1. Состояние разработки нефтяных месторождений на период до 2015 года

В настоящее время добычу нефти осуществляют 37 акционерных обществ, входящих в 11 вертикально-интегрированных компаний, 83 организации и акционерные общества с российским капиталом, 43 организации с иностранным капиталом, 6 дочерних предприятий ОАО «Газпром».

1.1. Геолого-разведочные работы

Общее состояние воспроизводства запасов нефти характеризуется как кризисное – начиная с 1994 г. приросты запасов нефти не компенсируют их добычу.

В 1999 г. в целом по России прирост разведанных запасов нефти с газовым конденсатом по сравнению с 1991 г. сократился более, чем в 4 раза и составил 198,7 млн т, компенсировав лишь 65% объема ее добычи (305.3 млн. т).

Низкий уровень приростов в первую очередь обусловлен сокращением объемов геолого-разведочных работ. Объем поисково-разведочного бурения в России снизился с 4.2 млн. м в 1991 г. до 1.2 млн. м в 1999 г.

Одной из причин сложившейся ситуации является то, что значительная часть отчислений на ВМСБ, направляемая в бюджеты субъектов Российской Федерации и в федеральный бюджет, практически не работает по своему целевому назначению – воспроизводству минерально-сырьевой базы ТЭК, распыляясь на другие виды работ, не имеющие прямого отношения к воспроизводству запасов. Эффективность поисково-разведочного бурения составила 54% от запланированной.

К значительному сокращению отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы в последние годы привело установление некоторыми крупнейшими нефтяными компаниями, в частности ОАО «НК ЮКОС», ОАО «НК Славнефть», ОАО «ТНК»,  внутрикорпоративных цен на нефть и газовый конденсат. К недостаточно эффективному использованию отчислений на проведение геолого-разведочных работ следует отнести также перекосы в распределении этих государственных средств между нефтяными компаниями, работающими в крупнейших нефтедобывающих регионах.

Так, в Ханты-Мансийском автономном округе в этой части используется уравнительный принцип, приводящий к тому, что таким недропользователям, как ОАО «НК ЮКОС», имеющему обеспеченность разведанными запасами около 60 лет, искусственно занижающему поступления в бюджеты всех уровней ресурсных налогов и платежей, включая объемы отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы, оставляются такие же ставки отчислений, как и тем недропользователям, которые не злоупотребляют внутрикорпоративными ценами и имеют значительно худшую сырьевую базу.

Непременным условием функционирования нефтедобывающего комплекса каждого государства и каждого предприятия является его ресурсная база, ее укрепление и развитие. При ее уменьшении и даже стабилизации падение добычи нефти, газа неизбежно. Следовательно, восстановление объемов геолого-разведочных работ в России до уровня 1990 г. является важнейшим фактором увеличения добычи нефти.

1.2. Состояние разработки месторождений

По состоянию на 01.2000 г. в разработке находится более 1200 нефтяных и газонефтяных месторождений, расположенных в различных регионах страны – от острова Сахалин на востоке до Калининградской области на западе, от Краснодарского края на юге до Ямало-Ненецкого округа на севере.

Рекомендуемые материалы

 Добыча нефти в нефтедобывающем комплексе с 1991 по 1993 г. сократилась с 462 до 350 млн.т, т.е. на 112 млн.т. С 1993 по 1997 г. – с 350 до 305 млн.т, т.е. на 45 млн. т. С 1997 г. и по настоящее время добыча нефти стабилизировалась на уровне 303-305 млн.т. за 6 месяцев 2000 г. добыто 157 млн.т (рис.1).

Обводненность добываемой продукции составляет чуть более 82%. При добыче 1 т нефти добывается 4 т воды. Средний дебит нефти одной скважины составляет 7.4 т/сут.

Степень выработки запасов нефти категории АВС₁ на разрабатываемых месторождениях в целом по России составляет 52.8%. Наиболее высокая выработка запасов наблюдается по Северо-Кавказскому (82.2%) и Поволжскому (77.8%) регионам, наименьшая – по Западной Сибири (42,8%) и Дальнему Востоку (40.2%). Значительная часть текущих извлекаемых запасов нефти рассредоточена в заводненных пластах, в пластах с низкой проницаемостью, в подгазовых и водонефтяных зонах, что создает значительные сложности при их извлечении.

Распределение текущей добычи нефти по регионам не в полной мере соответствует распределению текущих извлекаемых запасов. Так, Западная Сибирь обеспечивает почти 68% добычи нефти по России (извлекаемые запасы 71.7%), Поволжский регион – 13.6% (извлекаемые запасы 6.5%), Уральский регион – 13.1% (извлекаемые запасы 8.5%), Европейский Север – 3.9% (извлекаемые запасы 6.4%) Дальний Восток – 0.6% (извлекаемые запасы 2.6%).

В недопустимо большом объеме простаивают добывающие и нагнетательные скважины. Значительное число скважин консервируется.

Эксплуатационный фонд скважин по нефтяным компаниям России достиг максимальной величины – 145600 скважин в 1992 г., а на 01.01.1999 г. составил 133999 скважин, т.е. сократился на 11301 скважину, в 1999 г. наметилось увеличение эксплуатационного фонда скважин и на 01.01.2000 г. эта величина достигла 137131.

За тот же период фонд скважин, дающих продукцию, сократился со 113900 до 98969  скважин, т.е. на 14931. На 01.01.2000 г. фонд скважин, дающих продукцию, составил 102892, т.е. наметилась тенденция к его увеличению.

Наибольшее сокращение эксплуатационного фонда произошло по ОАО «АНК Башнефть» - 30.9%, ОАО «НК КомиТЭК» – 30.4%, ОАО «НК Роснефть» – 29,8%. Вместе с тем, отдельные нефтяные компании за этот же период увеличили эксплуатационный фонд скважин, например ОАО «НК Сургутнефтегаз» – на 13.2%, ОАО «НГК Славнефть» – на 12.5%, ОАО «Татнефть» – на 9.7%.

Такое большое число неработающих скважин не предусмотрено ни одним проектным документом. Неработающий фонд скважин достиг недопустимых с технологической точки зрения величин, привел к сокращению объемов закачки воды и отборов жидкости, разбалансированию систем разработки месторождений, выборочной выработке запасов нефти. В итоге все это ведет к безвозвратным потерям части извлекаемых запасов (по оценкам экспертов конечный коэффициент извлечения нефти  может уменьшиться на 5-7%) и является грубейшим нарушением закона «О недрах» с точки зрения рационального использования недр.

Основная причина перевода скважин в категорию бездействующих и консервацию – низкий дебит нефти и высокая обводненность продукции. Средний дебит нефти неработающих скважин по нефтедобывающим организациям изменяется от 1.0 до 10.0 т/сут, и в целом по России определяется на уровне 3.0-3.5 т/сут.

Катастрофическая ситуация с неработающим фондом скважин сложилась на начало 1999 г. из-за резкого снижения цен на нефть на мировом рынке. Она требовала принятия оперативного решения на уровне Правительства.

Правительством Российской Федерации было принято Постановление №1213 (от 01.11.99 г.) «О мерах по вводу в эксплуатацию бездействующих, контрольных и находящихся в консервации скважин на нефтяных месторождениях». Постановление было принято исходя из необходимости стимулирования ввода нефтяных скважин в эксплуатацию, и оно обеспечивает гибкое (стимулирующее) налогообложение в части:

· Эксплуатации истощенных запасов;

· Ввода в разработку трудноизвлекаемых запасов с помощью новых технологий;

· Ввода в эксплуатацию бездействующих, контрольных скважин и скважин, находящихся в консервации;

· Применения методов повышения нефтеотдачи пластов.

Мировая практика показывает, что низкодебитные скважины (с дебитом нефти менее 2 т/сут) обеспечивают добычу нефти: в Канаде более 30% общей добычи, в США около 40%. Причем, эксплуатацию таких скважин осуществляют в основном малые и средние предприятия, которых в США, например, зарегистрировано около 25 тыс. Успешное функционирование небольших компаний в нефтедобывающей отрасли развитых стран стало возможным благодаря целенаправленной государственной политике, поддерживающей их деятельность за счет введения гибкой системы налогообложения.

При этом крупные вертикально интегрированные компании продолжат играть ведущую роль в освоении новых территорий и крупных высокозатратных объектов, где их возможности позволяют по-прежнему получать экономический эффект от экономии на масштабе (на больших объемах добываемых энергоресурсов).

Наконец, одним из главных факторов, обеспечивших относительно лучшие показатели по использованию пробуренного фонда скважин в «Татнефти», можно считать проведенный экономический эксперимент. В Республике Татарстан на региональном уровне в 1995-1998 гг. были предоставлены налоговые льготы на добычу нефти из низкодебитных скважин, за счет методов повышения нефтеотдачи пластов, а также из новых месторождений. Это позволило АО «Татнефть» добыть дополнительно за этот период более 24 млн. т. нефти, в том числе 20.1 млн. т. из низкодебитных скважин. В результате бюджеты РФ и РТ пополнились за этот период дополнительными налоговыми поступлениями соответственно на сумму 0.7 и 3.1 млрд. руб. Кроме того, удалось сохранить в эксплуатации более 10 тыс. скважин и рабочие места для 18.5 тыс. человек.

По состоянию на 01.05.2000 г. в эксплуатацию введено 8519 скважин и  с начала года из введенных из бездействия скважин добыто 2.7 млн. т. нефти.

Нужно стремиться к тому, чтобы система налогообложения дифференцировалась не по категориям скважин, не по категориям запасов, а по отдельным месторождениям и объектам разработки.

1.3. Новые методы увеличения нефтеотдачи

Другим фактором, обеспечившим относительно лучшие показатели по использованию пробуренного фонда скважин в «Сургутнефтегазе», «Татнефти», «Удмуртнефти» и ЛУКОЙЛе, является широкомасштабное применение современных технологий повышения эффективности разработки месторождений. К ним относятся: бурение горизонтальных стволов (в том числе из старых скважин), глубокопроникающий гидроразрыв пластов, вторичная перфорация с более глубоким проникновением в пласт, различные методы физико-химического воздействия на призабойную зону пласта и т.д. Эти технологии позволили практически в 2 раза увеличить дебит новых скважин, 10.8 т/сут в 1994 г. до 18.3 т/сут в 1997 г., а на «старом» фонде скважин получить приросты дебитов, превосходящие дебиты новых скважин при кратно меньших затратах.

На ближайшие 15-20 лет увеличение нефтеотдачи пластов приобретает стратегическое значение для стабилизации и развития нефтедобычи в России.

1.4. Ввод новых месторождений

За период с 1991 по 1998 г. в России было введено в эксплуатацию 251 нефтяное месторождение. Добыча нефти по всем введенным месторождениям в 1999 г. составила 15.5 млн.т.

С 1993 г. темпы ввода в разработку и освоение новых месторождений резко возросли,  добыча нефти по ним быстро нарастала. Это было связано с принятием в марте 1993 г. Постановления Правительства РФ №180 «Об обеспечении ввода в разработку новых месторождений в 1992-1995 гг.», которое предоставило предприятиям ряд льгот. С 1996 г. это Постановление не действует, и освоение новых месторождений ведется неудовлетворительно.

 В предстоящем периоде с 2000 по 2015 гг. планируется ввести не менее 242 месторождений и обеспечить добычу из них в 2005 г. 17.4 млн.т. нефти, что составит 4.8% общей добычи нефти и газового конденсата по России. В 2010 г. добыча нефти по новым месторождениям должна составить 59.2 млн.т.(15.7% общей) и в 2015 г. – 72.1 млн.т.(20.7% общей).

1.5. Прогноз добычи нефти и газового конденсата

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном следующими факторами – уровнем мировых цен на топливо, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.

Расчеты показывают, что уровни добычи нефти в России могут достичь в 2010 и 2020 г. соответственно 335 и 350 млн.т. При неблагоприятных условиях, низкие мировые цены и сохранение действующих налоговых условий, эти показатели достигнуты не будут.

Основным нефтедобывающим районом России на всю рассматриваемую перспективу останется Западная Сибирь, хотя ее доля к 2020 г. и снизится до 58-55% против 68% в настоящее время. После 2010 г. масштабная добыча нефти начнется в Тимано-Печорской провинции, на шельфе Каспийского и северных морей, в Восточной Сибири. Всего на Восток России (включая Дальний Восток) к 2020 г. будет приходиться 15-20% нефтедобычи в стране.

С 2000 г. планируется введение гибкой системы налогообложения недропользователей и предусматривается все месторождения, разрабатываемые по закону «Об участках недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции», уже в 2000 г. перевести на условия СРП.

К настоящему времени специальными федеральными законами разрешено заключать такие соглашения по 56 нефтегазовым объектам, в том числе 43 месторождениям и 13 перспективным участкам недр. Десять таких объектов находятся на европейском Севере, 13 – в Урало-Поволжье, 23 – в Западной Сибири, 1 – в Восточной Сибири, 9 – на Дальнем Востоке.

Наиболее крупными проектами СРП являются: Самотлорский (Тюменская нефтяная компания), Красноленинский, Федоровский, Приобский – в Западной Сибири, Ромашкинский – в Урало-Поволжье, Усинский – в Тимано-Печорской нефтегазовой провинции, Юрубченский – в Восточной Сибири, Сахалин-1 и Сахалин-2 – на шельфе острова Сахалин. Эти проекты включают 6 месторождений.

Запасы нефти на объектах СРП, утвержденных Государственной Думой, приурочены, главным образом, к малодебитным низкопроницаемым коллекторам; нефтегазовым залежам со сложными горно-геологическими условиями; истощенным залежам и месторождениям, удаленным от действующих коммуникаций и  расположенным в районах со сложными природно-климатическими условиями. Освоение таких запасов невозможно без применения нетрадиционных систем разработки, новых технологий и современных технических средств и связано не только с увеличением затрат, но и с повышенным риском.

Таким образом, сегодня нефтегазовые объекты, утвержденные и планируемые к утверждению в качестве объектов СРП, в том числе объекты уже действующих проектов, составляют перечень из 113 месторождений и перспективных участков недр.

Суммарные запасы углеводородов объектов с выявленной промышленной нефтегазоносностью, включенных в этот перечень, составляют по нефти 8.9 млрд. т., по газу – 6.7 трлн.м³.

Наибольшее число объектов СРП находится в Западной Сибири – 46 и на европейском Севере – 23; в Урало-Поволжье, Дальневосточном и Восточно-Сибирском регионах – соответственно 20, 17 и 7.

При этом 80 объектов СРП расположены в районах Крайнего Севера и на приравненных к ним территориям, 13 – на шельфе морей. Таким образом, географически объекты СРП сконцентрированы в основном в районах с экстремальными природно-климатическими условиями (шельфы, Крайний Север), характеризующихся низкой степенью промышленного освоения и неразвитой инфраструктурой.

В перечень месторождений, освоение которых предполагается на условиях СРП, включены в первую очередь наиболее значительные по начальным запасам, но находящиеся в стадии падающий добычи уникальные (9) и крупные (47) месторождения. К ним приурочено 95% текущих извлекаемых запасов.

Подавляющая часть объектов СРП – нефтяные месторождения (62%). Значительное число нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений (37%) характеризуется чрезвычайно сложными условиями извлечения нефти, залегающей в виде оторочек подгазовых залежей (Федоровское, Лянторское, Северо-Комсомольское, Комсомольское и другие месторождения) – эффективная разработка этих месторождений требует применения современных технологий. Единственное газоконденсатное месторождение (Штокмановское) находится на шельфе Баренцева моря.

Разрабатываемые месторождения (с суммарными запасами нефти 6.8 млрд.т.) составляют 45% общего числа месторождений СРП; подготовленные к разработке (с запасами 0.8 млдр.т. – 31%; разведываемые (с запасами 1.3 млдр.т.) – 24%. Участки недр, находящиеся в стадии поисков и с оцененными перспективными и прогнозными ресурсами, составляют 14% общего  числа объектов СРП.

Разрабатываемые месторождения представлены в основном двумя группами: поздней стадии разработки (41% - Самотлорское, Ромашкинское, Федоровское и др.) и ранней (48% - Приобское, Комсомольское, Харампурское, Тянское и др.). Большинство разрабатываемых крупных и уникальных месторождений характеризуется высокой степенью выработанности и обводненности продукции. В то же время их доля в суммарном объеме добычи нефти соответствующего региона (Самотлорское – в Ханты-Мансийском АО, Ромашкинское – в Республике Татарстан) достаточно велика и они характеризуются значительными остаточными запасами углеводородов, относящимися к категории трудноизвлекаемых. Перевод этих месторождений на условия СРП позволит не только продлить период рентабельной разработки и добыть  дополнительное количество нефти, но и решить задачу сохранения жизнедеятельности соответствующих городов и поселков.

Из значительного числа проектов, по которым уже длительное время ведется работа по подготовке и заключению соглашений, к началу 2000 г. удалось довести до стадии подписания лишь Самотлорский. Остальные находятся в различных степенях готовности. Длительные сроки подготовки соглашений, обусловленные громоздкой узаконенной процедурой, осторожностью и высокими требованиями российских федеральных и особенно региональных участников переговорного процесса, а также жесткой  позицией инвесторов, особенно иностранных, ведут к прямым существенным потерям как в добыче нефти, так и в поступлениях в бюджеты различных уровней. Например, лишь по Самотлорскому проекту из-за годичной задержки с подписанием соглашения в 1999 г. не было добыто 700 тыс. т. нефти.

Суммарные прогнозируемые доходы государства только от реализации проектов Сахалин-1 и Сахалин-3 оцениваются в 77 млрд. дол.; примерный объем капитальных вложений – в 25 млрд. дол.

Для всех объектов, разрабатываемых при действующей налоговой системе (ДНС), технологические и экономические показатели добычи нефти могут быть улучшены при переходе на условия СРП независимо от геолого-физических параметров месторождения и стадии разработки: увеличиваются текущая и накопленная добыча нефти, увеличивается доход государства, возрастает инвестиционный потенциал. Значительная часть объектов, разработка которых нерентабельна при ДНС, может эксплуатироваться эффективно на условиях СРП.

При реализации проектов СРП возможная добыча нефти в 2015 г. по 56 объектам (утвержденным Государственной Думой в качестве возможных объектов СРП) прогнозируется в объеме 180-200 млн. т., а по всем планируемым 113 – 225-250 млн.т.

Люди также интересуются этой лекцией: Противоэпизоотическая защита крупных хозяйств промышленного типа.

В ближайшие 5 лет фонд бездействующих скважин должен быть доведен до оптимальной  величины, предусмотренной технологическим проектным  документом.

Для обеспечения утвержденных уровней добычи нефти недропользователи предусматривают увеличение объемов эксплуатационного бурения с 5.0 млн. м (1999 г.) до 12.0 млн. м в 2005 г. и последующую стабилизацию на этом уровне до 2015 г..

1.6. О газе

Остается крайне острой проблема утилизации нефтяного газа, добыча которого остается убыточной. Его цена регулируется государством и в настоящее время составляет 55 руб./1000 м³ (утверждена в середине 1995 г. и с тех пор ни разу не индексировалась) при том, что средняя себестоимость добычи и подготовки газа составляет по отрасли порядка 300 руб./1000 м³. В результате низкой цены на нефтяной газ, поставляемый на газоперерабатывающие заводы, нефтедобывающие предприятия не заинтересованы в увеличении его поставок на переработку и либо изыскивают другие варианты его использования , с меньшим потребительским эффектом, либо сжигают газ на факелах, нанося вред окружающей среде. В связи с уменьшение объемов добычи нефти и, соответственно, ресурсов нефтяного газа, подлежащего переработке, уменьшился и выпуск товарной продукции на ГПЗ, что привело к уменьшению выработки сырья для нефтехимических производств. Эта проблема также требует кардинального решения. Один из вариантов, требующих всесторонней оценки – либерализация (отмена государственного регулирования) цены на нефтяной газ и продукты его переработки, что позволит увеличить поставки сырья для нефтехимических производств.

1.7. Налоговая политика

Добывающие отрасли ТЭК находятся под действием общего и специального налогового законодательства. Основным недостатком действующего в ТЭК специального налогового законодательства является то, что оно носит чисто фискальный характер, преследуя цель наполнить бюджет любой ценой  сегодня, даже за счет сокращения производства и производственной базы для его расширения, а, следовательно, и налогооблагаемой базы завтра.

Налоговая нагрузка на инвесторов имеет тенденцию к усилению и достигла в 1999 г. в газовой промышленности 43% от выручки, в нефтяной – 53%. В структуре полных затрат налоги являются основной статьей. Налогообложение имеет негибкий характер: его базой является валовая выручка, а не прибыль. Продолжительность так называемой «стабилизационной оговорки", в течение который для инвесторов действуют гарантии неухудшения условий предпринимательской деятельности, установленных российским законодательством, сегодня составляет 7 лет, что недостаточно по сравнению со сроками осуществления инвестиционных проектов в ТЭК (15-20 лет), особенно, если речь идет о крупных проектах в добывающих отраслях (30-40 лет). Все это не создает стимулов для инвестиций: как вследствие нестабильности налоговой системы, так и вследствие ее фискального характера.

Итак, особенность современной ситуации в нефтегазовом комплексе: ТЭК перешел в совершенно иную стадию развития. Если раньше он выполнял свою главную задачу за счет освоения новых регионов, новых месторождений, то теперь такие возможности не велики: основные запасы, которые можно использовать сейчас, уже открыты, а освоение других крупных месторождений в силу объективных условий потребует очень много времени. Поэтому сегодня во всех звеньях технологической цепи необходимо брать максимум: от правильного размещения геологоразведочных работ, освоения месторождений, повышения нефтеотдачи пластов до рациональной транспортировки, выгодной реализации сырья и продуктов из него.