Не только аплодисменты. К итогам 2010 года

Not only applause. Regarding the results of 2010

G. SHMAL, Doctor of Economics, President of Union of Oil & Gas Producers of Russia

Ушел в историю 2010 г. Что можно сказать о нем? Он был не хуже и не лучше многих предыдущих лет. Вместе с тем он был отмечен рядом событий, и положительных, и печальных.

Прежде всего следует сказать, что это был год 65-й годовщины нашей Великой Победы. Было проведено достаточно много различных мероприятий, торжеств, усилилось внимание к ветеранам войны, которых, к сожалению, с каждым юбилеем становится все меньше. Однако, на мой взгляд, эта дата не была в полной мере использована для воспитания патриотизма у нынешнего поколения, в первую очередь у молодых людей, для объединения всех россиян.

В последние годы много говорится о национальной идее. На мой взгляд, она должна формироваться из самых разных деталей, как мозаичное панно из отдельных стекляшек. И все же в основе идеи должен быть наш патриотизм, любовь к Родине, знание и гордость за ее мужественную и сложную историю. В такой работе нет мелочей. И когда наши руководители государства, журналисты и депутаты совершенно справедливо выступают против искажения истории, это поддерживает и понимает большинство россиян. Но как можно выиграть войну без Верховного Главнокомандующего – не очень понятно. Я лично спокойно отношусь к руководителям нашей страны на всем ее историческом этапе, за некоторым исключением, и полагаю, что каждый из них заслуживает полной и объективной оценки.

Тем не менее, празднование 65-летнего юбилея Победы стимулировало повышению трудовой и творческой активности россиян и в немалой степени способствовало тому, что экономика страны стала выползать из финансово-экономического кризиса, начавшегося несколько лет назад.

Нет необходимости пока анализировать детально причины этого кризиса, всему свое время. Меры, принятые руководством страны, оказались достаточно эффективными и не позволили сорваться в пропасть.
Что касается нефтегазового комплекса России, то он вышел из кризиса с наименьшими потерями. Добыча нефти превысила в 2010 г. 500 млн тонн, что больше, чем в предыдущие 20 лет; увеличилась добыча газа по сравнению с провальным 2009 г.

На предприятиях нефтегазового сектора не было массовых увольнений, отсутствовали протестные акции в виде забастовок, на достаточном уровне, по сравнению с другими отраслями, оставалась заработная плата. Многие российские компании были вынуждены пересмотреть свои инвестиционные программы, скорректировать стратегии своего развития, ужаться в некоторых социальных программах. Плохо то, что были сокращены инвестиции на геологоразведочные работы. Ведь запасы – это перспектива любой добывающей компании, если это не однодневка.

На устойчивую работу нефтяной отрасли положительное влияние оказали достаточно высокие и устойчивые цены на нефть. К концу года они поднялись до уровня более 90 долл. за баррель, а в среднем по году они составили около 80 долл. Я уже неоднократно говорил, что в нынешних условиях цена в 70 долл. за бочку является оправданной, а 80 – комфортной. Сложно прогнозировать, но думаю, что в 2011 г. цена будет колебаться около этого уровня – 80 долл. Убежден, что не следует стремиться к резкому повышению цены, т. к. это может привести к падению спроса.

Много ли мы добываем нефти?

Как оценить цифру «500 млн тонн» добычи нефти?

С одной стороны, в 1988г. добыча нефти в РФ была более 570 млн тонн. То есть мы не достигли уровня, который имели. С другой стороны, нужно ли к нему стремиться и за счет чего в последние 20 лет мы увеличили добычу с 300 млн тонн до 500 млн. По оценке специалистов, рациональный объем добычи, исходя из проектов разработки месторождений, должен быть в пределах 400 млн тонн. То есть мы нарушаем оптимальный режим разработки, что может привести к необратимым отрицательным последствиям. В России есть печальный опыт Самотлора. В конце 2010 г. премьер-министр В.В. Путин рассматривал Генеральную схему развития нефтяной промышленности. Сам факт рассмотрения, безусловно, положительный, но возникает несколько вопросов. Почему это рассмотрение состоялось спустя год после того, как правительство в ноябре 2009 г. одобрило Энергетическую стратегию РФ до 2030 г.? И почему надо было обсуждать эту Генеральную схему в обстановке высочайшей секретности? Очевидно, потому, что предложенная схема вызывает очень много вопросов. Те цифры, которые были опубликованы, вызывают недоумение.

Объем инвестиций в геологоразведочные работы явно недостаточен, а прирост запасов в объеме 3,3 млрд тонн за 10 лет значительно меньше, чем добыча. Она составит не менее 5 млрд тонн. Нет существенного прорыва в нефтепереработке. По многим показателям: глубине переработки, выходу светлых нефтепродуктов, коэффициенту Нельсона мы находимся на самом последнем месте в мире.
У «Роснефти» доля налогов (кроме налога на прибыль) в выручке составила 64%, в основных мировых компаниях изъятие из выручки составляет 28 – 32%.
Из 28 российских НПЗ 12 вообще не имеют никаких процессов глубокой переработки. Состояние процессов глубокой переработки в процентах от объема первичной переработки в РФ характеризуется следующими цифрами (в %): каталитический крекинг – 6,7 (США – 35,8), гидрокрекинг – 1,9 (США – (9,1), коксование – 2,0 (США – 16,2), висбрекинг – 2,0 (Западная Европа – 12,2).

Нужна специальная государственная программа развития отечественной нефтепереработки и нефтехимии. Самое поразительное заключается в том, что эти вопросы не новые. 20 лет назад, в сентябре 1990 г., в «Правде» группой ученых – академиков Ю. Руденко, А. Макарова, доктора техн. наук Н. Праведникова была опубликована статья «На пороге кризиса», в которой говорилось о необходимости всемерного увеличения глубины переработки нефти, о вопросах энергосбережения и энергоэффективности.

За время функционирования отрасли в новых условиях многие проблемы не только не были решены, но наоборот – усугубились. Это касается проблемы запасов, ухудшения горно-геологических условий, увеличения добычи из низкопроницаемых коллекторов, состояния фонда скважин, старения основных фондов, снижения коэффициента нефтеизвлечения, дезинтеграцией в управлении отраслью, в то время как в мире тенденция обратная – к объединению и укрупнению.

Среди проблем, которые были в центре внимания всех нефтяных компаний в 2010 г., – вопросы рационального и квалифицированного использования попутного нефтяного газа. Осталось мало времени до вступления в действие постановления правительства о 95% использования попутного нефтяного газа. Все без исключения нефтяные компании разработали конкретные мероприятия по выполнению данного документа. В настоящее время по экспертным оценкам ежегодно в факелах сгорает 15 – 17 млрд м3 нефтяного газа. Точных данных нет, т. к. отсутствует учет как добытого, так и сжигаемого газа.

Более трети факельных установок вообще не имеют приборов учета, за точность данных остальных никто не может поручиться.

В стране есть компании, где высок уровень использования попутного нефтяного газа. В «Сургутнефтегазе» он составляет более 97%, в «Татнефти» – 95%. Однако в целом по стране этот показатель 73 – 74%.

Помимо кнута в виде штрафов нужен и пряник в виде стимулирования разработок новых технологий использования попутного нефтяного газа.

У нас очень мало газоперерабатывающих заводов. В США в 2005 г. было 570 ГПЗ мощностью более 730 млрд м3, в Канаде – 858 заводов мощностью 500 млрд м3, а в России – 24 завода общей мощностью 100 млрд м3.

Одним из важнейших вопросов в развитии нефтяной промышленности является всемерное увеличение нефтеотдачи пластов. В 1975 г. средняя нефтеотдача составляла 45%, в 1985 г. – 40%. Сегодня 28 – 29%. Причина – в недостаточном внедрении новых технологий, недостаточный объем финансирования нефтяной отрасли. Причем отставание постоянно накапливается.
В 2007 г. производительность труда одного работника в компании «ЭксонМобил» была 4,8 млн долл., «Шелл» – 3,4 млн долл., ТНК ВР – 0, 583 млн долл., ЛУКОЙЛ – 0,543 млн долл., «Роснефть» – 0,464 млн долл., «Газпром нефть» – 0,437 млн долл., Газпром – 0,215 млн долл.
Мировой опыт показывает, что нужны серьезные инвестиции в добычу и разведку углеводородов, чтобы иметь оптимальный уровень добычи. Так, в 2010 г. расходы компаний на разведку и добычу нефти и газа в мире составили около 440 млрд долл., т. е. примерно 62 долл. на тонну нефтяного эквивалента. У ведущих нефтяных компаний мира этот показатель выше. А что у нас? В целом по РФ около 30 долл/т, несколько выше в «Роснефти» – около 47, ниже в «Газпром нефти» – около 22. Я считал и считаю, что объем инвестиций только в нефтяную отрасль должен быть не менее 40 млрд долл. в год. Где их взять? Надо пересмотреть налоговую конструкцию нефтяного сектора, т. к. существующая препятствует нормальному развитию отечественной нефтянки. Если сравнить компании «ЭксонМобил» и «Роснефть» по итогам 2009 г., то при примерно равной добыче около 116 млн тонн выручка у «ЭксонМобил» – 310 млрд долл., а у «Роснефти» менее – 70 млрд долл., прибыль у «ЭксонМобил» – около 35 млрд долл., у «Роснефти» 11 млрд долл. Даже китайская «Петрочина» при добыче в 42 млн тонн имеет выручку 149 млрд долл., прибыль – 15 млрд долл. У «Роснефти» доля налогов (кроме налога на прибыль) в выручке – 64%, в основных мировых компаниях изъятие из выручки составляет 28 – 32%.

Даже в кризисном 2011 г. инвестиции «Шелл» составили 28 млрд долл., «Шеврона» – 21,6 млрд долл. «ЭксонМобил» в 2009 г. – 27,1 млрд долл. Российские компании имеют показатели на порядок меньше и все вместе ниже, чем один «ЭксонМобил» или «Шелл».

Недостаток капитальных вложений, устаревшее и изношенное оборудование негативно влияют на многие качественные показатели деятельности. Так, в 2007 г. производительность труда одного работника в компании «ЭксонМобил» была 4,8 млн долл., «Шелл» – 3,4 млн долл., ТНК-ВР – 0, 583 млн долл., ЛУКОЙЛ – 0,543 млн долл., «Роснефть» – 0,464 млн долл., «Газпром нефть» – 0,437 млн долл., Газпром – 0,215 млн долл. Недостаток финансовых ресурсов препятствует освоению новых месторождений. Государство после настойчивых просьб нефтяников приняло ряд решений, позволивших обеспечить рентабельную работу на некоторых месторождениях Восточной Сибири – Ванкорском, Талаканском, Верхнечонском. В 2010 г. ЛУКОЙЛ начал добычу на Корчагинском месторождении на Каспии.

Говоря об итогах 2010 г., следует подчеркнуть, что продолжалось осуществление крупных нефтегазовых проектов, оказывающих влияние на энергетическую безопасность многих государств Европы, Азии, да и всего мира. Прежде всего это нефтепровод Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО), освоение Бованенковского газового месторождения на полуострове Ямал и сооружение газопровода с этого месторождения с уникальными переходами через Байдарацкую губу, строительство газопровода «Северный поток», где уже выполнено около 70% работ на первой нитке, и она будет запущена в эксплуатацию в этом году, что значительно повысит надежность газоснабжения европейских государств.

Будущее смотрит на нас

Несмотря на то что недавно была рассмотрена концепция развития отечественной геологии (в июне 2010 г.), существенных изменений в отрасли не произошло. Уже в конце XX века снизилась эффективность геологоразведочных работ на нефть и газ в связи с ухудшением горно-геологических условий, а необходимость увеличения степени разведанности основных районов не подкреплена материально-технически – при недостаточной оснащенности геологоразведочных и геофизических работ современной техникой. В нефтяной промышленности в последние годы произошло отставание темпов роста объемов разведочного бурения по сравнению с эксплуатационным. Если в 70-е годы прошлого века доля разведочного бурения в общем объеме буровых работ была 48%, в конце 80-х – 20%, то сейчас около 5%. Объем разведочного бурения на нефть в стране характеризуется следующими цифрами: 1988 г. – 7,5 млн м, 1995 г. – 1,4 млн м, 2000 г. – 1,5 млн м, 2005 г. – 0,9 млн м, 2009 г. – 1,2 млн м, 2010 г. – около 1 млн м. В связи с этим прирост запасов нефти в 1986 – 1990 гг. составлял 6,89 млрд тонн при добыче 2, 76 млрд тонн; в 1991 – 1995 гг. – 2,344 млрд тонн при добыче 1,84 млрд тонн; 1996 – 2000 гг. – 1,245 млрд тонн, при добыче 1,538 млрд тонн; 2001 – 2005 гг. – 1,253 млрд тонн, при добыче 2,077 млрд тонн.

По газу положение несколько лучше, но тенденция аналогична. Это привело к необеспеченности высокопродуктивными запасами достигнутых и планируемых уровней добычи нефти. Изменилась структура запасов. Сейчас доля трудноизвлекаемых запасов составляет более 60%. Значительно снизился среднесуточный дебит новых скважин. В 1975 г. он составлял 59 тонн в сутки, в 1986 г. – 24 тонны, в 2008 г. – 13 тонн.

В конце прошлого года министр природных ресурсов РФ Ю.П. Трутнев докладывал руководству страны о фантастических цифрах прироста запасов нефти и газа. Назывались цифры более 700 млн тонн нефти и 800 млрд м3 газа. Может быть, он имел в виду геологические запасы, но это не очень корректно. Или это опять так называемые виртуальные запасы, полученные на компьютерах в кабинетах? Во всяком случае, нигде не было сообщений об открытии крупных новых месторождений. Учитывая, что объем разведочного бурения в 2010 г. был менее 1 млн метров, ни один мало-мальский специалист не даст и понюшки табака за правильность приведенных министром цифр.
Общемировые тенденции характерны и для нефтяной и газовой промышленности России. Открываемые месторождения менее крупные, имеют более сложные горно-геологические условия, низкие пористость, проницаемость. Характеризуются неструктурными ловушками, к тому же тяжелой и вязкой нефтью. Все это требует применения новых технологий, нового оборудования. Здесь Россия существенно отстает от мировых нефтегазовых компаний.

В качестве иллюстрации можно привести пример так называемой Баженовской свиты, имеющий распространение практически на всей территории Западной Сибири. Ее геологические запасы оцениваются в 100 – 170 млрд тонн нефти, что значительно больше всех балансовых геологических запасов нефти в РФ. Однако нефтеотдача при использовании традиционных методов добычи составляет 3 – 5%, а порой и меньше. Очень важен эксперимент компании «РИТЭК» по термогазовому воздействию на Средне-Назымском месторождении. Добыты первые тысячи тонн нефти, дебит скважин колеблется в районе 13 тонн в сутки. Подобные работы требуют государственной поддержки.

Важным событием в истекшем году стало выездное заседание Совета Союза нефтегазопромышленников России и Совета горнопромышленников России в г. Казань. Темой заседания стала роль малого нефтяного бизнеса в увеличении ресурсной базы добычи нефти. Дело в том, что отношение к малому бизнесу в нефтегазовой отрасли у нас в стране равнодушное. Хотя мировой опыт показывает, что малый бизнес может и играет во многих нефтедобывающих странах достаточно важную роль. Нефтяное сообщество в стране относится к этому вопросу индифферентно, в Государственной думе есть сторонники (Комитет по энергетике), есть и противники из числа тех, кто мало смыслит в специфике работы нефтегазовой отрасли. Попытки Союза нефтегазопромышленников России инициировать принятие специального закона о малом бизнесе в нефтегазовой отрасли пока не находят поддержки.

Вместе с тем опыт Татарстана показывает, что малые компании играют существенную роль в добыче нефти в республике. На их долю приходится 20% республиканской добычи нефти, в то время когда по стране в целом – лишь около 2%.
О чем говорит опыт татарских малых предприятий? О том, что при соответствующей поддержке со стороны республиканских властей, наличия благоприятного местного законодательства малые компании органично встраиваются в существующую инфраструктуру «Татнефти», находят взаимопонимание и работают достаточно эффективно. Занимаясь добычей на малых месторождениях, на хвостах месторождений, малые компании вовлекают в хозяйственный оборот ресурсы, в которых большие компании не заинтересованы. Это дополнительная добыча, дополнительные рабочие места, снижение социальной напряженности в моногородах, которых в стране достаточно много и которые связаны в большинстве своем с добывающими отраслями. К этому следует добавить, что малые компании в связи с отсутствием большого «обоза» работают более эффективно, чем крупные вертикально-интегрированные компании. Производительность труда у них выше, себестоимость добычи ниже, чем у больших. Малые компании являются патриотами того региона, где они работают, и не на словах, а на деле осуществляют социальные функции бизнеса.

2010 г. – это год 60-летия компании «Татнефть» им. В.Д. Шашина. Татарстанские нефтяники долгое время были лидерами по объемам добычи нефти в стране. 3 года назад они отметили добычу 3-х миллиардной тонны нефти. Что касается внедрения новой техники, новой технологии, оборудования, новых методов разработки месторождений, то и сегодня они на самых передовых позициях.

В 2010 г. «Татнефть» ввела в эксплуатацию первую очередь нового нефтеперерабатывающего завода в Нижнекамске. Первый завод за последние 35 лет (мини-заводы не в счет).

Примером высокой эффективности работы может служить Иркутская нефтяная компания, которая за 10 лет увеличила добычу от нескольких тонн до 650 тысяч тонн в 2010 г.

Предстоит большая работа, чтобы малый бизнес получил права гражданства в нефтегазовой отрасли России.

В 2010 году исполнилось 50 лет со дня открытия первых нефтяных месторождений в Западной Сибири и 45 лет со дня создания Главтюменнефтегаза. Сегодня этот район дает около 70% добычи нефти и 93% добычи газа. В декабре прошлого года было проведено расширенное заседание Комитета ТПП по энергетической стратегии и развитию ТЭК, Союза нефтегазопромышленников России, Научного совета РАН «Стратегия и проблемы развития Западно-Сибирского нефтегазового комплекса на современном этапе».

Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс – живой, активно развивающийся организм еще длительное время будет основным районом нефтегазодобычи. Однако в его развитии имеются и накапливаются негативные тенденции.

После 2004 г. непрерывно падает добыча нефти в Ямало-Ненецком автономном округе; в последнее время снизилась добыча в Ханты-Мансийском автономном округе.

Несомненно, в регионе происходит ухудшение структуры запасов нефти, но утверждения, что 30% запасов на разрабатываемых месторождениях и 90% запасов на новых нерентабельны для разработки, требуют тщательной и объективной экспертизы с привлечением независимых отечественных специалистов. Ибо подобные утверждения звучали и раньше. В частности, утверждалось, что нерентабельным для разработки является Приобское месторождение. Для повышения эффективности Западно-Сибирского нефтегазового комплекса Минэкономразвития РФ, совместно с Минэнерго и другими заинтересованными ведомствами необходимо создать механизм мотивации компаний при поиске, разведке, разработке и освоении новых нефтяных и газовых месторождений в этом регионе, в т. ч. на шельфе Карского моря. Минэнерго РФ совместно с нефтяными компаниями, ведущими добычу в Западной Сибири, следует разработать программу внедрения новейших технологий повышения коэффициента нефтеотдачи. В этой связи уместно поставить вопрос о значительном повышении статуса ЦКР (Центральной комиссии по разработке месторождений).

В 2010 г. ЯНАО и ХМАО отметили 80-летний юбилей со дня образования. Облик их неузнаваемо изменился. Появились десятки новых городов, рабочих поселков, значительно выросло население. Премьер-министр страны В.В. Путин провел совещание в Новом Уренгое, где были рассмотрены состояние и перспективы развития газовой промышленности этого региона.

Развитие газовой отрасли Западно-Сибирского комплекса протекает более устойчиво, регион имеет надежную сырьевую базу, которая успешно пополняется, развивается планомерно. Однако в связи с постоянным исчерпанием запасов сухого метанового газа в гигантских залежах Надым-Тур-Тазовского междуречья перед газовой промышленностью Западной Сибири, и в первую очередь перед ОАО «Газпром», возникают сложные, инвестиционно емкие и требующие инновационных решений задачи.
Если оценить состояние нефтехимического машиностроения, то объемы потерь народного хозяйства за годы перестройки вдвое превысили потери экономики страны в период Великой Отечественной войны. 25% потребностей НГК в оборудовании удовлетворяются ежегодно зарубежными производителями. Нужна специальная целевая программа возрождения отечественного нефтегазового машиностроения.
Для поддержания и наращивания уровней добычи газа в Западной Сибири необходимо вводить в разработку газовые месторождения полуострова Ямал. Решение о необходимости ввода этих месторождений давно принято, но реализация его идет медленнее, чем намечалось. В определенной мере это объясняется влиянием глобального экономического кризиса и связанными с ним колебаниями спроса на газ на европейском рынке. Однако затягивание сроков реализации проекта снижает его экономическую эффективность. На совещании в Уренгое была поставлена задача: довести в обозримом будущем добычу газа в стране, значит в этом регионе, до 1 трлн м3. Задача интересная, напомню лишь, что тюменцы о ней говорили 30 лет назад.

Кроме того, была подчеркнута необходимость создания в этом регионе крупных производств по сжижению природного газа. Речь идет об объемах в 50 – 60 млн тонн СПГ. Это серьезная и интересная задача, реализация которой поручена быстро развивающейся и амбициозной компании «НОВАТЭК».
Представляется в этой связи достаточно интересным проведенный в 2010 г. «НОВАТЭК» эксперимент по проводке танкера с конденсатом по Северному морскому пути из Мурманска в Китай с использованием ледокола. Эксперимент оказался весьма успешным, что открывает хорошие перспективы для транспортировки СПГ в будущем в страны Азиатско-Тихоокеанского региона и в других направлениях. Этот путь значительно короче, чем через Суэцкий канал.

Наряду с развитием добычи сухого газа имеется необходимость в разработке более глубоких горизонтов, содержащих жирный газ. Нужно создавать большие мощности по его переработке с выделением конденсата, этана, пропан-бутана.

Кстати, в конце прошлого года Союз нефтегазопромышленников России совместно с французской фирмой ЖТТ (GTT – технология и транспорт газа) провели в рамках года Франции в России специальный семинар о перспективах развития технологии сжижения природного газа в нашей стране, имея в виду достаточно быстрый рост удельного веса СПГ на мировом рынке газа.
Политэкономия учит, что инвестиции надо вкладывать туда, где на вложенный рубль завтра получишь два, а послезавтра – три. С этих позиций наибольший и самый быстрый эффект дадут вложения в модернизацию нефтегазового сектора.

О стандартизации и модернизации нестандартно

В сентябре 2010 г. в Салехарде была проведена V-я Международная конференция по стандартизации.

Оглядываясь на 5-летний опыт работы нашего межотраслевого cовета, можно с полным основанием заявить о том, что решение о его создании было совершенно правильным и своевременным. Вместе с тем полного удовлетворения от деятельности МСС у меня, как его председателя, нет. В заслугу себе мы можем поставить реорганизацию технических комитетов, что привело к активизации деятельности некоторых из них. Прежде всего это касается ТК-23, ТК-431. Однако целый ряд ТК работает по-прежнему достаточно пассивно. Нет должного понимания важности технического регулирования и стандартизации у руководителей компаний нефтегазового сектора. Исключение – Газпром.

В вопросах стандартизации необходимо найти точки соприкосновения с создаваемыми саморегулируемыми организациями (СРО). Их уже создано несколько сотен, но в их организации и функциях много неясного, поэтому помимо внутренних стандартов необходимы еще и нормативные документы.

Если оценить состояние нефтехимического машиностроения, то объемы потерь народного хозяйства за годы перестройки вдвое превысили потери экономики страны в период Великой Отечественной войны. 25% потребностей НГК в оборудовании удовлетворяются ежегодно зарубежными производителями. Нужна специальная целевая программа возрождения отечественного нефтегазового машиностроения. Дело дошло до того, что буровые установки в массовом порядке закупаются в Китае.

Появились отдельные примеры доброй работы отечественных машиностроителей. В качестве примера можно привести акционерное предприятие «Новомет» из Перми, центробежные насосы которого значительно превосходят зарубежные аналоги. Жаль, что таких примеров мало.

Сегодня в России работают практически все ведущие мировые нефтегазовые компании – «ЭксонМобил», «Шелл», «Шеврон-Тексако», «ВР», «Шлюмберже», «Халибартон» и другие.
С участием иностранного капитала в 2009 г. добыто около 80 млн тонн нефти, или 16% от общей добычи. Ведутся работы по проектам СРП. Западные компании приносят не только инвестиции, но и новые технологии. В рамках проекта «Сахалин-2» построен первый в России завод по сжижению природного газа мощностью 9,6 млн тонн в год. В рамках проекта «Сахалин-1» пробурена с острова горизонтальная скважина длиной более 11,5 км, одна из самых протяженных в мире. На Салымском месторождении компания «Шелл» применяет химическое заводнение (смесь – щелочь, полимер, ПАВ), что позволяет увеличить нефтеотдачу в 1,5 – 2 раза. Там же апробируется концепция умных месторождений. Максимальное количество измерений и контроля дает возможность оптимизировать работу всех промысловых объектов и формировать модель месторождения, иметь полную и объективную информацию о состоянии коллектора.

Я остановился подробно на работе иностранных компаний потому, что провозглашенный президентом Д.А. Медведевым курс на модернизацию может остаться лозунгом, если под этот курс не подложить конкретный план деятельности каждого хозяйствующего субъекта, органов власти, общественных организаций. Политэкономия учит, что инвестиции надо вкладывать туда, где на вложенный рубль завтра получишь два, а послезавтра – три. С этих позиций наибольший и самый быстрый эффект дадут вложения в модернизацию нефтегазового сектора.

В отрасли имеются примеры инновационного подхода. Это компания «РИТЭК», о которой мы уже упоминали, ЛУКОЙЛ, «Татнефть», ТНК-ВР, «Сургутнефтегаз» и ряд других.

Как повысить коэффициент удачи?

Передовые технологии геологии и разработки используются в компании «Роснефть». Моделирование формирования углеводородных систем сокращают геологические риски на 30 – 40%. Современные методы обработки данных сейсмики также позволяют повысить коэффициент удачи. Поддержание энергии пласта путем закачки газа в пласт в конечном итоге позволяет повысить КИН. Впервые в России применены интеллектуальные скважинные системы управления притоком (эквалайзеры), что также влияет на повышение КИН.

Можно отметить важные успехи ушедшего года. К примеру, обустройство Ванкорского месторождения в условиях вечной мерзлоты. Здесь с 36 кустовых площадок с минимальным экологическим ущербом пробурено 425 скважин.

Специалистами фонда им. Н.К. Байбакова (Н.А. Богатов) разработаны методы продления срока службы насосно-компрессорных труб. Ежегодное потребление НКТ – 350 – 380 тыс. тонн, в т. ч.100 – 120 тыс. тонн для новых скважин. Остальное идет на замену изношенных, на что расходуется около 10 млрд руб. Метод, получивший название лейнирование, заключается в том, что в НКТ вставляется специальная тонкостенная труба из низколегированной или нержавеющей стали. Работоспособность таких труб подтверждена эксплуатацией в течение более года. При применении этого метода на 25 – 30%, по сравнению с закупкой новых труб, уменьшаются финансовые затраты, в 2 раза снижается энергоемкость (общая) восполнения эксплуатационного фонда НКТ.

Есть разработки по продлению срока службы штанг для станков-качалок.

Однако стройной системы управления инновационным процессом ни в отдельных компаниях, ни в целом в отрасли нет. Нет даже критериев, какую компанию можно назвать инновационной. Для решения этой задачи целесообразно разработать некий стандарт или положение, в крайнем случае – методическое пособие. Необходим и механизм стимулирования внедрения новых технологий, для чего следует подумать о создании специальной производственной структуры.

Глубоко убежден, что будущее нефтяной и газовой промышленности не зависит от нынешних цифр добычи. Оно зависит от того, какие новые прорывные технологии будут использоваться нефтяными компаниями, какое новое оборудование мы сможем применить, какие новые методы разработки сложных и трудных месторождений будут использованы. Это значит, в нынешних условиях, при ориентации на модернизацию, неизмеримо возрастает роль науки – фундаментальной, отраслевой, вузовской, смежной. Ведь многие открытия происходят на стыке наук. Заслуживает всяческой поддержки творческое сотрудничество «Транснефти» и НПО «Энергомаш», «Роснефти» и РАН, «РИТЭК» и Центра им. Келдыша.

В прошлом году на одной из конференций в Москве один из руководителей компании «Шелл» приводил такие цифры затрат на НИОКР: в 2007 г. – 1,2 млрд долл., в 2008 – 1, 266 млрд долл., в кризисном 2009 г. они составили более 1 млрд долл. Для сравнения можно сказать, что затраты на НИОКР всех нефтяных российских компаний вместе с Газпромом составляют около 250 млн долл. в год. Учитывая постоянно меняющиеся условия мирового рынка, важнейшим элементом устойчивого развития нефтегазового комплекса является грамотное, профессиональное управление отраслью. Но это уже отдельная большая тема.

Завершая, можно сказать еще о нескольких важных событиях ушедшего года. Создано объединение работодателей нефтяной и газовой промышленности, широко отмечены 90-летний юбилей отраслевого журнала «Нефтяное хозяйство», 80-летие Университета нефти и газа им. Губкина.

Были и печальные события – проводили в последний путь Виктора Степановича Черномырдина, Шагена Сааковича Донгаряна.

Жизнь продолжается. Впереди – много новых проблем и задач.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Шмаль Г.И.

    Шмаль Г.И.

    к.т.н., президент Союза нефтегазопромышленников России

    The author speculates on the results of 2010 and the near-term prospects of Russian oil and gas complex development.

    Просмотров статьи: 3277

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru