланғанға дейін соңғы нұсқасын оқып, мақұлдады). Ең үлкен үлес келесідей бөлінді: Сатенов Қ.Ғ. – деректерді түсіндіру, қолжазбаны жазу және редакциялау; Сүлеймен Е.М. – деректерді жинау, талдау, түсіндіру, нәтижелерді тексеру, қолжазбаны редакциялау; Қыныртай М.С. – талдау, түсіндіру, нәтижелерді тексеру; Салимгереев А.М. – жұмыс тұжырымдамасы, деректерді интерпретациялау, жұмыстың орындалуын бақылау. <h3>ADDITIONAL INFORMATION</h3> Funding source. This study was funded by the Committee of Science of the Ministry of Science and Higher Education of the Republic of Kazakhstan (grant BR24992761). Competing interests. The authors declares that they have no competing interests. Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The largest contribution is distributed as follows: Kurmet G. Satenov – data interpretation, writing, and manuscript editing; Yerlan M. Suleimen – data collection, analysis, and interpretation; validation of results, and manuscript editing; Mira S. Kynyrtay – data collection, analysis, and interpretation; Asset M. Salimgereyev – research conceptualization, data interpretation, and study supervision. <a href="#_ftnref1" name="_ftn1">[1]</a> «Жер қойнауын ұтымды және кешенді пайдалану жөніндегі бірыңғай қағидаларды бекіту туралы» Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2018 жылғы 15 маусымдағы № 239 бұйрығы.

Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. Москва : Академия, 2013. 352 с.

Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. Москва : Недра, 2003. 638 с.

Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. Москва : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. 623 с.

Жуман Ж., Ду Б., Хамзаева А.В. Текущее состояние нефтегазовой отрасли Казахстана // Вестник РОО «Национальной Академии наук Республики Казахстан». 2024. №408(2). С. 470–485. doi: 10.32014/2024.2518-1467.735.

Турков О.С., Куантаев Н.Е., Кулумбетова Г.Е, Есеналы Д.Д. Атлас месторождений нефти и газа Республики Казахстан. Том 1. Алматы : КОНГ, 2020. 392 c.

Аманниязов К.Н., Ахметов А.С., Кожахмет К.А. Нефтяные и газовые месторождения Казахстана. Алматы : ТОО РПИК «Дәуір», 2003. 400 с.

Ульянов Д.И., Лиман И.А. Нефтегазоконденсатное месторождение как экономический объект // Прогрессивная экономика. 2025. №1. С. 90–103. doi: 10.54861/27131211_2025_1_90.

Ponomarenko T., Marin E., Galevskiy S. Economic Evaluation of Oil and Gas Projects: Justification of Engineering Solutions in the Implementation of Field Development Projects // Energies. 2022. Vol. 15, Issue 9. doi: 10.3390/en15093103.

Митулинский В.В., Саксин А.Г. Анализ методов оценки рисков инвестиционных проектов в нефтедобывающей промышленности // Вестник Самарского университета. Экономика и управление. 2024. Т. 15, №1. С. 79–86. doi: 10.18287/2542-0461-2024-15-1-79-86.

10.

spglobal.com [интернет]. S&P Global. QUE$TOR : Oil & Gas Cost Estimation Software [дата обращения: 28.01.2026]. Доступ по ссылке: www.spglobal.com/energy/en/products-solutions/upstream-midstream-oil-gas/questor-oil-gas-cost-estimation-software.