|
||||
|
||||
Ан. Н. Янин "Груз-300" нефтяной отрасли Югры. Анализ истории и прогноз добычи нефти по округуСИТУАЦИЯ В НЕФТЕДОБЫЧЕ ПО РОССИИ НА НАЧАЛО 2007 г. Энергетическая безопасность России в значительной степени зависит от точности прогноза добычи нефти на перспективу. Составление качественного прогноза — очень сложная инженерная и геолого-экономическая задача, которая не мотет быть решена путем проспи графической экстраполяции исторических данных. Однако именно тан чаще всего поступают неспециалисты в нефтедобыче.Анализ [1] публикаций на эту тему показывает наличие у большинства авторов необоснованной эйфории по поводу возможностей России но наращиванию добычи нефти. Известно, что темп прироста добычи нефти по России за последние годы значительно снизился: 2003 г. — 11%; 2004 г. - 8,9%; 2005 г. - 2,4%; 2006 г. — 2,2%. И это при росте ежегодного объема эксплуатационного бурения за указанный период на 35%. Тем не менее, несмотря на практическое прекращение прироста, из статьи в статью [3, 4] до сих пор кочуют уверения о том, что добыча нефти в России возрастет к 2010 г. до 496 — 515 млн. тонн, а к 2015 г. — до 507 — 540 млн. тонн. Некоторые авторы [5] даже всерьез полагают, что к 2030 г. добыча нефти по стране увеличится до 600 млн. т/год. К сожалению, ничего приближенного к указанным ориентирам нефтедобычи по России ожидать не приходится.Критический анализ чрезмерно оптимистических прогнозов приведен автором в статье [1], в которой расчеты нефтедобычи (с конденсатом) по России на 2 года вперед оказались точными и практически совпали с фактически полученной добычей нефти (табл. 1) Есть все основания полагать, что Россия в 2006 г. уже вышла на свой второй (1-й был в 1987 г. — 569,5 млн. тонн при объеме эксплуатационного бурения — 37,6 млн. м/год) исторический пик добычи нефти, и дальнейший рост добычи нефти по стране невозможен. Более того, с позиций макроэкономики он нецелесообразен. России вообще нет необходимости добывать более 400 млн. т/год. По уточненной оценке добыча нефти по России составит в 2007 г. — 480 млн. тонн, в 2008 г. — 475 млн. тонн, в 2009 г. — 468 млн. тонн, в 2010 г. — 460 млн. тонн, а в 2015 г. — 416 млн. тонн.Если внутреннее потребление нефти возрастет с 207 млн тонн в 2005 г. до 230 млн тонн в 2015 г. [4], то для экспорта, при добыче, оцененной нами, в 2015 г. останется лишь 186 млн тонн. Как же быть в этом случае с обещанным [4] Западу и Востоку ростом экспорта нефти до 300 млн тонн? Как будет выглядеть Россия перед своими энергетическими партнерами — потребителями нефти?Таким образом, точность планирования добычи нефти на перспективу имеет для России огромное стратегическое и политическое значение. В этой связи значительный интерес представляет анализ дальнейшей ситуации с возможным развитием нефтедобычи по основному региону страны — ХМАО в ближайшие годы. ИЗ ИСТОРИИ НЕФТЕДОБЫЧИ ПО ХМАО**) Известно, что едва ли не 9/10 общероссийской добычи нефти приходится на Уральский и Приволжский федеральные округа. Сюда входят также такие ключевые нефтедобывающие субъекты РФ, как: ХМАО, ЯН АО, Татарстан, Башкортостан, Самарская и Оренбургская области, Пермский край, Удмуртия. Кроме двух указанных федеральных округов возрастающую роль в нефтедобыче играет и Северо-Западный федеральный округ (Республика Коми и НАО).Однако в течение последних 33 лет, начиная с 1974 г., наиболее значимую, ключевую роль в нефтедобыче играет только один субъект России — ХМАО Тюменской области.Добыча нефти в Западной Сибири (именно в ХМАО) началась 44 года назад — в мае 1964 г. Тогда в пробную эксплуатацию были введены Мегионское, Трехозерное и Усть-Балыкское (объект БС1-5) месторождения с годовой добычей нефти — 209 тыс. тонн и дебитом нефти — 192 т/сут. Для справки: за весь период эксплуатации из недр этих месторождений добыто около 220 млн тонн нефти (из них 2/3 приходится на Усть-Балыкское, БС1-5), однако в 2006 г. они были истощены и обеспечивали уже менее 1% годовой добычи по округу.В 1965 г. был создан «Главтюмен-нефтегаз» — уникальная организация, сыгравшая огромную роль в становлении нефтедобывающей промышленности Западной Сибири. Главк просуществовал 25 лет — до 1990 г.В период 1965 — 1973 гг. объемы добычи углеводородного сырья в округе динамично росли. Через 11 лет, в 1974 г., ХМАО вышел на уровень годовой добычи нефти, превышающий 100 млн т/год, еще через 3 года (в 1977 г.) — свыше 200 млн т/год, а в 1980 г. — свыше 300 млн т/год. В 1977 г. в округе были образованы первые производственные нефтедобывающие объединения: «Нижневар-товскнефтегаз», «Сургутнефтегаз», «Урайнефтегаз», «Юганскнефтегаз», входившие тогда в состав «Главтюмен-нефтегаза».Период добычи нефти, свыше знаковой «планки» в 300 млн т/год, длился вокруге довольно долго — 11 лет (с 1980 по 1990 гг.). Его можно заслуженно назвать «золотым этапом» нефтедобычи по ХМАО и всей Тюменской области в целом (табл. 2). Именно в этот период своего максимального значения достигла добыча нефти по большинству уникальных и крупнейших месторождений: Самотлор, Мамонтовское, Федоровское, Талин-ское, Лянторское, Южно-Ягунское, Южно-Сургутское, Западно-Сургутское, Повховское, Аганское, Варьеганское, Покачевское, Северо-Варьеганское.За указанные «золотые» 11 лет по округу было пробурено 169,1 млн м эксплуатационного метража, или в среднем по 15,372 млн м/год. Из недр округа за этот период было извлечено 3,750 млрд тонн нефти, т.е. в среднем добывалось по 340,9 млн т/год.Максимальная годовая добыча нефти в ХМАО достигала в 1985 г. 360,8 млн тонн и 360,4 млн тонн в г., т.е. в эти годы из недр округа ежесуточно извлекалось почти по миллиону тонн нефти. Это соответствовало 63% добычи нефти по всей России. Максимальные годовые объемы эксплуатационного бурения по округу при этом впечатляли: 1987 г. — 20,115 млн м;г. — 20,881 млн м; 1989 г. — 21,410 млн м. Ныне такие рекордные годовые объемы проходки обеспечиваются по округу лишь в сумме за 3 года (например, за 2004 — 2006 гг.).Максимальный темп отбора начальных промышленных запасов нефти введенных в эксплуатацию месторождений в 1983 — 1988 гг. составлял примерно 3% в год, а от текущих извлекаемых запасов 3,7 — 4,5%. В 2005 г. эти темпы составили ориентировочно 1,7 и 3,4%, в 2006 г. - 1,75 и 3,6% соответственно.Если сложить в один условный год максимальные уровни добычи нефти по 20 крупнейшим нефтяным месторождениям ХМАО, этот максимум превысит 420 млн т/год. Из них на уникальный Самотлор приходится 158,9 млн тонн в 1980 г., Мамонтовское — 35,2 млн тонн в 1986 г., Федоровское — 35,1 млн тонн в 1983 г., а сумма по трем месторождениям — 229,2 млн тонн.Напомним, что в 1980 г. одно только сверхгигантское Самотлорское месторождение обеспечивало 53% от добычи нефти по ХМАО и 31% общероссийской добычи.В связи с вводом высокопродуктивных запасов, сосредоточенных в мощных однородных коллекторах, средний дебит нефти составлял в 1970 г. — около 100 т/сут., в 1975 г. — 134 т/сут., в 1980 г. — 90 т/сут. Однако в дальнейшем из-за резкого ухудшения качества вновь вводимых запасов и горно-геологических условий нефтеизвлечения, роста обводненности продукции к 1990 г. средний дебит нефти снизился почти в 5 раз — до 19 т/сут. Для ТЭКа ХМАО приближались самые тяжелые времена.Последующие 10 лет (1991 — 2000 гг.) «перестроечного» периода можно назвать «кризисным этапом» в нефтедобыче округа. Здесь произошло обвальное падение добычи нефти до минимального уровня — 164,7 млн т/год в 1996 г., т.е. в 2,2 раза меньше ранее достигнутого максимального уровня. Объем эксплуатационного бурения снизился против максимального в 6,5 раза — до 3,299 млн м в 1998 г.За рассматриваемые кризисные 9 лет суммарная добыча нефти по округу составила 1,899 млрд тонн (или 190 млн т/год), что было в 1,8 раза ниже среднегодовой добычи нефти в предыдущий «золотой» период. В 1999 г. по округу было добыто 169,6 млн тонн нефти.В 2000 г. длительный болезненный переход на рельсы рыночной экономики завершился. Собственность была поделена между ВИНК. Добыча нефти несколько подросла и составила 180,5 млн т/год.Далее началось возрождение ТЭК ХМАО, т.е. повторный значительный подъем добычи нефти, которая в 2006 г. достигла по округу максимума — в 275,6 млн т/год. При этом объемэксплуатационного бурения увеличился более, чем вдвое, по сравнению с кризисным 1999 г.Проведение большого комплекса геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти, применение интенсивных технологий (в т.ч. и «западных» в виде предельного «форсажа» добычи) привело к существенному росту дебитов скважин по пробуренному эксплуатационному фонду как по жидкости, так и по нефти.Например, если в 1999 г. средний дебит нефти эксплуатационных скважин по округу составлял 10,4 т/сут., то к 2005 — 2006 гг. он вырос почти в 1,5 раза. При этом дебит новых скважин по нефти увеличился вдвое. А КАК В ДРУГИХ РЕГИОНАХ? Отметим, что нефтедобывающая промышленность ХМАО пережила «перестроечный период» тяжелее, чем остальные нефтяные регионы России, где суммарная добыча отличалась более устойчивой динамикой (табл. 3, рис. 1).
Если добыча нефти по ХМАО в кризисный период упала до минимального уровня 165 млн тонн (в 1996 г.), что в 2,2 раза ниже максимального — 361 млн. тонн, то по остальным нефтедобывающим районам РФ (без ХМАО) в этот период снижение было существенно меньшим — с 215,2 млн. тонн (1989 г.) до 135,4 млн. тонн (в 1999 г.), или в 1,6 раза.Период падения более чем на 50% от максимального уровня отбора нефти в ХМАО длился 7 лет (1994 — 2000 гг.). По остальным же регионам России такой период 2-кратного снижения добычи нефти — вообще отсутствовал.Таким образом, нефтяной комплекс ХМАО в силу каких-то глубинных причин (удаленность, трудные климатические условия, длительные «клановые войны» за право обладания углеводородными ресурсами в богатом регионеи т.д.) оказался существенно более уязвимым к экономической перестройке отрасли, чем прочие районы страны. ОБЕСПЕЧЕННОСТЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ ПО ХМАО ЗАПАСАМИ Известно, что ХМАО является ключевым нефтедобывающим субъектом РФ, на него приходилось в последние годы 55 — 57% общероссийской добычи нефти.Согласно данным, опубликованным Центром рационального недропользования ХМАО, в округе открыто 440 месторождений нефти, из них введено в разработку — 204.Ресурсный углеводородный потенциал округа значителен. Ни один из других нефтедобывающих регионов страны не может с ним сравниться сейчас и вряд ли это случится в будущем.Судя по опубликованным данным, суммарные (разведанные и предварительно оцененные) начальные извлекаемые запасы нефти по ХМАО, очевидно, приближаются к 20 млрд тонн. Из них на предварительно оцененные запасы приходится около 17%.На начало 2007 г. накопленная добыча нефти по округу составляла 8,485 млрд тонн. Таким образом, уже извлечено чуть более половины начальных разведанных запасов нефти.Тем не менее разведанные оставшиеся извлекаемые запасы (ОИЗ) нефти по округу весьма велики. Их доля в общих текущих промышленных запасах нефти по России, очевидно, примерно соответствует доле текущей добычи нефти округа.Отметим, что текущие извлекаемые запасы нефти промышленных категорий по ХМАО составляют примерно 4,9% от общемировых доказанных запасов нефти в 2005 г.На указанные ОИЗ (плюс на часть запасов категории С2) в ХМАО может быть рентабельно пробурено еще 70 — 80 тыс. новых скважин с общим объемом проходки 210 — 240 млн м. Отметим, что этот перспективный для бурения фонд по количеству вполне сопоставим с имеющимся эксплуатационным фондом скважин по ХМАО в 2005 - 2006 гг.Таким образом, недра округа обладают значительным потенциалом для дальнейшего устойчивого обеспечения страны «черным золотом». Нефть в Юг-ре будут добывать как минимум до конца XXI века, но что принципиально важно отметить: уже не по «восходящей», а по «нисходящей», медленно падающей динамике.Для дальнейшего наращивания добычи нефти в ХМАО в ближайшие годы сколько-нибудь серьезных возможностей у нефтедобывающих компаний нет.Практически все они (кроме возможностей по увеличению объемов эксплуатационного бурения и количества зарезок боковых стволов) почти полностью были исчерпаны в предыдущие 5 лет интенсивного «скачка» нефтедобычи.В 2005 г. добыча нефти по ХМАО достигла 267,3 млн. тонн (что, кстати, впервые превысило добычу нефти в целом по США — 254,2 млн. тонн) и составила 7,5% от общемировой добычи нефти в объеме 3564 млн. т/год.Принципиально важно отметить, что темпы прироста (%) добычи нефти по ХМАО в последние годы значительно снизились, хотя и несколько превышали таковые по прочим регионам и по России в целом:В 2006 г. уровень добычи нефти по округу увеличился на 8,3 млн. тонн и достиг 275,6 млн. тонн. Это самый максимальный уровень добычи нефти по округу за последние 15 лет. Однако заметим, что он составляет лишь 76% от ранее достигнутого в истории (1985 г.) максимального уровня добычи нефти. По прочим регионам России (без ХМАО) добыча нефти восстановилась до уровня 95% от ранее достигнутого максимального — 215,2 млн. тонн (1989 г.). Потенциал других регионов оказался использован более эффективно, чем в ХМАО.
ЧТО ЖЕ ВПЕРЕДИ? Сейчас чрезвычайно актуален вопрос: как же поведет себя динамика добычи нефти по ХМАО в самые ближайшие годы? Существующие прогнозы на этот счет в массе своей весьма радужны и, в основном, сводятся к тезису: «Добыча нефти росла — и будет расти!».Например, А. Шпильман, директор Научно-аналитического центра рационального недропользования ХМАО, считает [6], что «к 2009 г. добыча нефти по округу возрастет до 308 млн тонн, несколько лет продержится «на полке», а затем (т.е. только ~ с 2015г. — Авт.) медленно начнет сокращаться».Опубликованная официальная точка зрения правительства ХМАО на сей счет также весьма оптимистична. В прогнозе [7] социально-экономического развития ХМАО на ближайшие 3 года даже минимальный «Инерционный сценарий» предполагает дальнейший непрерывный рост добычи нефти: 2007 г. — 288 млн тонн (+12,4 млн тонн прироста); 2008 г. — 295 млн тонн (+7 млн тонн); 2009 г. — 301,8 млн тонн (+6,8 млн тонн). Некоторые серьезные специалисты по ТЭК округа считают [3], что в период до 2010 г. уровень добычи нефти по ХМАО вполне может достичь 305 млн т/год.Автору статьи эти прогнозы дальнейшего монотонного роста нефтедобычи по ХМАО представляются нереальными, неоправданно оптимистичными. Ведь сколько-нибудь ощутимые рычаги влияния на формирование дальнейшей динамики нефтедобычи в округе к настоящему времени в значительной степени исчерпаны. Возможности для дальнейшего форсирования деби-тов жидкости по пробуренному фонду минимальны. Кроме того, ситуация с приростом запасов сложилась явно неудовлетворительная. Ожидаемый за счет ГРР, т.е. реальный прирост извлекаемых запасов нефти по итогам 2006 г., судя по опубликованным данным, ожидается в ХМАО в объеме примерно 100 млн тонн, или 1/3 часть от добычи нефти за год. Анализ среднесуточной добычи нефти по округу показывает, что она достигла своего максимального значения в августе 2006 г. Далее ее рост прекратился, и даже наметилось незначительное ее снижение: Сентябрь — 765,742 тыс. т/сут. Октябрь — 759,617 тыс. т/сут. Ноябрь — 758,850 тыс. т/сут. Декабрь — 758,067 тыс. т/сут.Среднесуточная добыча нефти по округу в декабре 2006 г. была лишь на 0,8% больше, чем в декабре 2005 г. (751,8205 тыс. т/сут.). И это при том, что объемы эксплуатационного бурения и ввод новых скважин в 2005 — 2006 гг. существенно возросли. По мнению автора, в сложившихся условиях трудно надеяться на перелом ситуации в лучшую сторону. Так сможет ли ТЭК ХМАО «поднять» этот тяжелый «груз» — в 300 млн тонн годовой добычи нефти? Нами сделаны подробные технологические расчеты добычи нефти по ХМАО до 2010 г. (табл. 4, рис. 2) при сохранении стабильного объема эксплуатационного бурения на уровне 8 млн м/год в течение 2007 — 2010 гг. и с учетом ежегодного прироста (за счет ГРР) промышленных извлекаемых запасов нефти в 100 млн т/год.Из табл. 4 видно, что по оценке автора уже в текущем 2007 г. ожидаемая добыча нефти по ХМАО будет меньше плановой на 8 млн тонн, в 2008 г. — на 15 млн тонн, в 2009 г. — на 23,8 млн тонн; в 2010 г. это отклонение в меньшую сторону достигнет критической величины — 30 млн т/год, или 10% от планируемой годовой добычи.Таким образом, весьма велика вероятность возникновения необходимости внесения серьезных коррективов в план социально-экономического развития округа, да и России в целом, с учетом значительного предполагаемого неподтверждения уровней добычи нефти по ХМАО в 2007 — 2010 гг. Если будут сбои в ТЭК ХМАО, не поздоровится всей России. КАК СТАБИЛИЗИРОВАТЬНЕФТЕДОБЫЧУ? Для этого необходимо сделать как минимум следующее: ● Сохранить достигнутые в 2006 г. объемы эксплуатационного бурения в целом по ХМАО, значительно увеличив их по новым крупнейшим месторождениям (Приобское, Южно-Приобское, Тайлаковское, Приразломное, Салымская группа и др.), рассмотрев стратегию их освоения в правительстве ХМАО. ● Улучшить использование пробуренного фонда скважин. Если в ОАО «Сургутнефтегаз» в ноябре 2006 г. на одну неработающую скважину приходилось более 12 работающих, в ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» — 6,5, то в ТНК-ВР Менеджмент (в ХМАО) — всего лишь 1,4 скважины. Доля неработающего фонда скважин в целом по округу должна быть доведена до 10%.(Сейчас, например, по месторождениям ТНК-ВР Менеджмент она превышает ● Запустить в 2007 г. механизм передачи месторождений из нераспределенного фонда недр на территории ХМАО — недропользователям. По данным А.Шпильмана, это позволит ввести в оборот около 800 млн тонн запасов нефти. Общий перспективный для бурения фонд скважин на эти нераспределенные запасы оценивается нами в 10 — 12 тысяч, а максимальная годовая добыча нефти в 25 — 30 млн т/год. ● Внести в налоговое законодательство России поправки, реально стимулирующие ввод в промышленную эксплуатацию новых, неразбуренных запасов в старых освоенных нефтедобывающих районах страны, к которым относится и ХМАО. Принятый 27 июля 2006 г. Федеральный закон №151-ФЗ, имевший целью стимулирование улучшения использования ресурсной базы страны путем введения нового дифференцированного НДПИ, для большинства месторождений ХМАО почти ничего не принес, кроме явного вреда. Этот закон существенно увеличил налоговую нагрузку на недропользователей, осваивающих новые месторождения в ХМАО, т.е., по сути дела, фактически затормозил их ввод в эксплуатацию. Согласно расчетам, выполненным К.Е. Яниным (ООО «ТЭРМ»), для того чтобы в новых (после ввода НДПИ) налоговых условиях инвестиции в освоение новых нефтяных месторождений Западной Сибири представляли экономический интерес, недропользователю необходимо обеспечить существенное повышение дебитов новых скважин по нефти. По сравнению с ранее действовавшим подходом к оценке платежей по НДПИ, начальный дебит нефти должен быть увеличен как минимум на 20%. Как это можно сделать, если недра остались прежними? Таким образом, повышение порога рентабельности освоения запасов нефти из-за ввода в 2006 г. нового НДПИ крайне негативно отразилось на экономической привлекательности для инвесторов проектов разработки нефтя-ных месторождений ХМАО, резко снизив ожидаемые показатели их эффективности. Нефтяники четко видят, что указанная ситуация требует немедленного исправления в законодательном порядке. ВЫВОДЫ 1. Несмотря на значительный текущий ресурсный потенциал ХМАО, добыча нефти по округу в 2006 г. вплотную приблизилась к своему (второму в истории) максимальному уровню. В 2007 г. ожидаемый рост добычи нефти составит не более 1,6%, уровень добычи нефти — 280 млн тонн. 2. К 2010 г. добыча нефти по ХМАО снизится до 275 млн тонн, что на 30 млн тонн (или 10%) меньше, чем предполагается округом. Уровни добычи нефти, заложенные в план социально экономического развития ХМАО на 2007 — 2009 гг., требуют существенной корректировки. 3. Несмотря на ожидаемое падение добычи нефти по округу, ее доля в общей добыче по России может увеличиться с 57% в 2006 г. до 60% в 2010 г. 4. Налоговое законодательство России в сфере нефтедобычи несовершенно и требует незамедлительного внесения поправок, реально стимулирующих сейчас разбуривание новых запасов и освоение новых месторождений именно в старых нефтедобывающих районах страны (а не только в Восточной Сибири). Литература 1. Ан.Н. Янин. «Груз-500» отечественной нефтяной промышленности. Прогноз добычи нефти по России на 2005 — 2015 гг. // Сибирский Посад. 2005 г. №11 — 12. 2. ТЭК себя исчерпал? // Нефтегазовая вертикаль. 2006. №4. С.4 — 10. 3. И.В. Шпуров. Состояние и основные тен-денции развития геологии и недропользования в Тюменской области // Технологии ТЭК. 2005. №3. С. 6 — 9. 4. Транспорт энергетической сверхдержавы// Нефтегазовая вертикаль. 2006. №16. 5. А.Э. Конторович и др. Европа останетсяосновным импортером российской нефти // Мировая энергетика. 2006. №8. С. 24 — 25. 6. Югра пишет новый сценарий развития// Тюменские известия. 7 декабря 2006 г. 7. Нефть — ключевое слово в бюджете 8. И.П. Толстолыткин. Повышение эф-фективности использования запасов нефти на месторождениях ХМАО // Нефтяное хозяйство. 2006. №6. С. 96 — 100. | 
Авторизация Специальные выпуски:  Специальный выпуск №1 журнала Бурение и Нефть по материалам Международной научно-практической конференции «Прорывные технологии в области разведки, разработки и добычи углеводородного сырья»  Специальный выпуск №2 журнала Бурение и Нефть по материалам Международной научно-практической конференции «Прорывные технологии в области разведки, разработки и добычи углеводородного сырья» 
События
29.07.2024 
21.09.2023
25.04.2023
30.06.2021
05.04.2021 | |||
