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.

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.2).

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%.

При этом по данным ГП «ЦДУ ТЭК», за этот период ОАО «АНК Башнефть» сократило число бригад КРС на 40%, ОАО «НК КомиТЭК» – на 78%, ОАО «Юганскнефтегаз» – на 34%, ОАО «Восточная НК» – на 38%, ОАО «СИДАНКО» в Варьеганском районе – почти в четыре раза. В то же время, ОАО «НК Сургутнефтегаз» увеличил число бригад на 51%, ОАО «НГК Славнефть» – в 2 раза, ОАО «Онако» – на 72%.

Неработающий фонд скважин в целом по России достиг максимальной величины 39.9 тыс. скважин в 1994 г. (27.9% эксплуатационного фонда) и на 01.01.2000 г. сократился до 33.1 тыс. скважин (24.3% эксплуатационного фонда), т.е. на 6.8 тыс. скважин. Однако это произошло в основном за счет вывода скважин в консервацию. За период с 1994 по 2000 г. законсервированный фонд нефтяных скважин на разрабатываемых месторождениях увеличился с 18.5 до 28 тыс. скважин.

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.

Наиболее неблагоприятная ситуация с неработающим фондом скважин сложилась в следующих нефтяных компаниях и нефтегазодобывающих организациях: «Варьеганнефтегаз» – не работает 61.5% общего фонда эксплуатационных скважин, «Варьеганнефть» – 57.3%,, «КомиТЭК» – 55,6%, «ТНК-Нижневартовскнефтегаз» – 53%, «Сибнефть» – 48,6%, «Юганскнефтегаз» – 36.7%.

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», подготовленное Минэкономики, Минтопэнерго и МПР России. 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.

В настоящее время остается решить последний вопрос - по заявкам недропользователей принять лицензирующими органами решение об освобождении от уплаты федеральной части ресурсных платежей за добычу и отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы с объемов нефти, добытой из введенных в эксплуатацию бездействующих скважин.

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.

И это закономерно. По мере изменения параметров сырьевой базы общая закономерность действует неумолимо: на смену крупным компаниям и операторам приходят средние, мелкие и мельчайшие операторы и хозяйственные единицы. В рамках отдельного месторождения с течением времени крупная компания замещается менее крупной и так далее до тех пор, пока объектами сделок не становятся отдельные скважины. Таким образом, постепенно действие «эффекта экономии от масштаба» заменяется получением «эффекта от специализации», реализуемого мелкими и сверхмелкими узкоспециализированными фирмами и подрядчиками.

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).

Надо отметить, что не во всех нефтяных компаниях фонд пробуренных скважин используется неэффективно. Так, в ОАО «НК Сургутнефтегаз» один из самых низких процентов бездействующего фонда скважин – 13.7%. В ОАО «Удмуртнефть» бездействующий фонд скважин составляет 8.8% от эксплуатационного (эта компания тоже не сократила число ремонтных бригад). В чем же причина очевидных достижений этих компаний? В первую очередь, в сложившихся условиях «Сургутнефтегаз», «Татнефть», «Удмуртнефть» не допустили резкого сокращения мощностей по ремонту скважин и добились эффективной работы бригад ТРС и КРС.

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.

Неработающий фонд – только часть проблемы. Нужно стремиться к тому, чтобы система налогообложения дифференцировалась не по категориям скважин, не по категориям запасов, а по отдельным месторождениям и объектам разработки. Это очень трудоемкий и длительный процесс, но только такое налогообложение может быть объективным.