CC BY
11УДК 338:98 (622.323) (571.1) В.А. Крюков, А.Н. Токарев1
РАЗВИТИЕ ОРГАНИЗАЦИОННЫХ ФОРМ И СТРУКТУР КАК НЕОБХОДИМОЕ УСЛОВИЕ СТАБИЛИЗАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
В современных условиях важным риском как с точки зрения регионов добычи, так и страны в целом является риск резкого сокращения объемов добычи нефти в Западной Сибири. Можно выделить несколько ключевых направлений, которые будут способствовать стабилизации добычи нефти в Западной Сибири: увеличение объемов геологоразведоных работ; разработка и применение инновационных технологий; вовлечение в хозяйственный оборот трудноизвлекаемых ресурсов; совершенствование систем разработки зрелых месторождений (включая ввод простаивающих скважин).
Отмеченные направления стабилизации добычи нефти следует рассматривать комплексно. Должна быть выстроена динамика этого процесса: начиная с ввода бездействующих скважин (во многом краткосрочная задача) и до вовлечения в хозяйственный оборот трудноизвлекаемой нефти (включая ресурсы баженовской свиты), эффективные технологии освоения которой еще только предстоит разработать. Все ключевые направления стабилизации добычи нефти подразумевают развитие организационной структуры российского нефтегазового комплекса, формирование новых организационных структур, развитие и создание новых форм взаимодействия участников процесса недропользования.
Ключевые слова: добыча нефти, Западная Сибирь, организационная структура, инновации, геологоразведочные работы, трудноизвлекаемые ресурсы.
Нефтегазовые провинции в своем развитии проходят несколько этапов: поисково-разведочная стадия, ранняя (растущая) добыча, зрелость (стабильная добыча) и падающая добыча (завершающая стадия). В рамках каждого из этих этапов обычно наблюдается определенная динамика добычи углеводородов, во многом соответствующая их названию. Могут быть и заметные отклонения, связанные, например, с изменением уровня цен на углеводородное сырье (УВС), темпами инновационного развития [1]. Тем не менее тенденции к сокращению добычи после прохождения периода зрелости наблюдаются во всех нефтегазовых провинциях. В этот период важным риском является резкое сокращение объемов добычи, которое может вести, в том числе и к неблагоприятным социально-экономическим последствиям в районах добычи, а в случае крупных нефтегазовых провинций (например Западной Сибири) и к серьезным последствиям в масштабах всей страны.
Какова сегодня ресурсная база нефтяной промышленности Западной Сибири? Каковы особенности и перспективы добычи углеводородов
в данной провинции в настоящее время? Ответы на эти вопросы создают основы для выработки решений, направленных на стабилизацию и объемов производства, и сокращение рисков связанных с потенциальным резким снижением уровней добычи и, соответственно, социально-экономических выгод для этого региона и страны в целом.
1. Ресурсная база и перспективы добычи нефти в Западной Сибири
1.1. Запасы нефти
Примерно две трети запасов и более половины ресурсов нефти и конденсата России сосредоточены в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне, втором по масштабу в мире после Персидского залива. Всего в Западно-Сибирском бассейне разведано около 760-ти месторождений с запасами нефти, в том числе девять уникальных (с запасами более 300 млн т) и 56 крупных (60-300 млн т). Такие объекты характеризуются, как правило, сложным многопластовым строением.
1 Валерий Анатольевич Крюков - заместитель директора Института экономики и организации промышленного производства (ИЭОПП) СО РАН, чл.-корр. РАН, д.э.н., e-mail: valkryukov@mail.ru;
Анатолий Николаевич Токарев - ведущий научный сотрудник ИЭОПП СО РАН, д.э.н., e-mail: Anatoli-3@yandex.ru
Крупнейшей областью нефтенакопления в рамках Западно-Сибирского бассейна является Среднеобская нефтегазоносная область, расположенная в основном на территории ХМАО. Здесь сосредоточено около половины разведанных запасов бассейна, расположенных примерно в 200 месторождениях, среди которых несколько уникальных - Самотлорское, Приобское, Приразломное.
В результате эксплуатации месторождений углеводородного сырья Западной Сибири разведанные запасы нефти выработаны почти наполовину. При этом остаются значительные возможности для наращивания разведанных запасов на территории бассейна. Степень раз-веданности начальных суммарных ресурсов нефти Западной Сибири находится на уровне 40%. Перспективные ресурсы (категории С3), являющиеся ближайшим резервом наращивания сырьевой базы для добычи нефти, оцениваются более чем в 5,6 млрд т, что превышает 40% российских ресурсов [2].
Ресурсный потенциал ХМАО. Около половины текущих извлекаемых запасов нефти России локализованы в границах ХМАО. В структуре начальных суммарных ресурсов нефти автономного округа около половины - начальные разведанные запасы, состоящие из накопленной добычи и текущих извлекаемых запасов категории АВС1. Вторая половина - еще неразведанные запасы (С2) и ресурсы. В ХМАО в структуре начальных ресурсов велика доля невыявленных. По данным Всероссийского научно-исследовательского геологического нефтяного института, изученность поисково-разведочным бурением территории ХМАО составляет 62 м/км2. Это значительно ниже, чем изученность, например, Татарстана (138 м/км2). Изученность сейсмо-разведочными работами территории ХМАО в сравнении с другими зрелыми регионам России также невелика - около 1 км/км2 (в Татарстане -1,5 км/км2).
Важной особенностью Западной Сибири является то, что основная часть запасов нефти и газа сосредоточена в уникальных и крупных месторождениях. Так, в ХМАО более половины начальных извлекаемых запасов нефти категорий АВС1 разведаны в 12-ти уникальных и крупных месторождениях - Самотлорском, Приоб-
ском, Федоровском, Красноленинском, Мамон-товском, Ватьеганском, Салымском, Аганском, Тевлинско-Русскинском, Повховском, Усть-Балыкском и Приразломном. При этом пятая часть (20%) всех начальных извлекаемых запасов нефти категорий АВС1 в ХМАО разведана на уникальном Самотлорском месторождении.
По состоянию на начало 2011 г. почти все запасы категории АВС1 находились в распределенном фонде недр (94%), остальная часть запасов не была лицензирована. В 2012 г. в распределенный фонд перешли оставшиеся крупные месторождения - им. В.И.Шпильмана (Северо-Рогож-никовское, извлекаемые запасы по категориям С1+С2 более 90 млн т) и Имилорское (извлекаемые запасы по категориям С1+С2 более 193 млн т) в ХМАО и Лодочное (более 43 млн т) на севере Красноярского края. Победителями аукционов стали российские компании, соответственно, «Сургутнефтегаз», «ЛУКОЙЛ» и ТНК-ВР (приобретенная «Роснефтью»). По данным Роснедр, после их продажи в России не осталось нераспределенных крупных залежей, открытых в советские времена.
Большая часть запасов нефти категорий АВС1 распределенного фонда недр (более 90%) числится на балансе крупных вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК). На балансе прочих недропользователей остается около 9% запасов.
Важнейшим резервом для поддержания добычи нефти в ХМАО являются предварительно оцененные запасы категории С2. Это задел для проведения разведочного бурения. С учетом коэффициента подтверждаемости предварительно оцененных запасов на уровне 50% в ХМАО остается еще значительный объем запасов. По состоянию на начало 2011 г. в распределенном фонде недр числилось 78% предварительно оцененных запасов С2, неотлицензировано - 22%. При этом основной объем предварительно оцененных запасов С2 распределенного фонда недр (около 90%) находится также на балансе ВИНК.
1.2. Перспективы нефтедобычи
Добыча нефти в Западной Сибири. В настоящее время крупнейшим регионом добычи нефти
У
S ю
о
«
400 350 300 250 200 150 100 50 0
■ ■
t
Ж Ж---¿Af--
яДВШДтгт
80 70 60 50 40 30 20 10 о
£
и а s ю s
и
о »
ч
-щ «
s -
о
fi
OrHMfn^fW^r-X^OrHMm^f OOOOOOOOOOrHrHrHrHrH
ооооооооооооооо Mfsfsfsfsfsfsfsfsfsfsfsfsfsfs
IZZ1XMAO ^■ЯНАО
1 1 Томская обл. 1 1 Другие регионы
—Доля Западной Сибири
Рис. 1. Динамика добычи жидких углеводородов в Западной Сибири
в России остается Западная Сибирь, где сосредоточены основные разрабатываемые и значительная часть вводимых в ближайшей перспективе месторождений. В Западной Сибири добыча нефти ведется в ХМАО, Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО), Томской области, на юге Тюменской области, в Омской и Новосибирской областях. Более 80% нефти в Западной Сибири добывается в ХМАО, около 11% -в ЯНАО. Значительные объемы извлекаются в Томской области и на юге Тюменской области - относительно новом районе.
В настоящее время в Западной Сибири наблюдается тенденция к снижению и стабилизации добычи (рис. 1). При этом стабилизация достигнута в основном благодаря росту добычи на юге Тюменской области (прежде всего за счет Уватской группы месторождений).
В перспективе будет происходить дальнейшее снижение добычи нефти на уникальных и крупнейших месторождениях региона, которые вплоть до настоящего времени обеспечивают основной вклад в добычу нефти как в Западной Сибири, так и в России в целом. Сокращение добычи на этих объектах связано с высокой вы-работанностью месторождений. Так, вырабо-танность крупнейших месторождений России, расположенных на территории ХМАО, превышает 70%: Самотлорского месторождения - более 75%, Мамонтовского - более 85%, Федоровского - более 70% [2].
Для поддержания стабильной добычи нефти на действующих месторождениях необходимо обеспечить проведение реинжиниринга объектов инфраструктуры и добычи нефти. Необходимо обеспечить решение проблем извлечения остаточных запасов нефти на завершающих стадиях разработки действующих месторождений с достижением высоких коэффициентов нефтеотдачи. Требуется создание и широкое внедрение новых технологий добычи трудноизвлекаемых запасов. Дальнейшее развитие добычи нефти в Западной Сибири связано с разработкой относительно небольших новых месторождений, а также глубокозалегающих залежей, характеризующихся сложным горно-геологическим строением.
Перспективы нефтедобычи в ХМАО. Перспективы нефтедобычи в Западной Сибири во многом определяются положением дел в ХМАО. Разработка нефтяных месторождений ХМАО началась в 1964 году. В результате освоения нефтяных месторождений на территории автономного округа накопленная добыча нефти составляет 10968,4 млн т (по состоянию на начало 2016 г.).
Ключевое значение в добыче на территории округа играют крупные объекты. Так, в 2015 г. 53,1% нефти было добыто на 14-ти крупных месторождениях (с текущей добычей более 4 млн т). Наибольшие объемы добычи в 2015 г. были получены на Приобском (36,3 млн т), Самотлорском (20,3), Малобалыкском (9,5) и Приразломном (8,7 млн т) месторождениях.
ХМАО
- Россия
Доля ХМАО
Рис. 2. Динамика добычи нефти в России и ХМАО
Из недр округа отобрано около 50% извлекаемых запасов нефти [3]. В 2015 г. извлечено 243,1 млн т нефти, что составляет около 45,6% общероссийской добычи (рис. 2). В мировом масштабе доля добычи нефти в ХМАО составляет около 7%.
Нефтегазовый комплекс (НГК) округа находится на стадии поздней добычи, характеризующейся падением производительности (дебитов) скважин, ростом обводненности добываемой продукции. Так, средние дебиты скважин по нефти в ХМАО в 2005-2014 гг. снизились с 14,3 до 9,9 т/сут., в том числе по новым скважинам уменьшились с 47 до 28 т/сут. (рис. 3).
С дебитами менее 5 т/сут. в ХМАО в 2012 г. работало около 30 тыс. скважин (42%). По оценкам Департамента по недропользованию округа, вывод из эксплуатации этих скважин не позволил бы добыть 24 млн т нефти (9% добычи округа). В 2014 г. общее количество таких скважин достигло 36 тыс. с добычей 28 млн т (около 11% добычи округа). Обводненность продукции скважин в 2014 г. увеличилась до 89%. Это означает, что в среднем с каждой тонной нефти приходится добывать более 8 т воды.
Действующий эксплуатационный фонд скважин округа и коэффициент его использования
Г^-^Г^-^Г^-^Г^-^Г^-^Г^-^Г^-^Г^--^Г^---^Г^--^
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
н 13 >о
□ Обводненность
- Дебит новых скважин
- Средний дебит
Источник: НАЦ РН ХМАО, Департамент по недропользованию ХМАО-Югры.
Рис. 3. Динамика дебитов скважин по нефти и обводненности добываемой продукции в ХМАО
растут. Но даже рост этих показателей не позволяет увеличивать объемы добычи нефти в округе. В результате ухудшения качества ресурсной базы, снижения дебитов скважин, роста обводненности продукции уровни добычи нефти по округу перестали расти, и сейчас происходит их плавное снижение.
2. Возможности стабилизации добычи нефти в Западной Сибири
Практически все прогнозы говорят о том, что добыча нефти в Западной Сибири и ХМАО будет уменьшаться в связи с естественным истощением разрабатываемых запасов нефти и отсутствием равнозначного для компенсации добычи резерва подготовленных к разработке запасов. По оценкам Научно-аналитического центра рационального недропользования (НАЦ РН) ХМАО, добыча нефти в округе к 2020 г. может сократиться до уровня 220-253 млн т (соответственно - в вероятном и инновационном сценариях), а к 2030 г. уменьшиться до 196-222 млн т в год [3].
Что можно противопоставить отмеченной выше тенденции сокращения добычи нефти, роста удельных затрат? Как можно управлять рисками, связанными с потенциальным резким сокращением добычи нефти в Западной Сибири? Можно выделить несколько ключевых направлений, которые будут способствовать стабилизации добычи нефти в Западной Сибири, предотвратить ее резкое сокращение:
• увеличение объемов геологоразведочных работ (ГРР);
• совершенствование систем разработки «зрелых» месторождений (включая ввод простаивающих скважин);
• разработка и применение инновационных технологий в добыче нефти;
• вовлечение в хозяйственный оборот труд-ноизвлекаемых ресурсов (включая баже-новскую свиту).
2.1. Необходимость увеличения объемов ГРР
Одним из важнейших факторов стабилизации добычи нефти является прирост запасов в результате геологоразведочных работ. Уже не-
сколько лет официальные данные по приросту запасов нефти и газа в России превышают объемы добычи. Но за счет новых залежей компенсируется всего около 15-20% текущей добычи, а все остальные приросты дают доразведка разрабатываемых месторождений и переоценка запасов в связи с увеличением коэффициента извлечения нефти (КИН) за счет применения более современных методов разработки.
Подобная ситуация и в Западной Сибири. Например, в ХМАО в 2014 г. прирост запасов составил 265 млн т (рис. 4). Этот прирост складывается преимущественно из пересмотра КИН по месторождениям, открытым в советское время. Сейчас с учетом применения гидроразрыва пластов (ГРП), бурения горизонтальных скважин и боковых стволов можно увеличить извлекаемую долю геологических запасов.
Другой широко используемый сейчас способ увеличения запасов - эксплуатационное и разведочное бурение, благодаря которому на старых месторождениях разбуриваются запасы категории С2 и переводятся в категории промышленных запасов.
По-настоящему новая нефть выявляется только в результате поискового бурения. В ХМАО только 60-80 млн т запасов ежегодно приращивается за счет ГРР. В 2011 г. в ХМАО было открыто 5 месторождений с запасами С1 + С2 равными 14,3 млн т. В 2012 г. компанией «Сургутнефтегаз» было открыто 6 месторождений с общими запасами С1 + С2 равными 10,7 млн т (то есть средние запасы новых месторождений около 1,8 млн т нефти) [5].
Всего же в ХМАО в 2010-2014 гг. было открыто 27 месторождений. В 2010 г. самое крупное открытие сделала «Роснефть», которая поставила на баланс расположенное на юге округа месторождение им. Московцева с геологическими запасами - 33 млн т, а извлекаемыми - 11,7 млн т. В 2011 г. в ХМАО самыми большими оказались Восточно-Камское и За-падно-Туканское месторождения с запасами категории С1 + С2 около 5 млн т.
В ЯНАО самое значительное открытие нефтяного месторождения в 2010-х годах было сделано в Надымском районе. При испытании ачи-мовских отложений был получен приток нефти 2,88 м3/сут. на Луцеяхском месторождении с за-
Источники: Департамент по недропользованию ХМА О, [4].
Рис. 4. Динамика прироста запасов в ХМАО
I I Прирост запасов С1 —■— Открытые месторождения, шт
пасами категорий С1 + С2 равными 18,9 млн т. В 2012 г. в ЯНАО зарегистрировано 2 новых мелких месторождения с запасами 6 и 2 млн т [6].
В 2013 г. в Западно-Сибирском нефтегазовом бассейне было открыто 11 мелких месторождений с суммарными извлекаемыми запасами нефти 18,1 млн т, в том числе категории С1 - 4,5 млн т. Самыми крупными из них оказались Кирилкинское в Уватской группе (Тюменская область) с запасами категорий С1 + С2, составляющими 5 млн т, и Западно-Юильское в ХМАО (4,8 млн т).
При этом объемы ГРР в Западной Сибири существенно сократились. Если в 2001 г. объем поисково-разведочного бурения в ХМАО превышал 1 млн м, то сейчас он находится на уровне 300 тыс. м (318,2 тыс. м в 2014 г.). Причем это преимущественно разведочное бурение, а не поисковое, и основной его объем выполняют нефтяные компании. Объемы сейсморазведки в ХМАО сократились с 39 до 5-6 тыс. пог. км (5,7 км сейсмики 2Д и 5,6 км2 сейсморазведочных работ 3Д в 2014 г. на территории округа). При этом стоимость 1 км профилей сейсморазведки и погонного метра бурения выросли в 3-4 раза. Таким образом, достижение физических объемов ГРР уровня, соответствующего началу 2000 годов, требует кратного увеличения объемов финансирования работ [5].
Не вызывают оптимизма показатели ГРР и в 2015 г. Так, по данным Департамента по недропользованию ХМАО, проходка поисково-разведочным бурением составила 272,6 тыс. м, что на 14,3% меньше показателя 2014 г. (сокращение -
45,6 тыс. м). На 75,5% (прирост - 4,3 тыс. км) увеличились объемы сейсморазведки методом 2Д, что связано с проведением значительного объема данных работ за счет средств федерального бюджета. При этом существенно снизились объемы сейсморазведочных работ методом 3Д (на 28,4% или на 1,6 тыс. км2) [7].
2.2. Совершенствование разработки зрелых месторождений
Основные объемы добычи нефти в Западной Сибири приходятся на зрелые, уже продолжительный период времени эксплуатируемые месторождения. Поэтому важнейшее значение с точки зрения стабилизации добычи имеет работа по совершенствованию разработки зрелых месторождений, включая реинжиниринг объектов инфраструктуры и работу с простаивающим фондом скважин.
Реинжиниринг объектов инфраструктуры зрелых месторождений. Один из подходов к повышению эффективности разработки истощенных месторождений и низкорентабельных объектов (в рамках уже осваиваемых зрелых месторождений) в Западной Сибири связан с комплексным реинжинирингом существующей инфраструктуры. Процесс реинжиниринга представляет собой полномасштабную реструктуризацию существующей наземной инфраструктуры зрелых месторождений, направленную на оптимизацию неэффективно используемых мощностей и снижение эксплуатационных
и капитальных затрат на поддержание и развитие инфраструктуры. При этом необходимо учитывать и возможные дополнительные потребности в развитии инфраструктуры в связи разработкой новых объектов и залежей (на территории зрелых месторождений). Данные мероприятия направлены на повышение эффективности функционирования низкорентабельных объектов [8].
О важности процесса реинжиниринга говорит то, что он являлся одним из основных стратегических направлений работы всего бизнес-направления «Разведка и добыча» в компании ТНК-ВР (до ее вхождения в состав «Роснефти»). Анализ существующей наземной инфраструктуры добывающих объектов предприятий ТНК-ВР демонстрировал падение добычи на зрелых месторождениях в большинстве регионов присутствия компании (включая Западную Сибирь). К проблемным факторам относятся избыточные мощности, а следствием служат значительные расходы на содержание недоза-груженных объектов и оборудования. По данным компании ТНК-ВР, 1/3 объектов подготовки и перекачки нефти на зрелых месторождениях компании были загружены не более чем на 70% от пропускных способностей. На такой же мощности работало около 40% объектов систем поддержания пластового давления [9].
Ключевые мероприятия реинжиниринга включают:
• разработку подхода к выполнению основных этапов проектов реинжиниринга, анализ наземной инфраструктуры зрелых активов;
• применение инновационных технологий и опыта эксплуатации объектов наземной инфраструктуры в технических решениях по проектам реинжиниринга;
• использование унифицированных рациональных технических решений, видов нефтепромыслового оборудования;
• экономическую оценку целесообразности принятых технических решений.
Отправной точкой проведения реинжиниринга должен быть анализ загруженности технологического оборудования с учетом перспективных планов по добыче нефти. Одним из ключевых этапов программ реинжиниринга
является анализ эффективности применяемых технологических процессов, а также определение возможностей для оптимизации наземной инфраструктуры и, как следствие, уровня эксплуатационных затрат.
В результате может быть обоснован вывод из эксплуатации избыточных мощностей объектов наземной инфраструктуры, работающих значительно ниже проектной производительности. При этом необходимо учитывать потенциал и возможности ввода низкорентабельных объектов.
Ввод бездействующих нефтяных скважин. В краткосрочной перспективе способсвовать стабилизации добычи может ввод в эксплуатацию части бездействующих нефтяных скважин.
Работы по уменьшению количества бездействующих скважин связаны с высоким уровнем риска и часто имеют низкий приоритет для нефтяных компаний по сравнению с другими направлениями и инвестиционными проектами (ввод новых скважин, интенсификация добычи, повышение нефтеотдачи пластов). Уменьшение бездействующего фонда требует проведения сложных и продолжительных ремонтов, успешность которых часто не превышает 60-70% даже при детальном подборе скважин для выполнения работ.
В некоторых районах нефтедобычи важным фактором, осложняющим вывод скважин из бездействия на старых месторождениях, оказываются инфраструктурные ограничения (прежде всего - нехватка энергомощностей, пропускных способностей трубопроводов). Эта проблема может решаться через оптимизацию энергопотребления за счет точечных остановок самых энергоемких скважин (или оптимизации их работы) и последующего вывода из бездействия более эффективных скважин.
Одним из препятствий для вывода скважин из бездействия является дефицит технологий для капитального ремонта. Нужны новые малозатратные и эффективные технологии. Но невысокие цены на ремонтные работы (в том числе в результате доминирования крупных нефтяных компаний) не создают стимулов для развития этого направления сервиса. Собственные структуры крупных компаний работают, как правило, в условиях очень низкой рентабельности. При
текущем соотношении рентабельности в сфере ремонта и стоимости заемных средств инвестиции в увеличение производственных мощностей маловероятны. Те же причины затрудняют разработку новых технологий ремонта скважин.
Одной из основных причин вывода скважин из действующего фонда являются низкие экономические показатели их эксплуатации. Комплексные ремонтные работы с применением дорогостоящих технологий, направленные, в том числе, на повышение нефтеотдачи пластов, часто снижают эффективность разработки месторождения в целом. Например, большая часть скважин компании «РН-Юганскнефтегаза» (входит в структуру «Роснефти»), переведенных в категорию бездействующих (около 2/3), была остановлена из-за нерентабельности. Это главным образом высокообводненные и малодебит-ные скважины [10].
С точки зрения уровня простаивающих скважин важное значение имеют факторы, которые препятствуют активному выводу скважин из простаивающего фонда. К ним могут быть отнесены:
• риск недостижения требуемых показателей (прирост добычи) при капитальном ремонте скважин;
• отсутствие полной и достоверной информации о бездействующих скважинах;
• инфраструктурные ограничения;
• отсутствие эффективных технологий для капитального ремонта скважин.
Отсутствие полной и достоверной информации о скважинах, находящихся в бездействии, является одним из препятствий к вводу скважин в эксплуатацию. Типичным примером является положение дел на Самотлоре - крупнейшем российском месторождении. Часто данные по ремонтам, подземному оборудованию, имеющиеся в делах скважин, неполны и противоречивы. В этом случае проведение геолого-технологических мероприятий на бездействующих скважинах превращается в запутанное, многоэтапное расследование из-за отсутствия материалов и документов по состоянию скважин и используемому подземному оборудованию. Недостаток информации вызывает сомнения в корректности технологических аспектов выполненных работ. В частности, нередко на старых бездейству-
ющих скважинах обнаруживают незарегистрированное внутрискважинное оборудование [11].
Подходы, реализуемые при работе с бездействующим фондом, определяются достаточно широким спектром факторов и условий:
• спецификой сырьевой базы каждой конкретной нефтяной компании (включая производительность действующих скважин, уровень обводненности добываемой продукции);
• требованием высокой коммерческой и технической эффективности проводимых работ;
• наличием эффективных технологий капитального ремонта скважин;
• оценкой риска проведения работ по восстановлению скважин;
• наличием достоверной и полной информации о скважинах бездействующего фонда;
• наличием подрядчиков, способных качественно выполнить требуемые работы;
• эффективностью государственной политики в данном вопросе.
При этом потенциал прироста добычи в результате ввода простаивающих скважин достаточно высок. Например, в ХМАО, по данным НАЦ РН ХМАО, неработающий фонд сейчас стабилизировался на уровне 30-31 тыс. скважин. По разным причинам маловероятно восстановить весь бездействующий фонд, но можно ввести в эксплуатацию 10-15 тыс. скважин с добычным потенциалом на уровне 12-18 млн т в год [3].
Развитие форм взаимодействия недропользователей, малых компаний и нефтесервиса.
В решении проблем вывода скважин из простоя ключевую роль должно играть государство. Комплексные меры государственного регулирования недропользования должны включать:
• более жесткий контроль за выполнением норм и правил недропользования, в том числе требований по нормативному уровню бездействующих скважин (их доля не должна превышать 10%);
• использование системы дифференцированного налогообложения в нефтегазовом секторе;
• развитие организационной структуры данного сектора в направлении повы-
шения конкуренции среди нефтедобывающих компаний, создание условий для развития малых и средних нефтяных компаний (МСНК) и инновационно ориентированных сервисных компаний;
• развитие новых организационных форм взаимодействия недропользователей -МСНК и нефтесервиса;
• разработку и реализацию отраслевой инновационной политики [26].
Усложнение условий добычи углеводородного сырья требует развития организационных форм взаимодействия недропользователей (владельцев лицензий), с одной стороны, малых добывающих (ориентированных на инновации) компаний и нефтесервиса - с другой. К таким формам взаимодействия могут быть отнесены:
• аренда скважин и/или отдельных объектов разработки;
• заключение риск-контрактов на выполнение услуг (в том числе на ремонт скважин);
• передача малым компаниям участков (блоков) недр или отдельных скважин.
Аренда и передача участков недр и простаивающих скважин не предусмотрена действующим законодательством в сфере недропользования. Один из подходов к решению данного вопроса может быть связан с выделением отдельных блоков в рамках разрабатываемых зрелых месторождений. Такие блоки (разные по площади, но позволяющие учитывать требования рациональной добычи в рамках единого объекта разработки) могли бы стать объектами, которые передаются в аренду малым компаниям.
Зачастую крупные нефтяные компании не прибегают к ремонту скважин из-за большого срока окупаемости затрат, им выгоднее пробурить новую скважину или отремонтировать вы-сокодебитную, чем заниматься низкорентабельными залежами или скважинами бездействующего фонда. В результате значительная часть малодебитных скважин и низкорентабельных залежей остается вне сферы интересов добывающих компаний. Используя зарубежный опыт, необходимо разработать нормативно-правовые условия и механизмы, позволяющие, например, передавать их на условиях аренды МСНК.
Сейчас аренда скважин и участков недр (блоков) сопряжена с рядом проблем, включая:
• правовые проблемы взаимоотношений недропользователей и арендаторов;
• адекватный учет добываемой продукции на скважинах малодебитного фонда;
• выполнение требований рациональной добычи в рамках единого объекта разработки (за что отвечает владелец лицензии);
• формирование финансовых взаимоотношений арендатора и владельца лицензии;
• доступ к внутрипромысловой инфраструктуре.
Решение этих вопросов требует совершенствования механизмов регулирования нефтегазового сектора, развития нормативно-правовой базы взаимоотношений сторон при освоении ресурсов недр.
Учитывая сложности (в том числе временной лаг) формирования адекватной нормативно-правовой среды, на первом этапе отношения между недропользователем и арендатором могли бы строиться как модифицированные контракты с сервисной компанией. Такой подход поможет существенно сократить издержки нормативно-правовой неопределенности отношений «недропользователь - арендатор». Арендатор может выступать как сервисная компания, которая выводит скважину из бездействия, а затем эксплуатирует ее в течение заранее оговоренного периода времени.
При работе с бездействующими скважинами интересы недропользователей и нефтесервиса не всегда совпадают. Недропользователь стремится:
• получить добычу, прежде всего, из самых высокодебитных бездействующих скважин с оплатой только фактического результата;
• обеспечить, чтобы уровень удельных эксплуатационных затрат не превышал затраты при добыче на действующем фонде в аналогичных условиях;
• переложить на подрядчиков все риски, производить оплату за результаты капитального ремонта только после начала нефтедобычи.
Интересы нефтесервиса связаны с получением дохода сразу после выполнения оговорен-
ного объема работ. Но сложившаяся система договорных отношений требует оплаты сервисному подрядчику и неуспешно проведенных мероприятий, что снижает эффективность всего процесса для недропользователей. Следует разработать подходы и финансовые схемы, учитывающие распределение рисков и выгод при выполнении работ по капремонту.
Соглашения не предусматривают участие сервисной компании в доходах от добычи нефти. Один из подходов может быть связан с использованием риск-контрактов, когда риски и результаты ремонта скважин и ввода объектов распределяются между недропользователем и субъектом нефтесервиса. В этом случае субъект, выполнявший капитальный ремонт, получит часть доходов (прибыли) от дополнительно добытой нефти.
Оплата услуг в рамках таких контрактов должна быть связана с результатами выполненных работ, что будет стимулировать сервисные компании к наиболее качественному проведению работ, тщательному выбору скважин (совместно с недропользователем).
2.3. Разработка и применение инновационных технологий
Одним из важнейших направлений, способствующих стабилизации добычи нефти, должна стать разработка и использование инновацион-
ных технологий, широкое использование методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Данные технологии способствуют вовлечению в разработку части трудноизвлекаемых запасов на эксплуатируемых месторождениях. Инновации являются одним из способов, который можно противопоставить ухудшению сырьевой базы добычи нефти, росту обводненности продукции, снижению дебитов скважин.
В 2014 г. максимальные приросты добычи нефти на месторождениях ХМАО при использовании методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и применении геолого-технических мероприятий (ГТМ) были получены в результате применения гидроразрывов пластов (ГРП), бурения горизонтальных скважин и боковых стволов. При этом динамика применения МУН показывает, что снижается эффективность работ и, как следствие, наблюдается тенденция к сокращению прироста добычи нефти от проводимых мероприятий - с 31 млн т (11,2% от добычи округа) в 2006 г. до 26 млн т (10,4%) в 2014 г. (рис. 5).
Снижаются возможности традиционных технологий для роста добычи (табл. 1). Поэтому нужны новые технологии нефтедобычи, которые позволяли бы вовлечь в разработку трудноиз-влекаемую нефть, сократить затраты на добычу на истощенных объектах. Для Западной Сибири важное значение имеет выработка остаточных высокообводненных запасов эксплуатационных объектов крупнейших разрабатываемых место-
0 I 1 1 I 1 1 I 1 1 I 1 1 I 1—1 I 1 1 I 1 1 I 1 1 I 1 1 I 1 1 I о
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
I I Прирост добычи нефти —■— Доля от общей добычи —*— Доля охвата скважин МУН
Источник: НАЦ РН ХМАО, Департамент по недропользованию ХМАО.
Рис. 5. Динамика прироста добычи нефти и охвата фонда скважин ГТМ и МУН в ХМАО
Таблица 1
Технологическая эффективность ГТМ и методов увеличения нефтеотдачи в ХМАО,
т/мероприятие
Методы 2012 2013 2014
Гидроразрыв пласта 1,43 1,37 1,30
Обработка призабойной зоны пласта 0,49 0,49 0,45
Бурение горизонтальных скважин 8,36 7,46 7,29
Бурение боковых стволов 3,13 2,98 2,75
Физико-химические методы 0,82 0,72 0,69
Источник: рассчитано на основе данных Департамента по недропользованию ХМАО.
рождений, которые, несмотря на длительный период эксплуатации, еще содержат значительные запасы нефти.
Ряд экспертов указывают на то, что одной из перспективных технологий может стать комплексная технология физико-химического воздействия на пласты (АСП). Она представляет собой метод повышения нефтеотдачи, в основе которого лежит закачка в пласт смеси, состоящей из поверхностно-активных веществ, соды и полимеров. Данный способ позволяет добыть нефть, остающуюся в недрах после использования традиционных методов [12].
Так, компания «Салым Петролеум Девелоп-мент» начала пилотный проект по разработке и использованию этой технологии. Он реализуется на Салымской группе нефтяных место -рождений в Западной Сибири. Успех пилотного проекта по апробации технологии позволит на практике продемонстрировать преимущества новой технологии. При создании налоговых стимулов полномасштабное применение новой технологии станет экономически привлекательным способом увеличения нефтеотдачи, позволит продлить срок эксплуатации месторождений и нарастить добычу.
«Салым Петролеум Девелопмент» ведет исследования технологии АСП с 2008 года. Компания провела ряд лабораторных и полевых испытаний совместно со своими акционерами - «Шелл» и «Газпром нефть». В 2009 г. прошли испытания на одной скважине на Западно-Са-лымском месторождении. Результаты проекта продемонстрировали подвижность 90% оставшейся после заводнения нефти.
С 2013 г. компания реализует пилотный этап проекта разработки технологии. Компания про-
бурила 5 скважин и ведет строительство объектов инфраструктуры, необходимых для реализации проекта. Дальнейшее продвижение проекта зависит от результатов пилотной фазы. Только на основе полученных результатов пилотного этапа компания будет принимать решение о реализации полномасштабного применения технологии на Салымской группе место -рождений. В случае успеха данной технологии на Салымском нефтепромысле, она может быть тиражирована на других месторождениях, поскольку они имеют схожие свойства с пластами лицензионных участков компании. По оценкам НАЦ РН ХМАО, данная технология может повысить уровень извлекаемых запасов в ХМАО на 2,9 млрд т [3].
2.4. Возможности вовлечения в хозяйственный оборот трудноизвлекаемых ресурсов
Одним из резервов стабилизации добычи нефти в Западной Сибири в средне- и долгосрочной перспективе является освоение труд-ноизвлекаемых ресурсов, прежде всего, залежей баженовской свиты. Из-за сложных емкостных и фильтрационных свойств, в частности низкой проницаемости, нефтеотдача данных запасов при ее разработке с помощью традиционных технологий составляет 3-5% [13]. Их промышленная разработка требует проведения значительных НИОКР, разработки и применения новых технологий.
При этом, по некоторым оценкам, ресурсы нефти баженовской свиты в Западной Сибири измеряются в млрд т нефти. На государственный баланс поставлено более 3 млрд т началь-
Источник: Департамент по недропользованию ХМАО.
Рис. 6. Динамика добычи нефти (факт и прогноз) из баженовско-абалакского комплекса ХМАО
6000 5000 4000
« 3000 2000
о
1000
■ ■шннН
а
ю о о см
05 тО О ч-
о О О
04 од ед
о
од
о
од
о од
о
од
Фонд скважин-Добыча нефти
2500
Ь 2000 ^ Э
1500 з
- юоо *
ш
- 500 О
ных суммарных ресурсов. Академик И. Нестеров оценивает в целом по Западной Сибири запасы баженовской свиты на уровне 140 млрд т [14].
Пока, по данным государственного баланса, суммарные запасы нефти по баженовской свите составляют немногим более 500 млн т. Большая часть запасов находится в нераспределенном фонде. Территориально эти запасы сконцентрированы в ХМАО.
Годовая добыча сейчас находится на уровне 500 тыс. т. Разработка залежей баженовской свиты ведется лишь на 6-ти месторождениях, в то время как нефтепроявления только в Западной Сибири зафиксированы более чем на 70-ти площадях [15]. При этом, по прогнозам Департамента по недропользованию ХМАО, добыча нефти из баженовско-абалакского комплекса к 2020 г. может превысить 5 млн т (рис. 6).
Сейчас в Западной Сибири реализуются только первые шаги по поиску эффективных технологий. Пока удельные текущие затраты на добычу нефти при разработке запасов баже-новской свиты в 2-3 раза выше средних затрат по близлежащим участкам недр. Реализуемые пилотные проекты и опытные работы по разработке промышленных технологий добычи запасов баженовской свиты можно разделить на два основных направления:
• технологии термогазового воздействия (ТГВ) на пласт (ОАО «РИТЭК»);
• применение многостадийного гидрораз-
рыва в горизонтальных скважинах для залежей сланцевой нефти (ОАО «Сургутнефтегаз») [16].
«Сургутнефтегаз» планомерную добычу ба-женовской нефти начал в 2005 году. Сейчас на месторождениях ХМАО пробурено более 1 тыс. поисково-разведочных скважин на бажен. Компания добывает баженовскую нефть на 10-ти месторождениях. Всего с начала разработки ба-жена компания добыла около 2,5 млн т. К концу 2018 г. накопленная добыча должна превысить 5,7 млн т [17]. Отметим, что это относительно небольшие объемы добычи: уровень добычи в ХМАО в эти годы находится на уровне 250-270 млн т.
Другой лидер в разработке технологий для освоения бажена - ОАО «РИТЭК» - дочерняя структура «ЛУКОЙЛа» - одной из крупнейших российский нефтяных компаний. «РИТЭК» освоение баженовско-абалакских отложений (прежде всего нефтематеринской породы - керогена) связывает с технологией термогазового воздействия на пласт, которая основана на закачке воздуха и нагревании породы в результате окислительных процессов, что сопряжено с высоким уровнем затрат [18].
Для реализации ТГВ на пласты баженовской свиты в 2009 г. компанией был создан опытный участок на Средне-Назымском месторождении. В настоящее время на данном участке получены результаты, подтверждающие возможность
эффективной разработки этого участка недр. В 2014 г. в рамках выполнения НИОКР определен перспективный участок для внедрения технологии ТГВ. Разработана и начата реализация программы подготовки данного участка к ТГВ, в соответствии с которой планируется начать опытно-промышленные работы в 2017 году.
Практика разработки баженовской свиты на месторождениях ОАО «РИТЭК» показывает, что без использования специальных методов общая нефтеотдача составляет в среднем 2-3%. Об огромном потенциале метода ТГВ говорит то, что прирост извлекаемых запасов нефти за счет внедрения метода термогазового воздействия, по оценкам «РИТЭКа», может достигнуть 35-50 млрд т, что превышает все запасы традиционной нефти в России [18].
Технологические инновации невозможны без институциональных. Эффективное освоение трудноизвлекаемых запасов (в том числе ресурсов баженовской свиты) в Западной Сибири требует новых организационных форм, объединения усилий государства, Российской академии наук, научно-аналитических центров (прежде всего НАЦ РН ХМАО). Один из подходов -создание в ХМАО инновационного центра, который бы занимался, в том числе разработкой технологий для освоения баженовской свиты.
Сейчас для разработки и апробации инновационных технологий добычи трудноизвлека-емой нефти из баженовских отложений в ХМАО создается научный полигон «Баженовский». Определены границы полигона, площадь которого составляет около 150 км2. Участок расположен на территории Сургутского района на площади Восточно-Панлорского лицензионного участка. Создание полигона направлено на формирование и реализацию модели ускоренного изучения и освоения трудноизвлекаемых запасов на научной, образовательной и производственной базе организаций ХМАО. Реализация проекта включает целый ряд мероприятий:
• разработка Программы работ по научному полигону «Баженовский»;
• бурение опорной (параметрической) скважины с максимальным отбором керна (2015-2017 гг.);
• геологическое изучение и создание геологической модели (2015-2017 гг.);
• внедрение новых технологий разработки и освоения залежей (начало - 2017 г.);
• создание консорциума нефтяных, сервисных, научных, проектных и других организаций.
В период 2015-2020 гг. на создание и функционирование полигона планируется потратить около 4,5 млрд рублей. Основным источником финансирования является государственная программа по воспроизводству и использованию природных ресурсов.
Для стимулирования добычи трудноизвле-каемой нефти уже сделаны определенные шаги в налоговой сфере. Так, нефть, добытая из ба-женовской и абалакской свит, освобождается от налога на добычу в течение 15 лет. Налоговое стимулирование освоения сложных запасов (в том числе баженовской свиты) нужный и важный шаг [27]. Но зарубежный опыт освоения трудноизвлекамых запасов (в том числе сланцевой нефти) свидетельствует, что важнейшее значение (помимо налоговых льгот) имеет развитие инновационных малых и средних нефтяных компаний, сервисных компаний.
Это определяется, в том числе и особенностями освоения трудноизвлекаемых запасов (включая сланцевую нефть и газ). Например, развитие технологий добычи сланцевого газа и нефти плотных пород в США во многом обеспечили малые и средние компании, независимые от крупных веритикально интегрированных структур. Важнейшее значение при освоении таких ресурсов имеет производственная эффективность. Другой фактор успеха малого и среднего бизнеса - скорость принятия решений, в чем малые компании обычно имеют преимущество перед крупным бизнесом.
Особенностью разработки запасов углеводородов плотных пород с помощью многостадийного гидроразрыва является высокая скорость падения дебитов скважин. В связи с этим важным фактором поддержания и роста добычи является большой объем бурения [16]. Поэтому развитие нефтесервиса имеет важнейшее значение для освоения ресурсов трудноизвлекаемой нефти: необходимо сокращение издержек, увеличение мощностей по бурению.
Освоению трудноизвлекаемых запасов могла бы способствовать возможность привлечения
инвесторов на условиях рисковых контрактов. Другой вариант - участие в проектах портфельных инвесторов, у которых нет собственных технологий, но которые готовы предоставить финансирование. Необходимо расширение возможностей привлечения инвестиций в освоение сложных запасов и ресурсов. При этом новые возможности должны способствовать нахождению рационального баланса риска и потенциальных выгод от разработки и внедрения новых технологий.
Таким образом, расширение ресурсной базы за счет баженовской свиты и последующая добыча требуют не только технических инноваций. Мировой опыт свидетельствует, что не только технические новшества, но и динамичные институциональные инновации привели к тому, что ресурсная база НГК в мире за истекшие несколько лет была переоценена в сторону ее значительного увеличения (прежде всего за счет нетрадиционных ресурсов нефти). «Переводу» новых видов УВС в реальные экономические активы - запасы
- способствуют благоприятная институциональная среда (в том числе продуманные и системные нормы, правила и процедуры доступа к участкам недр) в сочетании с многообразием компаний (как правило, малых и средних инновационно-ориентированных), имеющих специфические навыки и умения [20].
В основе успехов по приросту ресурсной базы НГК в мире лежат не только научно-технический прогресс, но и гибкое и целенаправленное взаимодействие государства и инновационно-ориентированной среды в нефтегазовом секторе, прежде всего Канады, а затем и США.
Применяемый в этих странах подход в большей степени связан с «управлением средой»
- поощрением инициативы, формированием благоприятных экономических условий, устранением барьеров на пути предпринимателей, желающих принять на себя риск (в полной мере это касается США, хотя далеко не всех штатов). В противоположность другому подходу, который отличает прямое участие государства в собственности компаний, активно осуществляющих проекты освоения (примеры - венесуэльская PdVSA, а также российская «Роснефть»).
Для России наиболее приемлем опыт Канады, добившейся значительных успехов в освоении
ресурсов тяжелой нефти. В настоящее время Канада является единственной страной в мире, где из битуминозных песков в значительном объеме добывается «тяжелая нефть». Развитие технологий (на начальном этапе - при самой активной поддержке государства в Канаде, например, - со стороны правительства провинции Альберта), а также рост цен на нефть вывели традиционную «тяжелую нефть» в число экономически эффективных видов углеводородов. Уже в 2003 г. Канада вышла на второе место по запасам нефти в мире (после Саудовской Аравии). Объем доказанных запасов нефти в Канаде увеличился в 37 раз (с 4,8 до 180 млрд баррелей).
Для Канады, например, характерными особенностями подхода к добыче «тяжелой нефти» из битуминозных песчаников можно считать:
• высокую роль стартаповых компаний, которые в результате масштабного освоения новых источников «тяжелой нефти» стали крупнейшими публичными интегрированными компаниями;
• значительную роль государства в создании технологий под эгидой Научного совета Альберты (финансируется из средств нефтяного фонда провинции, в который на протяжении длительного времени поступает часть налоговых отчислений от добычи традиционных нефти и газа);
• длительный период выхода технологий на приемлемый уровень коммерциализации (25-30 лет);
• незначительная роль крупных интегрированных нефтегазовых компаний в создании и развитии новых технологий.
В результате создания собственных технологий и появления у канадских компаний необходимых навыков и умений существенно снизилась роль крупных компаний в нефтегазовом секторе страны.
В России, похоже, выбран путь близкий к «венесуэльской моделе» - совместные альянсы и проекты с крупнейшими нефтегазовыми компаниями мира. В частности, подписано соглашение между ОАО «Роснефть» и американской Exxon Mobil, которое предусматривает применение технологий, апробированных при добыче труднодоступной нефти в США, на месторождениях баженовской свиты в Западной Сибири.
О развитии отечественной науки, включая фундаментальные исследования и создание новых технологий (которые все равно необходимы, хотя бы по причине высокой степени неповторимости и многообразия геологических условий в мире) почти ничего не говорится. Хотя в будущем России предстоит переход к преимущественному освоению месторождений как традиционной «тяжелой нефти», так и нефти нетрадиционной [28].
Пока в России сделаны только первые шаги в стимулировании добычи трудноизвлекаемой нефти. Ввести налоговые льготы проще, чем создавать условия для развития инновационных компаний, сформировать полноценный рынок сервисных услуг. Поэтому для России предстоит довольно длительный путь создания предпосылок для эффективного вовлечения в хозяйственный оборот трудноизвлекаемых ресурсов. Только после этого огромные ресурсы трудноизвлекаемой нефти могут быть трансформированы в реальные социально-экономические эффекты [24].
3. Необходимость развития организационных форм и структур
Отмеченные выше направления стабилизации добычи нефти в Западной Сибири (которые применимы и к другим зрелым нефтегазовым провинциям) следует рассматривать комплексно. Должна быть выстроена динамика этого процесса: начиная с ввода бездействующих скважин (во многом краткосрочная задача) и до вовлечения в хозяйственный оборот трудно-извлекаемой нефти (включая ресурсы баженов-ской свиты), эффективные технологии освоения которой еще только предстоит разработать.
При этом необходимо учитывать, что Западная Сибирь обладает важными преимуществами по сравнению с новыми нефтегазовыми провинциями (например, шельфом, Восточной Сибирью). Ее недра содержат большой объем ресурсов и подтвержденных запасов нефти. Она является относительно обустроенной территорией с наличием квалифицированного персонала. По сравнению с арктическим шельфом здесь более мягкие климатические условия, меньше экологические риски.
Реализация отмеченных выше направлений стабилизации добычи нефти требует формирования адекватных условий, которые включают целый комплекс специфических мер государственного регулирования и стимулирования. Для эффективного вовлечения в хозяйственный оборот трудноизвлекаемых запасов необходима целенаправленная государственная политика в различных областях: налоговое регулирование, инновационная политика, регулирование организационной структуры нефтегазового комплекса. Необходимо создать финансово-экономические и организационные стимулы и предпосылки для освоения сложных запасов, разработки инновационных технологий (табл. 2).
Все отмеченные выше направления стабилизации добычи нефти подразумевают развитие организационной структуры российского НГК, формирование новых организационных структур, развитие и создание современных форм взаимодействия участников процессов недропользования.
С точки зрения формирования и регулирования организационной структуры к важнейшим современным особенностям НГК России (в том числе Западной Сибири) следует отнести:
• доминирующую роль ВИНК;
• процессы формирования рынка сервисных услуг;
• слабое развитие малых и средних, в том числе инновационно-ориентированных добывающих и специализированных геологоразведочных компаний.
Данные особенности определяют требования к организационным преобразованиям в нефтяном комплексе. В современных условиях регулирование организационной структуры отрасли должно быть связано:
• с использованием преимуществ ВИНК для освоения крупных месторождений, что позволит адекватно использовать эффекты от масштаба (характерные для деятельности данных компаний), привлечь инвестиции в освоение новых провинций и районов; свежий пример - освоение Ванкорского месторождения компанией «Роснефть»;
• со стимулированием развития малых и средних, в том числе геологоразведочных
Таблица 2
Меры государственного регулирования и стимулирования
Направления стабилизации добычи нефти Меры государственного регулирования и стимулирования
Увеличение объемов геологразведочных работ Сокращение административных барьеров
Стимулирование ГРР
Развитие новых организационных форм (рисковый геологический бизнес)
Вовлечение в хозяйственный оборот трудноизвлекаемых ресурсов Налоговое стимулирование освоения трудноизвлекаемых ресурсов
Инновационная политика
Формирование новых форм взаимодействия государства, недропользователей, научных учреждений
Разработка и применение инновационных технологий Формирование конкурентной среды, антимонопольная политика.
Поощрение развития инновационно-ориентированных малых и средних нефтяных компаний (МСНК)
Стимулирование инновационной деятельности
Совершенствование систем разработки «зрелых» месторождений Усиление государственного мониторинга и контроля разработки месторождений УВС (с увеличением роли нефтегазовых регионов)
Аудит технического состояния простаивающих скважин. Развитие новых организационных форм, способствующих вводу простаивающих скважин (аренда, операторы проектов)
предприятий (инновационного и венчурного характера), в том числе с прямым участием государства;
• со стимулированием развития компаний сервисного сектора и созданием конкурентной среды в его рамках (что должно способствовать снижению совокупных издержек нефтегазовых компаний) [21];
• с созданием и развитием новых форм взаимодействия государства, недропользователей, сервисного сектора, различных компаний, вовлеченных в процессы освоения недр.
Сервисный сектор. Усиление роли сервисного сектора связано с тем, что мировой нефтяной бизнес движется в таком направлении, когда нефтегазовые компании концентрируют свою деятельность на получении лицензий на право пользования недрами, обеспечении финансирования и организации производственных процессов. При этом значительную часть работ по разведке, освоению и разработке месторождений выполняют сторонние сервисные компании.
Эта трансформация обусловлена, в том числе, и возрастанием технологической сложности добычи нефти и газа.
При работе в условиях риска и высокой конкуренции нефтяные компании не могут позволить себе иметь высококвалифицированный персонал и наукоемкое оборудование, предназначенное для выполнения высокотехнологичных работ, поскольку потребности в них непостоянны. Таким образом, использование услуг сервисных компаний позволяет нефтяным компаниям перенести риски недоиспользования персонала и специализированного оборудования на данные компании. Такой подход позволяет сервисным компаниям сконцентрироваться на выполнении отдельных (часто наиболее сложных) технологических операций и в полной мере использовать имеющийся персонал и собственные технические решения, инновации в организации и технологиях. Результаты такой специализации проявляются в сокращении издержек для производителей (сервиса) и для потребителей услуг -нефтедобывающих компаний [22].
В современных условиях разработка и использование многих новых технологий в добыче углеводородного сырья происходит либо по инициативе, либо с участием сервисных компаний. Интеллектуальный, наукоемкий сервис, даже при более высокой стоимости, позволяет значительно снизить как издержки прироста единицы запасов, так и себестоимость добываемой продукции. Например, благодаря современным технологиям, использованию точной информации о свойствах и структуре залежей, вместо трех скважин бурится одна, но она обеспечивает более высокую производительность и, соответственно, рентабельность добычи. Роль таких технологий очень высока, поскольку стоимость бурения составляет около половины от общего объема капиталовложений в нефтедобычу. В рамках сервисного сектора создаются предпосылки для более быстрого применения новых технических решений и инноваций, увеличивается спрос на высококвалифицированные кадры [23].
Необходимо развитие сервисного сектора, оказывающего широкий спектр услуг нефтегазодобывающим компаниям. Сервисные компании играют важную роль по целому ряду причин и обстоятельств:
• повышает экономическую эффективность процессов поиска, разведки, освоения и разработки месторождений углеводородов;
• обеспечивает создание дополнительных рабочих мест: например, в ХМАО оказанием нефтегазосервисных услуг занимаются порядка 350-ти организаций, в которых трудятся около 100 тысяч человек;
• увеличивает в структуре занятых удельный вес представителей современных профессий (что положительно влияет на динамику доходов населения);
• способствует реализации мультипликативных эффектов, связанных с функционирование НГК непосредственно на той территории, где ведутся нефтегазовые операции.
Важное значение имеет государственная политика по формированию конкурентной среды в сервисном секторе по стимулированию развития данного сектора экономики. При этом
спектр возможностей государства при регулировании развития сервисного сектора включает:
• формирование адекватных поставленным задачам принципов налогообложения;
• ясное и непротиворечивое разделение функций и полномочий органов государственного управления;
• выделение приоритетов научно-технической политики, особенно в сфере наукоемких производств для нефтегазового сектора;
• воссоздание на новом качественном уровне взаимосвязей по линии «наука - машиностроение - нефтяная промышленность».
Необходимость развития МСНК. Особенности нефтегазовых активов (прежде всего запасов и ресурсов) играют решающую роль при формировании организационных структур. Это означает, что по мере изменения характеристик активов НГК (в данном случае запасов и ресурсов углеводородов) меняются и экономические характеристики осуществления трансакций в рамках единой технологической цепочки. При увеличении числа месторождений, уменьшении размеров их запасов и усложнении условий добычи утрачивается одно из важнейших преимуществ крупных ВИНК - значительная экономия за счет эффекта масштаба. По мере уменьшения уровня запасов, ухудшения условий добычи и увеличения числа сложных и мелких месторождений, потенциальная экономия за счет эффекта масштаба становится равной (или даже меньшей) по сравнению с возрастанием издержек координации в рамках интегрированной структуры. В конечном счете, именно это обстоятельство в условиях рыночной экономики (при отсутствии прочих барьеров) приводит к передаче (продаже, переуступке) низкорентабельных объектов интегрированными компаниями более мелким игрокам.
На базе данных активов может формироваться новая самостоятельная добывающая компания, или эти активы приобретаются ранее созданной компанией. Не исключено также, что целый ряд мелких и менее эффективных месторождений может объединяться под эгидой одной компании.
Мировая практика и имеющийся опыт России и Западной Сибири свидетельствуют, что на
зрелой, поздней стадии развития нефтедобывающего региона уже не происходит полной компенсации выбывающих объектов новыми месторождениями. В структуре разрабатываемых запасов все большее место занимают трудноиз-влекаемые запасы. Выявляются в основном мелкие, малодебитные месторождения, разработка которых малоэффективна. По мере выбытия относительно лучших запасов объемы добычи сокращаются, растет себестоимость, снижается рентабельность.
Эффективное освоение недр Западной Сибири (основная часть которых сейчас - это «зрелые» объекты, трудноизвлекаемые запасы) требует применения инновационных технологий, новых организационных решений, направленных на сокращение издержек. В мировой практике на поздних стадиях освоения нефтегазовых регионов возрастает роль малых компаний, способных быстрее отвечать на новые вызовы, связанные с изменением сырьевой базы, в том числе на основе использования инновационных технологий и организационных решений.
При этом существующая организационная структура не соответствует ресурсной базе НГК России в целоми и Западной Сибири, в частности. Например, на территории ХМАО 14 независимых малых и средних производителей в 2015 г. добыли всего около 1% нефти, что не соответствует структуре ресурсной базы округа.
Для существования и развития малого нефтяного бизнеса важно то, что в России сегодня ВИНК принадлежит практически вся инфраструктура, связанная с подготовкой и доведением нефти до товарных кондиций, внутрипро-мысловым транспортом нефти и попутного газа, а также выходом товарной продукции на мощности «Транснефти».
Важное отличие предприятий малого нефте-бизнеса от крупных компаний состоит в том, что они, как правило, работают на изолированных, локальных объектах. Сырьевой базой малых нефтяных компаний являются в основном мелкие и средние месторождения, часто расположенные в труднодоступных районах со слабо развитой производственной и социальной инфраструктурой. Большинство имеющихся здесь запасов относится к трудноизвлекаемым, а остальные являются запасами уже истощенных месторождений, оставленных крупными компаниями.
Добывая нефть из истощенных месторождений и малодебитных скважин, малые и средние предприятия способствуют более рациональному освоению недр. Важным следствием развития малого и среднего бизнеса является формирование конкурентной среды, стимулирующей сокращение издержек и, как следствие, повышение социальной отдачи от освоения недр.
Следует отметить, что в определенной степени и ВИНК заинтересованы в существовании и развитии МСНК.
• Малый бизнес способствуют повышению загрузки сервисных мощностей, которые имеются в большей или меньшей степени во всех российских ВИНК. А их максимальная загрузка является одним из способов повышения общей эффективности интегрированных компаний.
• Малые компании могут рассматриваться как полигон для отработки новых технологий, наиболее успешные из которых с учетом наработанного опыта могут быть эффективно применены для более крупных объектов.
• Важно, что малые компании позволяют не отвлекать управленческий персонал ВИНК на решение относительно мелких задач по освоению малых объектов. А осваивать их все равно придется, возможно, и под давлением федеральных и особенно региональных органов власти, более отчетливо понимающих косвенные и мультипликативные эффекты этих процессов для стабильности социально-экономического развития регионов.
• Разработка и реализация новых технологий является сферой с высоким риском. Поэтому деятельность малого бизнеса способствует распределению рисков, связанных с разработкой и применением инновационных технологий.
• Малые компании удобны для проведения различных налоговых, организационных, технических экспериментов. Например, ряд проектов налоговых новаций в России не используется на практике в связи с тем, что их сложно администрировать. Малый бизнес обычно ведет локальную деятельность на обособленных участках
недр, что существенно упрощает контроль за его деятельностью с точки зрения налогового администрирования [25].
Эффективное и устойчивое развитие малых и средних нефтяных компаний в России возможно только при комплексной реализации мер государственного регулирования как на федеральном, так и на региональном уровнях. Это подразумевает создание развитой институциональной среды, включающей как методы налогового стимулирования, так и меры, направленные на развитие сервисной инфраструктуры, финансового сектора, обеспечение доступа к мощностям нефтепереработки и экспортной инфраструктуре. Независимые инновационно-ориентированные малые и средние компании являются одним из условий устойчивого (как с точки зрения из-
менения динамики добычи, так поддержания деловой активности в смежных отраслях экономики) развития нефтегазового сектора - особенно при ухудшении условий разработки месторождений, имеющих значительную степень выработанности запасов.
Только при реализации целого ряда мер и шагов по развитию организационной структуры НГК, формированию новых форм взаимодействия участников процесса недропользования можно будет вести речь о создании условий для рационального освоения нефтегазовых ресурсов, обеспечении высокого уровня занятости, развитии комплекса смежных и обслуживающих производств, наполнении бюджетов различного уровня, в конечном счете - повышении ценности недр для общества.
ЛИТЕРАТУРА
1. Крюков В.А., Токарев А.Н. Нефтегазовые ресурсы в трансформируемой экономике: о соотношении реализованной и потенциальной общественной ценности недр (теория, практика, анализ и оценка). - Новосибирск: Наука-Центр, 2007. - 588 с.
2. Государственный доклад «О состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов РФ в 2013 году». - М: Министерство природных ресурсов и экологии РФ, 2014. - 384 с.
3. Шпильман А., Толстолыткин И. Перспективы нефтедобычи в ХМАО-Югре // Нефтегазовая вертикаль. 2013. № 12. - С. 18-25.
4. Южакова В. Белые пятна Западной Сибири // Нефтегазовая вертикаль. 2013. № 12.
- С. 50-52.
5. Волков В. Курсом на баженовскую свиту // Нефтегазовая вертикаль. 2013. № 12.
- С. 26-29.
6. Новенькие неготовенькие: запасы открытых месторождений в России снижаются год от года // Нефть и капитал. 2013. № 6. - С. 31-35.
7. Итоги деятельности ТЭК Ханты-Мансийского автономного округа - Югры за 2015 год. - иЯЬ: http://www.depnedra.admhmao. ru/deyatelnost/itogi-deyatelnosti-otrasli/2015-god/110791/informatsiya-za-2015-god.
8. Черников А.Ф. Реинжиниринг объектов наземной инфраструктуры действующих месторождений. Энергоэффективность в программах реинжиниринга // Инженерная практика. 2016. № 3. - С. 52-58.
9. ТНК-ВР информационный бюллетень.
- ТНК-ВР, 2008. Ноябрь. - 17 с. - иЯЬ: http:// www.tnk-bp.ru/upload/iblock/d30/TNKBP-InformationSheet-Nov08-rus.pdf.
10. Шмелев П.П. Эффективность вывода скважин из бездействия в ООО «РН-Юганскнефтегаз» // Инженерная практика. 2011. № 1. - С. 20-24.
11. Кубрак М.Г. Сокращение бездействующего фонда скважин // Нефтегазовое дело. 2012. № 1. - С. 137-149.
12. СПД повышает эффективность разработки Салымских месторождений. - иЯЬ: http://www.spdm. т.
13. Игнатьев М. Будущее Ханты-Мансийского автономного округа? Огромные запасы баженовской свиты лежат буквально под ногами // Нефтегазовая вертикаль. 2010. № 23-24.
- С. 78-80.
14. Нестеров И. Несметные запасы//Нефтегазовая вертикаль. 2010. № 23-24. - С. 98-100.
15. Мещерин А. Капля камень точит // Нефтегазовая вертикаль. 2013. № 12. - С. 78-82.
16. Выгон Г., Рубцов А., Клубков С., Ежов С., Белова М. Нетрадиционная нефть: станет ли ба-жен вторым Баккеном? - Энергетический центр МШУ СКОЛКОВО, 2013. - 68 с.
17. Яковлева-Устинова Т. Пошли в свиту. Российские компании все больше инвестируют в сланцевые проекты // Oil&Gas Journal Russia. 2014. Июнь-июль. - С. 22-27.
18. Бизнес: инновации. - ОАО «РИТЭК».
- URL: http://www.ritek.ru/business/innovation (дата обращения 27.03.2015).
19. Гайдамака А.В. Баженовская свита и трудноизвлекаемая нефть: перспективы освоения //II Национальный нефтегазовый форум. 23 октября 2014. - URL: http://www.oilandgasforum. ru/data/files/Day2/Gaydamaka2310.pdf.
20. Крюков В.А. Добыче углеводородов - современные знания и технологии // ЭКО. 2013. № 8. - С. 4-15.
21. Крюков В.А. Институциональная структура нефтегазового сектора: проблемы и направления трансформации / Отв. ред. В.В. Кулешов; ИЭОПП СО РАН. - Новосибирск, 1998.
- 280 с.
22. Крюков В.А., Шафраник Ю.К., Шмат В.В. О переходе нефтегазового сектора России к инновационной модели развития // Нефтегазовый сектор России в теории и на практике:
[Сб. науч. тр.]. - Новосибирск: ИЭОПП СО РАН, 2003. - С. 9-43.
23. Крюков В.А., Шмат В.В. Инновационный процесс в нефтедобыче и народнохозяйственные интересы: гармонизирующий потенциал институционального подхода в госрегулировании отрасли // Российский экономический журнал. - 2005. - № 3. - С. 22-34.
24. Крюков В.А., Токарев А.Н. Особенности недропользования в России: анализ с позиции институционального подхода // Вестник НГУ. Серия: Социально-экономические науки. 2005. Т. 5. № 2. - С. 110-123.
25. Крюков В.А., Токарев А.Н., Шмат В.В. Возможности роста на основе развития нефтегазового сектора // Налоги. Инвестиции. Капитал. 2014. № 4. - С. 2-13.
26. Крюков В.А., Константинов В.И., Севастьянова А.Е., Силкин В.Ю., Токарев А.Н., Шмат В.В. Нефтегазовый сектор: институциональная система требует «перезагрузки». - М.: ИЭС, 2009. - 60 с.
27. Токарев А.Н. Региональная дифференциация налогообложения в нефтяной отрасли россии // Регион: экономика и социология. 2013. № 1. - С. 73-90.
28. Крюков В.А., Земцов Р.Г., Селезнева О.А. ««Тяжелая нефть» - простые решения не проходят // ЭКО. 2013. № 8. - С. 45-56.
Поступила в редакцию 13.05.2016 г.
V. Krukov, A. Tokarev2
DEVELOPMENT OF THE ORGANIZATIONAL FORMS AND STRUCTURES AS THE PREREQUISITE FOR THE OIL EXTRACTION STABILIZATION IN THE WESTERN SIBERIA
Currently the significant risk from the point of view of extraction regions, and the country itself lies with the risk of the sharp drop in the extraction volumes in the Western Siberia. The several key factors contributing to the stabilization of the oil extraction in the Western Siberia can be named: the increase in geological works, the development and application of the new technologies, use of hard-to-extract resources, enhancing the systems of the development of the mature fields (including the exploitation of the non-operating wells).
The named directions for the oil extraction stabilization should be analyzed in the complex. The dynamics of this process should be defined: starting from the put into exploitation of the non-operating wells (mostly, short-term goal) to the inclusion of the hard-to-extract oil into the production cycle (including the resources of Bazhenov group), the effective technologies for its development are still to be developed. All the key factors of the oil extraction stabilization need the development of the organizational structure of Russian oil sector, the formation of the new organizational structures, development and the creation of the new forms of the communication between the stakeholders in the natural resources exploitation.
Key words: oilextraction, Western Siberia, organizational structure, innovations, geological works, hard-to-extract resources.
2 Valery A. Krukov - Deputy Head of the Institute of Economics and Production Management SB RAS, RAS corresponding member, Doctor of Economics, e-mail: valkryukov@mail.ru;
Anatoly N. Tokarev - Leading Research Expert in the Institute of Economics and Production Management SB RAS, Doctor of Economics, e-mail: Anatoli-3@yandex.ru
