Газета 'Промышленные ведомости'
Главная Подшивка Подписка Редакция Партнерство Форум
Для участников обсуждений: Вход | Регистрация
«ПВ» №11, ноябрь 2005  -  cодержание номера 

Увеличение отдачи нефтяных месторождений
как стратегия оптимального воспроизводства нефтедобычи

Евгений Козловский, Аркадий Боксерман




Евгений Козловский,
председатель экспертно-научного совета
при руководителе Федерального агентства
по недропользованию, д. т. н., профессор

Аркадий Боксерман,
советник генерального директора
ОАО «Зарубежнефть»,
д. т. н., профессор

Недавно экспертно-научный совет при руководителе Федерального агентства по недропользованию рассмотрел один из злободневных вопросов – полноту извлечения из недр полезных ископаемых. Степень использования запасов минерального сырья, в частности, нефти в нашей стране в настоящее время является одной из самых низких в мире, однако накопленный в отечественной и мировой практике научно-технический потенциал современных методов увеличения нефтеотдачи месторождений не востребован. Продолжение такой практики неизбежно приведет к кризису нефтедобычи.

Основная причина упомянутых негативных процессов – отсутствие внятной государственной политики рационального использовании запасов нефти. Хотя именно решение этой задачи является прямой обязанностью государства. И решать ее необходимо на основе гармонизации экономических интересов хозяина недр - государства и недропользователя. Это положение заложено в основу «Концепции программы преодоления падения нефтеотдачи», разработанной ОАО «Зарубежнефть» и рабочей группой Комитета по природопользованию Государственной Думы Российской Федерации, и также рассмотренной упомянутым экспертно-научным советом. В представленной статье отражены основные положения этой концепции.

Воспроизводство сырьевой базы нефтедобычи

Поиск новых нефтяных месторождений и создание условий для максимально возможного извлечения нефти из находящихся в разработке месторождений, т.е. нефтеотдачи, должно являться основой государственного управления воспроизводством сырьевой базы нефтедобычи в странах, в которых природные ресурсы являются народным достоянием и служат для решения социально-экономических задач. Однако в нашей стране в течение последних 10-15 лет подобного почти не происходит.

Прирост извлекаемых запасов нефти за счет разведочных работ существенно меньше ее добычи и списания запасов. Вследствие этого уже потеряно около 4 млрд. тонн извлекаемых запасов нефти, что означает потерю потенциала добычи в размере 160-200 млн. тонн в год. Основная причина – сворачивание разведочных работ, направленных на открытие новых месторождений, при одновременном активном «проедании» запасов, подготовленных ещё в советские времена.

Согласно прогнозам Минприроды России рентабельные запасы нефти будут исчерпаны к 2015 г., а все ее запасы – в 2025 г. Поэтому принято решение о резком увеличении финансирования геологоразведочных работ для открытия новых месторождений и провинций. Программа оценивается в 2,5 трлн. рублей (свыше 90 млрд. долларов), в том числе 255 млрд. рублей (около 10 млрд. долларов) государственных средств. За 15 лет (к 2020 г.) предполагается обеспечить прирост запасов нефти в размере 6435 млн. тонн и газа в размере 10865 млрд. м3. В Минприроды России полагают, что такой прирост запасов позволит в период 2005-2020 гг. обеспечить добычу нефти на уровне 500-550 млн. тонн в год.

Однако прогнозы Института геологии нефти и газа СО РАН, который в течение длительного времени проводит исследования проблем освоения углеводородных ресурсов Востока России, не столь оптимистичны. Реализация программы формирования новых крупных центров добычи нефти и газа только в Восточной Сибири и Якутии потребует, по их оценкам, инвестиций в объеме не менее 85,7 млрд. долларов, в том числе:
- в геологоразведочные работы – 18,4 млрд. долларов;
- в обустройство месторождений – 41,3 млрд. долларов;
- в систему нефте- и газопроводов, создание инфраструктуры для переработки и хранения газа – 26 млрд. долларов.

Однако из-за неэффективности государственного регулирования в области недропользования сроки создания новых крупных центров добычи нефти и газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке существенно задержались. Поэтому добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха даже при ускорении работ к 2010 г. может быть доведена только до 5-10 млн. тонн, а к 2020 г. – до 55-60 млн. тонн, что, согласно первоначальным прогнозам, ожидалась в 2010 г. Таким образом, задержка в формировании новых центров нефтедобычи уже исчисляется десятью годами.

Суммарная добыча нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (с учетом добычи нефти на острове Сахалин и его шельфе в размере 20-25 млн. тонн в год) может быть доведена до 25-35 млн. тонн к 2010 г. и до 80-85 млн. тонн к 2020 г. Для этого необходимо в Восточной Сибири и Республике Саха к 2015 г. выявить и разведать новые месторождения с извлекаемыми запасами нефти в размере 1,0-1,25 млрд. тонн. Размер инвестиций при этом должен составить не менее 12 млрд. долларов, что соответствует затратам на прирост 1 тонны извлекаемых запасов в размере 10-12 долларов.

В то же время в нашей стране продолжается многолетняя негативная тенденция снижения проектной нефтеотдачи – основного показателя рациональности использования сырьевой базы нефтедобычи. В последние годы она снизилась в два раза по сравнению с 1950-ми гг. и стала в 1,5 раза ниже, чем в США, где нефтеотдача много лет растет, хотя структура запасов там хуже нашей. В наших же недрах остается более 70% запасов. В целом уже потеряно около 15 млрд. тонн потенциальных извлекаемых запасов, т.е. столько, сколько добыто за всю историю нефтяной промышленности России.

Следует обратить внимание и на то, что в последние 15 лет усилилась тенденция снижения не только среднего проектного коэффициента извлечения нефти (далее – КИН), в том числе месторождений, которые успешно разрабатывались с применением заводнения в 1960-70-х годах. Происходит также существенное снижение проектного КИН, который к настоящему времени снизился до 28%, что на 25% меньше среднего. Это объясняется не ухудшением структуры запасов и увеличением доли их трудноизвлекаемой части, а тем, что для разработки таких запасов не применяются современные методы увеличения нефтеотдачи (далее – МУН) - тепловые, газовые, химические, микробиологические. Хотя они способны обеспечить нефтеотдачу нередко превышающую при разработке месторождений с активными запасами методом заводнения.

Это утверждение вытекает из полувекового международного и отечественного опыта, широко освещенного в печати и литературе, легко доступной для специалистов, у которых есть желание использовать этот опыт в своей работе. В этой связи следует обратить внимание на последние обобщенные данные, представленные в Лондоне в декабре 2004 г. на Международном форуме «Методы увеличения нефтеотдачи». Согласно этим данным нефтеотдача, достигаемая при применении современных МУН, составляет 30-70%, в то время как при первичных способах разработки - с использованием потенциала пластовой энергии - она составляет в среднем 25%, а при вторичных способах - заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии – 25-40%.

Важно подчеркнуть, что применение современных МУН позволило увеличить мировые доказанные извлекаемые запасы нефти в 1,4 раза, то есть на 65 млрд. тонн, а среднее значение нефтеотдачи позволит повысить к 2020 г. с 35% до 50% с перспективой дальнейшего роста.

Таким образом, зарубежный опыт со всей очевидностью свидетельствует, что восстановить у нас уровень проектной нефтеотдачи 1960-х гг. можно, однако для этого необходимо внедрение МУН сделать политикой государства, важнейшим направлением в деятельности геологов и нефтяной промышленности.
Начиная с 1963 г., когда при Министерстве нефтяной промышленности СССР была создана Центральная комиссия по разработке нефтяных месторождений (ЦКР), ни один проект освоения их освоения не был реализован без одобрения входящих в ее состав наиболее квалифицированных специалистов нефтяной отрасли. За более чем 40-летнюю историю этого компетентного органа накоплен уникальный опыт, позволяющий осуществлять выбор наиболее рациональных методов повышения эффективности разработки месторождений и увеличения нефтеодачи.

Однако именно ЦКР упустила контроль за внедрением МУН, в первую очередь для разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, а иногда шла на поводу у разработчиков проектов. И это подтверждается тем, что за последние 10 лет нефтяные компании практически свернули применение современных МУН, а для увеличения прибыли они предпочитают применять методы выборочной интенсификации добычи нефти из активных запасов, даже если такие методы приводят к снижению проектной нефтеотдачи. В то же время в нарушение закона «О недрах» выведены из эксплуатации десятки тысяч малодебитных скважин. Такая порочная практика ведет к дополнительным потерям еще 5-6 млрд. тонн извлекаемых запасов на сумму 50-70 млрд. долларов.

Основные две причины расхитительного отношения к недрам следующие. Первая – сверхобеспеченность многих нефтяных компаний запасами нефти, что позволяет им «снимать сливки», выборочно интенсифицируя добычу из активных пластов. Потенциал такой добычи пока еще составляет 310-370 млн. тонн, а извлечение «трудных» запасов невелико. Поэтому и методы увеличения нефтеотдачи не востребованы. Интенсивная отработка активных запасов приведет к тому, что уже к 2010 г. придется иметь дело в основном с «трудными» запасами, а падение добычи нефти в стране неизбежно начнется в 2006-2007 гг. Вторая причина - главная – отсутствие государственной политики управления рациональным использованием недр, способной за счет применения методов увеличения нефтеотдачи предотвращать ухудшение структуры запасов.

Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов

В последнее десятилетие отсутствует официальная статистическая отчетность по объемам и эффективности применения современных МУН. Тем не менее, согласно нашим оценкам, за последнее десятилетие дополнительная добыча за счет применения современных МУН в нашей стране непрерывно снижалась, и в настоящее время ее объем в общей добыче нефти практически не заметен.

В то же время, согласно данным нефтяных компаний, дополнительная добыча нефти в России за счет применения МУН за 1996-2000 гг. возросла в 2 раза и достигла 43,1 млн. тонн. Такой объем дополнительной добычи составляет около 20% от общей добычи и примерно 50% от всей добычи трудноизвлекаемых запасов. Однако во многих компаниях к МУН относят все геолого-технические мероприятия, приводящие к интенсификации добычи нефти, в том числе, а нередко и в первую очередь, из активных запасов, а также традиционные геолого-технологические мероприятия, направленные на достижение утвержденного проектного КИН, а не на его увеличение.

В то же время известно, что применение даже таких мощных технологий как гидроразрыв пласта и бурение горизонтальных скважин далеко не всегда приводит к увеличению нефтеотдачи. Кроме того, относительно высокая доля дополнительно добытой нефти, декларируемая российскими компаниями, может быть интерпретирована таким образом, что в нашей стране МУН уже применяются практически на всех месторождениях и, следовательно, в стимулировании не нуждаются. Однако при этом почему-то нефтеотдача низкая и продолжает падать.

В США, где нефтеотдача растет, дополнительная добыча нефти за счет применения МУН наращивалась в течение последних 25-30 лет и в последние годы составляет примерно 37-40 млн. тонн. Но это меньше того количества, о котором рапортуют российские компании. Такая абсурдная ситуация в значительной мере обусловлена отсутствием четкого определения понятия «методы увеличения нефтеотдачи» и четко определяющих их критериев. В условиях еще не сложившихся цивилизованных рыночных отношений подобная неопределенность не столь безобидна. Именно она позволяет называть такие мощные технологии интенсификации извлечения нефти как гидроразрыв пласта и горизонтальные скважины в качестве основных МУН.

 Более того, в некоторых крупных компаниях эти технологии отождествляют с современными «прогрессивными западными способами разработки», противопоставляя их «консервативным советским». Под таким знаменем в последние годы осуществляется масштабная, как отмечалось, выборочная интенсификация выработки активных запасов.
В то же время отвергается такой важный компонент «консервативного советского способа разработки», как сохранение проектной системы размещения скважин для достижения проектного КИН. Число выводимых из эксплуатации так называемых «нерентабельных» скважин, как отмечалось, уже исчисляется десятками тысяч. В некоторых компаниях их число достигает 50% и более от действующего фонда. Вследствие этого фактическая плотность сетки скважин оказывается в несколько раз меньше проектной.

Следует отметить, что использование понятия «нерентабельная скважина» противоречит действующему закону «О недрах», согласно которому недропользователю предоставляется право на разработку месторождения, а не на эксплуатацию отдельных скважин. Сокращены объемы применения химических реагентов, также необходимых для достижения проектного КИН. Кратно снизился по сравнению с советским периодом объем дополнительной добычи нефти на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами за счет применения современных методов увеличения нефтеотдачи.

Именно такая практика приводит к существенному снижению нефтеотдачи. Однако при этом снижается себестоимость добычи нефти, что вполне удовлетворяет интересы компаний. В некоторых компаниях она уже составляет 1,5–2,5 долларов за баррель, что характерно для разработки высокопродуктивных месторождений Ближнего Востока, которых в нашей стране нет.

Следует заметить, что в нефтяном бизнесе высокая нефтеотдача не является первостепенной целью недропользователя. Главное для него – получение максимальной прибыли для удовлетворения экономических интересов акционеров компании и инвесторов. Решение этой задачи, как правило, входит в противоречие с достижением максимально возможного КИН. Увеличение нефтеотдачи и на этой основе увеличение извлекаемых запасов – одна из важнейших задач хозяина недр, т.е. государства, а не недропользователя.

По мере освоения и развития современных МУН себестоимость добычи нефти с их применением кратно снижается. В США, например, себестоимость добычи тепловыми и газовыми методами составляет примерно 40 долл./т, в НК «Лукойл» себестоимость добычи термошахтным методом на Ярегском месторождении также составляет около 40 долл./т, что примерно соответствует средней себестоимости добычи нефти в некоторых российских компаниях, которые применяют для разработки месторождений в основном заводнение.

Следует также обратить внимание на то, что согласно упоминавшимся исследованиям ИГНГ СО РАН себестоимость добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха до 2030 г. составит 60 долл./т, что в 1,5 раза выше себестоимости добычи с применением современных МУН. Тем не менее, у нас продолжается игнорирование их масштабного применения. А это означает не только крупные потери извлекаемых запасов. Это также крупные потери дополнительных поступлений в бюджет для решения социально-экономических задач, это потери валюты во внешнеэкономической деятельности, это потери поступлений в бюджет из-за отсутствия инноваций в машиностроительной, химической, микробиологической, информационной и других смежных отраслях.

В большинстве нефтедобывающих стран мира, даже в тех, которые обеспечены запасами на 50 лет и более, забота о полноте извлечения нефти из недр становится приоритетной. Создаются такие экономические условия, при которых недропользователям выгодно развивать и применять современные МУН. Но и государство, в конечном итоге, увеличивает поступления в бюджет не только от дополнительной добычи нефти, но и за счет развития смежных отраслей – машиностроительной, химической, микробиологической, информационной и др.

Одновременно фискальная система и система контроля со стороны государства не допускают получения сверхприбылей за счет интенсивной выборочной выработки активных запасов. Так, недропользователи, которые не применяют современные МУН для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, платят высокие (без скидок) налоги, и стоимость их акций понижается. В США с целью такого контроля недропользователи обязаны ежегодно сдавать аудит запасов в Федеральную комиссию по биржам и ценным бумагам.

Поскольку речь идет об увеличении нефтеотдачи, прежде всего, необходимо установить базу, по отношению к которой происходит это увеличение. В международной практике в качестве базового принимается такой метод разработки, при котором потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии месторождений - это режимы растворенного газа, упруговодонапорный и газовой шапки. Если этой энергии не достаточно, то применяются методы, которые направлены на поддержание пластовой энергии путем закачки воды и газа, т.е. так называемые вторичные методы. Очевидно, что эти методы используют те же вытесняющие агенты, увеличивая степень использования их потенциала. Поэтому вторичные методы, в частности заводнение, наряду с естественными режимами также относят к категории базовых.

Что касается методов увеличения нефтеотдачи, которые нами названы современными, то к ним относят такие, которые характеризуются увеличенным потенциалом вытесняющего агента по сравнению с реализуемым при базовых способах разработки. К настоящему времени освоены и применяются в промышленных масштабах следующие четыре группы современных методов увеличения нефтеотдачи, которые также называют третичными:

- тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);
- газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);
- химические методы (заводнение с применением поверхностно-активным веществ, полимерное, мицеллярное заводнение и др.);
- микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).

Проекты с применением современных методов в зарубежной практике стимулируются государством, так как только их применение позволяет кардинально повысить нефтеотдачу месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Что касается технологий и геолого-технических мероприятий, применение которых приводит к увеличению нефтеотдачи вытеснением, то они являются составными компонентами как при базовых способах разработки, так и при применении МУН и не могут рассматриваться в качестве самостоятельных способов разработки.

Программа действий

Успешный зарубежный опыт использования МУН был использован специалистами «Зарубежнефти» несколько лет назад при формировании «Концепции государственного управления рациональным использованием запасов нефти». Поэтапная реализация этой концепции предполагает преодоление отмеченных выше негативных тенденций в использовании сырьевой базы нефтедобычи, в первую очередь падения проектной нефтеотдачи.

В качестве первого этапа ее реализации рабочая группа Комитета по природопользованию Государственной Думы сформировала упоминавшуюся выше «Концепцию программы преодоления падения нефтеотдачи». Ряд основных положений этой намечаемой программы нашел отражение в рекомендациях парламентских слушаний 29-30 ноября 2004 г. «Актуальные вопросы совершенствования законодательства Российской Федерации о недрах и недропользовании». В частности, правительству страны рекомендовано:

- заменить налог на добычу полезных ископаемых платежом, дифференцированным в зависимости от природных и горно-геологических параметров минерального сырья и основных условий разработки месторождений;
- ввести в качестве обязательного условия налогового стимулирования разработки трудноизвлекаемых запасов (высокообводненных, малодебитных и остановленных скважин) внедрение новейших методов повышения извлечения полезных ископаемых (повышения нефтеотдачи);
- разработать федеральную программу проектов внедрения методов увеличения нефтеотдачи (тепловых, газовых, химических, микробиологических) на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами и истощенных.

Для максимально возможной прозрачности и формализации отбора проектов в такую программу необходимо четко сформулировать понятие «современные МУН». Такое определение в международной практике имеется - это химические, газовые, тепловые и микробиологические методы, которые обеспечивают увеличение нефтеотдачи по сравнению с базовыми способами разработки. Рекомендуется такое понятие внести и в Налоговый Кодекс. Тогда, если проект попадает в упомянутую программу, это обеспечивает налоговое стимулирование его реализации по закону прямого действия.
Согласно мировой практике существуют многочисленные формы стимулирования и применения МУН. Для предлагаемой программы представляется целесообразным рассмотреть применение трех форм.

Дифференцированное налогообложение. Его активная форма успешно используется во многих странах, например, в США уже в течение 30 лет. При активной форме в отличие от пассивной налоговая ставка снижается не за то, что недропользователь обладает трудноизвлекаемыми запасами, а за то, что он реализует проекты с применением современных МУН, позволяющих эффективно разрабатывать месторождения с такими запасами, и кардинально повышать их нефтеотдачу.

Пассивная форма дифференцированной ставки НДПИ, учитывает только трудности эксплуатации и направлена на некоторое, несущественное перераспределение налогов между нефтяными компаниями. Такое перераспределение устраивает большинство компаний, но не должно устраивать государство, особенно если исходить не только из сиюминутных интересов финансовых ведомств. Обоснование экономических критериев перераспределения налоговых ставок производится на основе текущих экономических показателей добычи нефти, а значит, по существу, узаконивает порочную практику интенсификации выборочной отработки активных запасов, невостребованность методов увеличения нефтеотдачи, а значит продолжение её падения, и ведет к снижению конкурентоспособности российских предприятий.

В этой связи следует подчеркнуть, что согласно международному аудиту запасов, добыча нефти в России и ее рост во всех компаниях рентабельны, в том числе в «Татнефти» и «Башнефти», где выработка активных запасов составляет свыше 80%. Другое дело, что рентабельность добычи разная. Но в этом случае за рубежом не перераспределяют налог, а изымают сверхдоход. Вообще следует сказать, что в России нет и не может быть в настоящее время гибкой системы налогообложения, ибо, согласно мировой практике, она формируется десятилетиями в результате системной работы, в частности, в рамках государственного управления рациональным использованием недр.

Поэтому принимать решение о дифференциации единственного налога на добычу нефти необходимо взвешенно, о чем предупреждает Президент Российской Федерации. То, что сегодня «проталкивается», неизбежно приведет к долговременным отрицательным последствиям, о которых говорилось выше. Даже если быстро разберутся и отменят готовящийся закон «О недрах», время будет потеряно. Государственные органы, которым народ доверил управление своим природным достоянием, не имеют права оставлять «на потом» решение проблемы нефтеотдачи. Будет поздно. Согласно мировой практике, такие решения принимаются системно и комплексно.

Следует отметить, что учет природного фактора в налогообложении возможен. Согласно мировому опыту, это достигается путем введения специальных платежей. Но такие платежи не связываются с добычей нефти. Они назначаются только на основе природного фактора и должны выплачиваться недропользователем независимо от того, какую прибыль он получает от добычи нефти. В наших условиях такая форма налогообложения не выгодна сверхобеспеченным запасами нефтяным компаниям, ибо она наказывает за выборочную отработку активных запасов и за отсутствие добычи из трудноизвлекаемых.

Преодоление нерачительного отношения к сырьевой базе возможно только в том случае, если дифференцированное налогообложение будет предусматривать преференцию налоговой ставки при обязательном условии разработки месторождений методами, обеспечивающими кардинальное увеличение извлекаемых запасов по сравнению с традиционным заводнением. Именно такая форма дифференцированного налогообложения успешно применяется в большинстве стран с цивилизованной рыночной экономикой.

Исходя из изложенного, можно сформулировать соответствующие предложения по изменению налогового законодательства, направленные на дифференциацию налогообложения месторождений, для разработки запасов которых используются методы увеличения нефтеотдачи. В частности, механизм дифференциации НДПИ (пониженная ставка) должен применяться в отношении месторождений, включенных в предлагаемую будущую федеральную программу внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи.

СРП. Другая форма стимулирования применения современных МУН может быть основана на использовании механизмов СРП. Основная цель включения СРП в нормативно-правовую базу России – привлечение значительных инвестиций для поиска и разработки месторождений со сложными условиями, то есть таких месторождений и участков недр, разрабатывать которые на условиях действующей налоговой системы нерентабельно. Именно по этим соображениям Федеральный закон «О СРП» предусматривает освобождение от экспортной пошлины, возможность снижения в 2 раза налога на добычу и возмещение понесенных при освоении месторождения затрат за счет части произведенной продукции.

При этом законодательно предусматривается, что 70% от общего объема работ на таких месторождениях должно осуществляться российскими предприятиями. Кроме того, реализация проектов должна происходить только на основе отечественных технологий и технических средств. Предусматривается также, что сервисное сопровождение проектов должно осуществляться только отечественными предприятиями. Использование этих стимулов вполне правомерно и для применения современных МУН при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.

Однако внесенные в 2004 г. в законодательство о СРП и Налоговый кодекс поправки сделали использование СРП практически невозможным в отношении любого месторождения или участка недр, за исключением пяти крупных проектов. Это Штокмановское и Приразломное месторождения, расположенные в Баренцевом море, и находящиеся на Каспии Яламо-Самурский и Центральный перспективные участки. Указанные проекты еще не разрабатываются, поэтому вопрос о повышении нефтеотдачи на них пока не актуален.

Но цель применения СРП - не только освоение месторождений континентального шельфа и Каспийского моря. Федеральный закон «О СРП» указывает, что СРП также возможно применять в том случае, если разработка месторождений требует использования специальных высокозатратных технологий для добычи трудноизвлекаемых и значительных по объему запасов полезных ископаемых, находящихся в сложных горно-геологических условиях. Однако порядок заключения СРП, установленный действующим законом, исключает возможность использования этого механизма для указанных целей.

Чтобы использовать потенциал СРП для разработки сложных месторождений и увеличения нефтеотдачи в действующее законодательство необходимо внести изменения, направленные в первую очередь на разблокирование применения СРП для разработки участков недр и месторождений, в отношении которых существует подтвержденная в установленном порядке необходимость применения МУН.

 Для этого следует пересмотреть порядок формирования списка участков недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции. В частности, для расширения использования СРП с целью увеличения нефтеотдачи можно предусмотреть, чтобы СРП заключалось по решению правительства для месторождений и участков недр, включенных в федеральную программу внедрения современных методов увеличения нефтеотдачи. В этом случае не будет необходимости в принятии отдельного закона об отнесении конкретного месторождения к перечню участков недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции.

Для соблюдения государственных интересов при подготовке и реализации СРП с применением современных отечественных технологий в составе инвестора соответствующего проекта должно быть обязательным участие уполномоченной на то организации. В России в качестве таких организаций распоряжением правительства определены НК «Роснефть» и «Зарубежнефть». Возможен также вариант, при котором уполномоченная организация будет выступать как обязательный подрядчик инвестора по работам, связанным с повышением нефтеотдачи объекта, разрабатываемого на условиях СРП. При этом такие работы будут учтены в составе 70% обязательного российского участия, требуемого в соответствии с законом.

Временные меры. Чтобы быстрее преодолеть падение нефтеотдачи предлагается временно использовать простой механизм стимулирования, основанный на предоставлении недропользователю дополнительных квот на экспорт нефти и освобождении их от пошлины. Такие квоты должны компенсировать дополнительные капитальные затраты и эксплуатационные расходы, а также расходы на научно-исследовательские работы, связанные с применением современных МУН, их совершенствование и развитие.
Важным в формировании и реализации упомянутой предлагаемой федеральной программы явится организация профессиональной независимой экспертизы отбираемых проектов, а также текущих и конечных результатов их реализации. Основные ее принципы:

1. Отбор проектов, исходя из достижения максимально возможной нефтеотдачи при гармонизации экономических интересов государства и недропользователя;
2. Оценка возможного потенциала прироста извлекаемых запасов в стране в результате успешной реализации опытных работ;
3. Проведение собственных расчетов с использованием компьютерных моделей для оценки последствий отклонения от проектных показателей;
4. Проведение собственных расчетов по оценке влияния технологических решений на величину проектной нефтеотдачи;
5. Учет прироста или потерь нефтеотдачи при экономическом аудите проектов;
6. Максимально возможное исключение лоббирования, в том числе путем введения ответственности экспертов;
7. Аттестация экспертов, как это принято в крупных зарубежных аудиторских фирмах.

Экономическая целесообразность разработки концепции преодоления падения нефтеотдачи и программы воспроизводства на этой основе извлекаемых запасов вытекает из сопоставления экономических показателей, которые приведены в таблице 1.

Таблица 1

Стоимость (долл.)
В освоенных районах
В новых районах
прироста 1 тонны извлекаемых запасов за счет ГРР
3-4
10-12
добычи 1 тонны нефти традиционными методами
25-30
60
добычи 1 тонны нефти традиционными методами с учетом затрат на ГРР
28-34
70-72
добычи 1 тонны нефти с применением МУН
40



Стоимость прироста 1 тонны извлекаемых запасов ограничивается затратами на научно-исследовательские, конструкторские и опытно-промышленные геологоразведочные работы. Как видно из приведенных данных, стоимость добычи тонны нефти в освоенных районах с применением МУН в 1,8 раза ниже по сравнению с затратами на освоение новых месторождений.

Основные ожидаемые за 15 лет результаты реализации предлагаемой федеральной программы внедрения МУН следующие:
- прирост извлекаемых запасов 3,5-4,0 млрд. тонн;
- увеличение проектной нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов с 27% до 35-37%;
- увеличение средней проектной нефтеотдачи с 35% до 39-40%;
- потенциал дополнительной годовой добычи 150-200 млн. тонн;
- экономия затрат на разведку новых месторождений 35-50 млрд. долларов.

Программа создаст возможности для освоения и масштабного распространения, а также использования во внешнеэкономической деятельности накопленного потенциала отечественных современных МУН, в частности таких как:
- полимерное заводнение в сочетании с применением горизонтальных стволов;
- водогазовое воздействие в сочетании с применением многоствольных скважин и гидроразрывом пласта;
- термогазовый метод в сочетании с гидроразрывом пласта и целевым трещинообразованием;
- сочетание вертикального и горизонтального извлечения нефти с применением новой системы разработки месторождений горизонтальными и вертикальными скважинами;
- энергосберегающие тепловые методы, в том числе в сочетании с применением горизонтальных скважин;
- термошахтные и тепловые методы для разработки месторождений тяжелых нефтей.

Ожидаемые результаты позволяют провести оценку их влияния на динамику добычи нефти в стране в предположении, что реализация программы начнется в 2006-2007 гг. Оценки прироста запасов и дополнительной добычи нефти содержатся в таблице 2.

Таблица 2
Годы
Прирост запасов,
млрд. тонн
Дополнительная добыча, млн. тонн
Потенциальная
проектная
с учетом увеличения темпов отбора
2010
1,4-1,9
60-95
8-10
16-20
2015
2,0-2,5
80-125
15-20
30-40
2020
3,5-4,0
150-200
30-40
60-80

На основе этих оценок дан прогноз добычи нефти и структуры запасов в стране на период до 2020 г.. При этом в качестве базового варианта был принят выполненный в 2000 г. прогноз добычи, полученный в предположении сохранения негативных процессов в воспроизводстве сырьевой базы. Согласно полученному прогнозу, очевидно, что только реализация двух взаимосвязанных программ - воспроизводства сырьевой базы нефтедобычи за счет разведки и увеличения нефтеотдачи - позволит преодолеть падение добычи нефти в стране и стабилизировать ее на достаточно высоком уровне.

Другие статьи номера «ПВ» №11, ноябрь 2005

Главная Подшивка Подписка Редакция Партнерство Форум
  © Промышленные ведомости  
Rambler's Top100