В соответствии с Энергетической стратегией Российской Федерации на период до 2035г., утвержденной распоряжением Правительства РФ № 1523-р от 9 июня 2020 г., развитие внутреннего рынка высокотехнологичных сервисных и инжиниринговых услуг названо одной из ключевых задач развития нефтяной промышленности.
Отечественный рынок нефтесервиса представлен широким спектром предоставляемых услуг – геофизические и геологоразведочные работы, бурение и обслуживание скважин, нефтепромысловые услуги, обслуживание наземного и подземного оборудования, увеличение нефтеотдачи и др. Однако наибольший удельный вес в структуре нефтесервисного рынка России занимает бурение разведочных и эксплуатационных нефтегазовых скважин различной глубины, диаметра и способа эксплуатации.
Перспективные направления и первоочередные задачи развития рынка бурения скважин во многом определяются внутренними факторами и тенденциями в секторе добычи и воспроизводства минерально-сырьевой базы углеводородов. Так, устойчивая тенденция развития нефтегазового комплекса России – это изменение географии добычи, ухудшение горно-геологических условий поиска, разведки и добычи углеводородного сырья. В традиционных районах нефтедобычи (Западной Сибири, Северном Кавказе, Урало-Поволжье) происходит увеличение глубины залегания продуктивных горизонтов, рост обводненности остаточных запасов, уменьшение пластового давления, усложнение геологического строения месторождений и т. д. [1]. В новых крупных районах нефтедобычи (Восточная Сибирь, Дальний Восток, шельф) пока низок уровень геологической изученности территорий и акваторий, поэтому возможны открытия новых крупных месторождений, однако уже сейчас очевидно, что горно-геологические условия их освоения сложнее, чем в старых районах, а объем инвестиций – существенно выше [2].
В последние годы актуальным фактором риска для развития нефтесервиса в России стали ограничения по объемам добычи нефти согласно сделкам ОПЕК и ОПЕК+, которые привели не только к замедлению прироста объемов эксплуатационного и разведочного бурения, но и вынужденной консервации активной части фонда скважин.
Вместе с тем, рост объема бурения и, как следствие, поддержание и увеличение добычи нефти в России определяет устойчивость не только нефтегазового комплекса, но и экономики страны в целом. Поэтому развитие рынка высокотехнологичных сервисных и инжиниринговых услуг является одной из приоритетных национальных задач [3]. Для повышения эффективности отечественного нефтесервиса необходима глубокая модернизация, в первую очередь, преодоление технико-технологического отставания бурового сервиса, устранение морального и физического износа парка буровых установок, повышение темпов обновления материально-технической базы, а также подготовка квалифицированных кадров.
Тенденции развития рынка бурения скважин
Рынок бурения является ключевым индикатором состояния нефтесервисного рынка в целом, так как на него приходится более 35 % от всего объема нефтесервисного рынка, а с учетом сопутствующих сервисов – свыше 50%[4]. В денежном выражении в 2019 г. рынок бурения оценивался более, чем в 37 млрд руб. Поэтому сложившиеся тенденции на рынке бурения скважин будут характерны для всех сопутствующих сегментов, таких как сопровождение бурения, цементирование, ГИС и др.
Бурение скважин подразделяется на эксплуатационное и разведочное. В последние 10 лет отмечается тенденция роста объемов эксплуатационного бурения, в то время как данные по разведочному бурению показывают незначительные колебания. Эксплуатационное бурение увеличилось почти в 2 раза – до 27,3 млн м в 2019 г. по сравнению с 14,0 млн м в 2009 г. (рис. 1). Рост объемов эксплуатационного бурения в целом по России в последние годы был достигнут за счет увеличения бурения в Западной и Восточной Сибири, разведочного– на Волго-Урале и в Восточной Сибири [5, 6].
Несмотря на замедление в 2019 г. объемов бурения, в первую очередь, эксплуатационного, рынок имеет значительный потенциал роста. Основным драйвером роста в 2020–2030 гг. станет бурение на истощившихся месторождениях Западной Сибири с целью сдерживания падения добычи на них, а также бурения ниже лежащих продуктивных горизонтов и поиск «пропущенных» залежей.
В период 2020–2023 гг. будет происходить интенсивное освоение новых месторождений в Восточной Сибири, в связи с чем увеличатся объемы эксплуатационного бурения в этом регионе [7]. В настоящее время на востоке страны наблюдается сокращение добычи нефти из-за перехода к падающей стадии добычи базовых месторождений – Ванкорского в Красноярском крае, Верхнечонского в Иркутской области и Талаканского в Республике Саха (Якутия). Однако происходит активная доразведка соседних и открытие новых месторождений для поддержания добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха для удовлетворения внутреннего спроса, наполнения и окупаемости магистрального трубопровода ВСТО, а также выполнения взятых международных обязательств по поставке нефти в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), прежде всего в Китай. Это послужит еще одной поддержкой увеличению эксплуатационного бурения.
Организационная структура рынка бурения скважин
Сегодня буровой сервис представлен широким спектром организаций – независимыми организациями, представителями зарубежных компаний, аффилированными лицами с крупнейшими интегрированными структурами в нефтегазовом бизнесе. Специфической чертой отечественного рынка буровых услуг является принадлежность значительной части основных производственных фондов подразделениям вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК). Буровые установки и оборудование входят в состав активов головных компаний и практически недоступны независимым компаниям на открытом рынке, объективной причиной этому послужили организационные преобразования начала 2000-х гг. [8]. Однако в последние годы прослеживается тенденция выделения из состава буровых подразделений как непрофильных активов и развития аутсорсинга как механизма оптимизации затрат.
В 2019 г. крупнейшей компанией по объему эксплуатационного бурения является «Роснефть», ее доля в организационной структуре составляет 35 % (9561,9 тыс.м). Эта компания впервые за последние 5 лет сократила темпы проходки в эксплуатационном бурении и достаточно существенного падения на 17 % или почти на 2 млн м (рис. 2). Однако падение проходки не повлияло критически на объемы добычи нефти, которые по итогам 2019 г. практически равнозначны 2018 г. «Роснефть» фокусируется на строительстве высокотехнологичных скважин, которые обеспечивают более эффективную разработку залежей и повышение нефтеотдачи пласта по сравнению с бурением наклонно-направленных скважин.
Компании «Сургутнефтегаз» и «ЛУКОЙЛ» занимают 18 и 13 % соответственно от объема эксплуатационного бурения по стране в целом. Одной из устойчивых тенденций в изменении организационной структуры рынка бурения эксплуатационных скважин за последние 10 лет является планомерное снижение доли компании «Сургутнефтегаз» (упала с 25 % в 2010 г. до 18 % в 2019г., но объем эксплуатационного бурения увеличился с 4,2 до 4,95 млн м) и значительном росте доли компании «Роснефть» (с 27 % в 2010 г., с учетом «ТНК BP», до 42 % в 2018 г., объем эксплуатационного бурения вырос в два раза – до 11,6 млн м). Также растет доля прочих производителей и сокращается доля компаний «ЛУКОЙЛ» и «Газпром нефть».
По объемам разведочного бурения в 2019 г. крупнейшими компаниями стали «Сургутнефтегаз» (21 %), «Роснефть» (18 %) и «ЛУКОЙЛ» (16 %). Значительно возросла доля прочих производителей – до 17 % (рис. 3).
За период 2010–2018 гг. отмечена тенденция роста доли компании «Роснефть» и увеличения ее объема бурения в 4,4 раза – до 270 тыс. м в 2018 г. Однако в 2019 г. она сократилось до 207 тыс. м, компания замедлила темпы проходки бурения в целом. Учитывая ранее проведенную масштабную работу по сейсморазведке в стратегически важных регионах присутствия, компания продолжает обработку и интерпретацию полученного значительного объема сейсморазведочных данных, по результатам которых будет проводиться поисково-оценочное бурение в будущем.
Также сокращается доля и абсолютные значения объемов разведочного бурения компании «Сургутнефтегаз».
Динамика изменения эксплуатационного фонда скважин
Эксплуатационный фонд скважин подразделяется на действующие и бездействующие скважины, причем, к числу действующих относятся скважины, находившиеся в работе в отчетном периоде хотя бы непродолжительное время.
В 2019 г. эксплуатационный фонд скважин составил 180 тыс. шт., что почти на 3 тысячи больше (+1,6 %), чем в 2018 г. Начиная с 2009 г., количество скважин, состоящих в эксплуатационном фонде, увеличивалось в среднем на 2 % ежегодно, за исключением падения в 2015 г. в кризисный период (рис. 4).
Однако ввиду ухудшения качества сырьевой базы и истощения запасов месторождений величина среднесуточного дебита одной нефтяной скважины постоянно сокращалась в последние 10 лет, с 10,6 т в 2009 г. до 8,5т в 2019 г. Исключение составил 2018 г., когда уровень среднесуточного дебита поднялся до значения 2016 г.
К бездействующему фонду относятся скважины, не работающие более одного календарного месяца. Они могут быть остановлены в текущем году или переведены в нерабочее состояние за предыдущие годы.
В 2019 г. доля бездействующих скважин составила минимальное значение за весь рассматриваемый период– 8% (14,5 тыс. шт.). За период с 2008 г. по 2019 г. динамика бездействующего фонда скважин была непостоянной. Однако определяется общий тренд на уменьшение доли бездействующих скважин в общем эксплуатационном фонде скважин почти в 2 раза (рис 5).
В условиях нестабильной ценовой конъюнктуры компаниям становится выгодно повышать эффективность использования уже созданных основных фондов, в том числе расконсервировать часть фонда скважин. Способствует повышению эффективности развитие методов и программных комплексов интерпретации данных ГИС прошлых лет с целью поиска «пропущенных» залежей или бурение до ниже лежащих продуктивных горизонтов. Так, например, происходит в Сургутском нефтегазоносном районе при освоении тюменской свиты [9].
Структура способов эксплуатации фонда скважин
Наиболее распространенным способом эксплуатации нефтяных скважин является насосный. За период с 2010г. по 2019 г. около 80 % всех вводимых скважин эксплуатировалось с помощью установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), около 11 % – штанговых глубинных (скважинных) насосов (ШГН) (рис. 6).
Жидкие углеводороды могут быть также извлечены посредством фонтанного или газлифтного способов эксплуатации. Фонтанный способ эксплуатации нефтяной скважины подразумевает поднятие жидкостей от забоя наверх по всей скважине, стимулятором чего будет только энергия продуктивных пластов. В основном используется при разработке месторождений с высоким пластовым давлением, на ранних стадиях их освоения и с легкой нефтью. К преимуществам такого способа относится его высокая экономичность, поскольку подъем происходит естественным путем, за счет энергии пласта и не требует дополнительных затрат.
Для организации добычи жидких углеводородов может применяться газлифтный способ эксплуатации скважин. При этом способе подаваемый газ перемешивается с жидкостью в пласте, и полученная смесь приобретает меньшую плотность. Снижение давления в забое позволяет увеличить приток нефти и газа и ее поднятие наверх по стволу скважины.
Динамика ввода в эксплуатацию новых скважин
В 2019 г. было введено 7861 ед. новых скважин в России, что на 115 (1,5 %) больше, чем в 2018 г. В то же время средняя глубина законченных эксплуатационным бурением новых скважин уменьшилась на 93 м. В целом за период с 2010 г. по 2019 г. объем ежегодного ввода добывающих скважин увеличился на 36 % – с 5802 ед. в 2010 г. до 7861 ед. в 2019 г. При этом средняя глубина этих скважин выросла на 22 % – с 2848 м в 2010 г. до 3474м в 2019 г. (рис. 7).
Важно отметить, что компания «Роснефть» превратилась в одного из технологических лидеров отрасли– по суточной проходке (56,7 тыс. м) и числу вводимых скважин (3,4 тыс. новых скважин в 2018 г., 48 % из которых – горизонтальные). Основной тенденцией российского рынка бурения в 2019 г. стал масштабный рост горизонтального бурения. На его долю приходится половина всех буровых работ. В перспективе эта технология, позволяющая организовать добычу нефти на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами (тонкая мощность продуктивного горизонта или наличие коллектора с низкими фильтрационно-емкостными свойствами), увеличить дебит скважин и способствующая повышению коэффициента отдачи пласта, будет находить все большее применение среди нефтегазовых компаний.
В последние 5 лет на новые месторождения России со сроком ввода в эксплуатацию не старше 5 лет приходится в среднем около 34 млн т добычи нефти (около 7 %) ежегодно, а в 2019 г. добыча нефти на этих месторождениях достигла значения 41,3 млн т (рис. 8).
В 2019 г. нефтяными компаниями введены в эксплуатацию более десятка знаковых месторождений. Наиболее крупное из них – Западно-Эргинское в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре. Извлекаемые запасы месторождения составляют 23 млн т нефти.
В последний год было введено 569 добывающих скважин на новых месторождениях со сроком ввода в эксплуатацию не старше 5 лет – данный показатель на уровне 2017 г. Динамика ввода скважин не постоянна, пиковые падения до 405–414 ед. пришлись на послекризисные 2015–2016 гг. Изменения значений среднесуточного дебита следуют за динамикой ввода новых скважин. При этом значение 2019 г. достаточно сильно снизилось по сравнению с 2012 г. – с 246 до 199 т в сутки (рис. 9).
За последние 10 лет средний дебит скважин по всем новым месторождениям достаточно сильно колебался, но в итоге возвращался к уровню 2010 г., при этом бурить приходится почти в два раза больше. Себестоимость добычи в России, включая операционные (OPEX) и капитальные (CAPEX) затраты, находится на уровне $9–20 за баррель в зависимости от проекта. Но, несмотря на это, новые месторождения вводятся в эксплуатацию, и добыча на них продолжает расти, достигая максимальных значений в рассматриваемый период.
ВЫВОДЫ
Усложнение условий освоения нефтегазовых ресурсов, наряду с постоянным совершенствованием технологического уровня поиска, разведки и добычи – общемировая тенденция. Наблюдаются разнонаправленные процессы, происходящие под воздействием технического прогресса и естественных закономерностей добывающих отраслей:
1. Наблюдается устойчивая тенденция роста объемов эксплуатационного бурения – почти в 2 раза за последние 10 лет. В то время, как объем разведочного бурения изменялся незначительно, что характеризует новый принцип воспроизводственного процесса в нефтяной промышленности. В условиях ухудшения ценовой конъюнктуры нефтяные компании проводят корректировку инвестиционных программ и, в первую очередь, сокращают затраты на геологоразведочные работы. Компании ежегодно обеспечивают прирост запасов нефти в объеме, необходимом только для восполнения текущей добычи, поскольку волатильность нефтяных цен и параметров фискальной политики не располагают к долгосрочным и рискованным инвестициям в расширенное воспроизводство МСБ.
2. В структуре способов эксплуатации скважин преобладает насосный способ, доля которого возросла с 77% в 2010 г. до 80–84 % к 2019 г., при этом доля фонтанного способа практически не изменилась и находится на уровне 8 %.
3. В последние годы, несмотря на широкое применение методов интенсификации добычи нефти и ввода ряда новых крупных объектов в разработку, средний дебит скважин по отрасли продолжает сокращаться, уменьшившись почти на 20 % за последние 10 лет до 8,5 т/сут., в то время как дебит на новых месторождениях (не старше 5 лет) колеблется на уровне около 200 т/сут.
4. Эксплуатационный фонд скважин вырос на 18 % за период 2009–2019 гг., а доля бездействующих скважин сократилась в 2 раза, что обусловлено увеличением интенсивности работы отрасли в условиях нестабильной ценовой конъюнктуры и повышением эффективности эксплуатации уже созданных основных фондов.
5. Ухудшение условий добычи подтверждает непрерывный рост средней глубины законченных эксплуатационным бурением скважин до 3,5–3,8 тыс. м, что отражает общую тенденцию освоения более низких горизонтов, при этом технологии бурения также совершенствовались – проходки на одно долбление увеличились почти в два раза.
Благодарность
Работа выполнена при финансовой поддержке Российского фонда фундаментальных исследований в рамках научного проекта № 18-310-20010 и Гранта Президента РФ поддержки ведущих научных школ № НШ-2571.2020.6.
