УДК 553.98.042(571.5)
А.Г.Коржубаев (Институт экономики и организации промышленного производства СО РАН, Новосибирск), Л.В.Эдер (Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А.Трофимука СО РАН, Новосибирск)
Андрей Геннадьевич КОРЖУБАЕВ, заведующий отделом, доктор экономических наук, профессор
Леонтий Викторович ЭДЕР, ведущий научный сотрудник, кандидат экономических наук, доцент
Рассмотрены долгосрочные процессы в нефтяном комплексе России, включая добычу и воспроизводство минерально-сырьевой базы нефти. Проведен анализ изменений в 2009 г. с детализацией по регионам добычи и компаниям; представлены показатели геолого-разведочных работ по видам, регионам, источникам финансирования. Приведена организационная структура отрасли по компаниям и их крупнейшим подразделениям. Отдельно рассмотрены показатели ввода и выбытия скважин, объемов поисково-разведочного и эксплуатационного бурения.
Ключевые слова: нефть; конденсат; динамика добычи; нефтяные компании; транспорт; фонд скважин.
Нефтяная промышленность России играет значительную роль в социально-экономическом развитии страны, является важным элементом мирового рынка нефти. Устойчивость работы этого отраслевого комплекса – одно из необходимых условий обеспечения национальной безопасности страны; основой долгосрочного устойчивого развития нефтяной промышленности является обеспечение расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы (ВМСБ).
Динамика добычи нефти и конденсата в СССР и в России за 1990-2009 гг.
Пик добычи жидких углеводородов (УВ) в СССР был достигнут в 1986-1988 гг. Тогда в стране добывалось более 625 млн т нефти и газового конденсата, что на 21 % превышало общемировой показатель, в том числе в РСФСР – почти 570 млн т (свыше 19 % общемировой добычи). В последнее десятилетие в России происходил рост добычи нефти и конденсата со стабилизацией в 2007-2009 гг. на уровне 488-494 млн т, что составляет 12-13 % общемирового показателя (табл. 1).
С 1989 г. в стране имело место сначала постепенное, а с 1991 г. – существенное снижение добычи. К концу 1990-х гг. добыча нефти в России стабилизировалась на уровне 300- 307 млн т (8-9 % общемирового показателя). Основные причины падения добычи: разрыв хозяйственных связей, изменение организационной структуры в отрасли, естественное исчерпание ряда крупных месторождений (Самотлор и др.), снижение инвестиций и внутреннего спроса.
Благодаря росту международных цен в 1999-2010 гг. (2008 г. – в первой половине), завершению формирования к концу 1990-х гг. новых организационно-экономических условий работы отрасли, массовому внедрению технологий интенсификации добычи при увеличении инвестиций в России происходило быстрое наращивание добычи нефти и конденсата (в 2007 г. более чем на 60 % по отношению к уровню 1999 г., достигнув 491 млн т).
В 2006-2007 гг. в стране произошло сначала снижение темпов роста, а затем с 2008 г. – сокращение добычи нефти. В 2008 г. добыча нефти и конденсата в России составила около 488,5 млн т (первое место в мире) – более чем на 10 %, больше чем в Саудовской Аравии. Это связано с тем, что одновременно впервые за последние 10 лет в стране снизилась добыча жидких УВ (темп падения по итогам года составил около 0,51 %).
Активное применение методов интенсификации нефтеотдачи пласта, особенно в 2000-2005 гг., в последующем стало приводить к замедлению роста добычи, а затем на ряде месторождений к ее падению.
Фундаментальными причинами замедления роста и падения добычи нефти стали: истощение сырьевой базы на значительной части эксплуатируемых месторождений в традиционных районах нефтедобычи – Западно-Сибирской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинциях (НГП); смещение сроков реализации проектов в Тимано-Печорской НГП, Восточной Сибири и на Северном Каспии.
В 2009 г. в связи с началом реализации новых нефтегазодобывающих проектов (прежде всего в Восточной Сибири, Тимано-Печорской НГП, на Сахалине) добыча нефти и конденсата возросла до 494 млн т.
В 2000-2009 гг. быстрыми темпами развивалась транспортная инфраструктура нефтяного комплекса:
в течение 2000-2006 гг. была сформирована альтернативная транзиту через Прибалтику система прямых поставок на рынки нефти Северо-Западной Европы – Балтийская трубопроводная система (БТС);
проведены модернизация участков системы нефтепроводов АК "Транснефть", реконструкция портов в Новороссийске, Находке, Туапсе и др.;
в апреле 2006 г. начато строительство нефтепровода "Восточная Сибирь – Тихий океан" (ВСТО), в декабре 2009 г. введена в эксплуатацию первая очередь нефтепровода ВСТО на участке "Тайшет – Сковородино"; запущен в эксплуатацию новый морской нефтяной порт на Дальнем Востоке – Козьмино;
в настоящее время ведется строительство транспортной системы БТС-2 ("Унеча – Усть-Луга"), а также нефтепровода-отвода от ВСТО на КНР "Сковородино – Дацин".
Воспроизводство минерально-сырьевой базы*
* В этом разделе для сравнения и расчета эффективности глубокого бурения на УВ приводятся показатели как по нефти и конденсату, так и по газу.
В долгосрочной перспективе добыча УВ в значительной мере будет определяться состоянием и развитием их минерально-сырьевой базы (МСБ). Современное состояние МСБ УВ характеризуется снижением текущих разведанных запасов и низкими темпами их воспроизводства. Начиная с 1994 г. приросты запасов жидких УВ и газа существенно меньше, чем их добыча. Так, превышение добычи над приростом запасов нефти составило за период 1994-2009 гг. около 1,2 млрд т (табл. 2; рис. 1).
Финансирование геолого-разведочных работ (ГРР) в текущих ценах составило в 2008 г. 146,3 млрд р., увеличившись по отношению к 2001 г. в 8,5 раза или в 3,7 раза в ценах 2008 г. (с поправкой на инфляцию). Федеральные расходы на проведение ГРР на УВ-сырье в 2008 г. составили 10,1 млрд р. В 2009 г. на проведение ГРР из федерального бюджета было выделено 8,9 млрд р., что ниже аналогичного показателя 2008 г. на 1,2 млрд р. Расходы на ГРР за счет средств недропользователей снизились в среднем на 30 % – до 101,1 млрд р. (табл. 3).
Основные объемы ГРР были сконцентрированы в Сибирском федеральном округе (ФО) – из федерального бюджета здесь было выделено около 4,5 млрд р., что составило более 50 % общего объема выделенных средств. Кроме того, значительный объем финансирования работ был реализован в Уральском (1068 млн р.; 12 % общероссийского показателя) и Дальневосточном (614 млн р.; 7 %) федеральных округах, а также на континентальном шельфе – 930 млн р. (10 %). В остальных округах (Приволжский, Северо-Западный, Южный) объем финансирования составил от 1 до 3 % (табл. 4).
В связи со снижением государственных инвестиций в геологоразведку в России в 2009 г. объем параметрического бурения сократился на 41 % (с 17,1 до 10,1 тыс. м) по сравнению с 2008 г. В 2009 г. более чем на 30 % уменьшились объемы сейсморазведки 2D – с 44,8 тыс. км в 2008 г. до 29,6 тыс. км в 2009 г. (табл. 5).
В 2009 г. прирост запасов нефти и конденсата в России составил около 620 млн т. Значительная часть прироста произошла в результате доразведки Ванкорского и прилегающих месторождений в Красноярском крае (ОАО "НК "Роснефть"). Основной прирост запасов жидких УВ в последние годы происходил за счет доразведки существующих, а не открытия новых месторождений, что обусловило повышение показателя эффективности поисково-разведочного бурения (рис. 2).
В результате проводимых региональных ГРР, финансируемых из федерального бюджета, прирост ресурсов УВ категории Д1 на шельфе составил 4200 млн т у.т., на суше – 3000 млн т у.т. По сравнению с 2008 г. эти данные практически не изменились.
В результате проведения ГРР в 2009 г. всего открыто 74 месторождения УВ (против 66 в 2008 г.), в том числе в Волго-Уральской НГП – 41, Западно-Сибирской НГП – 20, Восточной Сибири – 7, Тимано-Печорской НГП – 5, на Каспийском море – 1 (табл. 6).
По оценкам Роснедра возможные объемы финансирования ГРР за счет средств федерального бюджета в 2010 г. составят около 8,6 млрд р. Предполагается, что в структуре финансирования геологоразведки сократится доля Сибирского ФО с 51 до 50 %, Дальневосточного ФО – с 7 до 4 %, Северо-Западного ФО – с 3 до 2 %, а также континентального шельфа – с 10 до 8 %. Между тем увеличится доля Уральского ФО – с 12 до 15 % (см. табл. 4).
Региональные процессы в нефтяной промышленности России
До настоящего времени главным центром нефтяной промышленности России остается Западная Сибирь. Объем добычи нефти в 2009 г. составил здесь 322,8 млн т, что ниже предыдущего года на 2,8 % (табл. 7). Начиная с середины 1980-х гг. в Западной Сибири добывается 65-72 % российской нефти (табл. 8).
Ханты-Мансийский автономный округ-Югра – основной нефтедобывающий регион Западной Сибири, здесь добывается более 80 % нефти макрорегиона. В 2009 г. этот показатель составил более 270 млн т. Резкое падение добычи нефти в округе в 1990-е гг. сменилось на устойчивый подъем, что связано с ростом инвестиций, использованием современных технологий добычи УВ, а также вводом новых крупных месторождений, прежде всего Приобского. В 2005 г. темп прироста добычи нефти в регионе возрос до 11,2 %, однако после этого стал быстро снижаться (до 1,5 % в 2007 г.), что обусловлено началом падения добычи нефти на большинстве крупных месторождений региона.
С 2008 г. в округе происходит снижение добычи нефти и конденсата ускоряющимся темпом. За последние 2 года снижение добычи в основном нефтедобывающем регионе России составило около 10 млн т. Падение темпа прироста добычи в 2008 г. составило около 0,85 %, а в 2009 г. – уже 2,59 %.
Относительно крупным новым проектом здесь является разработка Салымской группы месторождений (Западно-Салымское, Верхне-Салымское и Ваделыпское месторождения). В 2009 г. добыча составила около 7,7 млн т, что на 20 % превышает общий объем добычи в 2008 г. (более 6 млн т). Добыча на месторождениях вышла на пиковый уровень и в ближайшие 2-3 года должна стабилизироваться.
В Ямало-Ненецком автономном округе – втором по объему добычи регионе Западной Сибири в 2009 г. из недр было извлечено около 35,3 млн т нефти с конденсатом. Широкое применение методов интенсификации воздействия на нефтяные пласты привело в 2000-2004 гг. к увеличению ежегодных темпов прироста добычи нефти до 25 %, после чего при отсутствии введенных в разработку новых крупных месторождений началось некоторое снижение этого показателя, а с 2005 г. отмечается его быстрое сокращение. За последние 5 лет добыча нефти и конденсата в округе сократилась на 44 % – с 53,3 млн т в 2004 г. до 35 млн т в 2009 г.
Кроме того, в Западной Сибири ведется крупномасштабная добыча нефти и конденсата в Томской области. После обвального падения в 2005- 2006 гг. добыча в области в 2007-2009 гг. стабилизировалась на уровне 10,2- 10,6 млн т.
В последнее десятилетие введен в эксплуатацию ряд месторождений на юге Западной Сибири – в Омской и Новосибирской областях, где добыча к настоящему времени выведена на максимальный уровень.
Новым перспективным районом нефтедобычи в Западной Сибири является юг Тюменской области, где вводится в разработку группа Уватских месторождений. Последние годы относительно небольшая добыча нефти в регионе велась на Кельчагинском месторождении, но в феврале 2009 г. были введены в эксплуатацию 2 новых месторождения – Урненское и Усть-Тегусское. В 2008 г. добыча на этих месторождениях составила около 2 млн т. В 2010 г. планируется добыть 4 млн т. Кроме того, будет введено в промышленную эксплуатацию Тямкинское месторождение.
В европейской части России в 2009 г. было добыто чуть более 30 % российской нефти – 148,5 млн т, что на 4,9 % превышает показатель предыдущего года. Основной объем нефти и конденсата в этом регионе добывается в Поволжье (61,9 млн т), прежде всего в старых традиционных районах нефтедобычи – Республиках Татарстан (32,9 млн т) и Башкортостан (11,4 млн т), Самарской области (11,8 млн т). Несмотря на значительный период разработки месторождений в этих регионах и высокую изученность района в целом, в последние годы наблюдается небольшое увеличение добычи (3-4 % в год), что связано с применением передовых технологий извлечения нефти на месторождениях с падающей добычей, вовлечением в разработку малых месторождений и высоковязких нефтей.
Вторым крупным нефтедобывающим районом европейской части является Урал, где в 2009 г. добыча составила около 45,3 млн т, увеличившись на 4,7 % по сравнению с 2008 г.
Поволжье и Урал входят в Волго-Уральскую НГП – одну из наиболее зрелых НГП в России.
Несмотря на это, в Оренбургской области и Пермском крае, на которые приходится основной объем добычи в этом регионе, наблюдается прирост объема добычи соответственно на 7,5 и 4,0 %. Наибольшая часть добываемой нефти в Пермском крае извлечена из недр Батырбайского, Шагиртско-Гожанского, Москудьинского, Павловского и Уньвинского месторождений. В Оренбургской области основные производственные мощности сосредоточены на территории Бузулукского, Бугурусланского, Сорочинского и Первомайского районов.
Одним из наиболее динамично развивающихся нефтегазоносных регионов в европейской части России является Тимано-Печорская НГП, где добыча нефти в 2009 г. составила около 31,6 млн т. Наиболее динамично здесь растет добыча нефти в Ненецком АО. В 2009 г. этот показатель здесь составил 17,2 %, увеличившись относительно 2008 г. на 29 %. Рост объемов добычи связан с началом разработки ОАО "Нарьянмарнефтегаз", ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" Южно-Хыльчуюского месторождения.
В Восточной Сибири, включая Республику Саха (Якутия), в связи с запуском в реверсном режиме участка ВСТО начиная с октября 2008 г. происходит быстрое наращивание добычи нефти. В декабре 2009 г. введена в эксплуатацию первая очередь нефтепровода ВСТО на участке "Тайшет – Сковородино". В 2009 г. здесь было добыто около 7,5 млн т, что более чем в 5 раз превышает показатель 2008 г.
В Восточно-Сибирском регионе добыча ведется в Красноярском крае, Иркутской области и Республике Саха (Якутия), расположенных на территории Сибирской платформы, прежде всего Лено-Тунгусской НГП.
В Красноярском крае основной прирост добычи нефти получен ОАО "Ванкорнефть" (ОАО "НК "Роснефть") на Ванкорском месторождении. В 2009 г. добыча на месторождении составила 3,388 млн т. С момента начала промышленной добычи нефти на месторождении (август 2009 г.) число добывающих скважин увеличено с 48 до 61, нагнетательных – с 40 до 44. Растущие темпы добычи обеспечиваются за счет ввода в эксплуатацию новых объектов подготовки, применения передовых методов повышения нефтеотдачи пластов, увеличения действующего фонда скважин. Планируется, что максимально добыча нефти на месторождении составит не менее 25,5 млн т в год.
В Иркутской области основные объемы нефти добываются компанией ОАО "ТНК-ВР" на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении; кроме того, в относительно небольшом объеме нефть добывается ОАО "Иркутская нефтяная компания" (ИНК) на группе небольших по запасам месторождений.
В 2009 г. ОАО "Верхнечонскнефтегаз" (ОАО "ТНК-ВР") добыто 1,181 млн т нефти, что на 30 % выше ранее за- планированного. Промышленная добыча нефти на Верхнечонском месторождении была начата в 2008 г. На конец 2009 г. на месторождении была пробурена и подготовлена к эксплуатации 41 скважина, что на 10 % больше, чем было установлено в плане.
По итогам года ИНК, владеющая нефтегазовыми активами на севере Иркутской области, добыла 350 тыс. т нефти и газового конденсата. Компания через дочерние структуры владеет лицензиями на добычу нефти и газа на Ярактинском, Марковском, Даниловском, Аянском месторождениях, работает на нескольких участках на севере Иркутской области. В 2010 г. компания планирует строительство собственного 64-километрового трубопровода до ВСТО, который позволит компании в будущем поставлять до 3,4 млн т нефти на экспорт ежегодно.
В Республике Саха (Якутия) добыча нефти в 2009 г. составила около 2,5 млн т, увеличившись относительно 2008 г. более чем в 2 раза. Основной прирост добычи связан с началом разработки Талаканского месторождения. ОАО "Сургутнефтегаз" в 2009 г. добыло на Талаканском месторождении около 2 млн т нефти. Промышленная эксплуатация Талакана началась в конце 2008 г. с запуском нефтепровода ВСТО в реверсном режиме.
Нефтедобывающие предприятия Дальнего Востока (о-в Сахалин) в 2009 г. добыли 15,363 млн т, что на 2,435 млн т больше показателя 2008 г. Это связано в первую очередь с переходом проекта "Сахалин-2" на круглогодичную добычу и началом добычи газа и конденсата на Лунском месторождении. Оператор проекта "Сахалин-2" (консорциум Sakhalin Energy) в прошлом году увеличил добычу на 4,0 млн т и добыл 5,4 млн т нефти. В 2009 г. оператором проекта "Сахалин-1" (компания Exxon Neftegas Limited) добыто на шельфе 8,2 млн т нефти, что на 1,45 млн т меньше уровня 2008 г.
Предприятие "РН-Сахалинморнефтегаз" ведет добычу на суше – объем добычи в 2009 г. составил 1,6 млн т нефти (1,764 млн т в 2008 г.).
В 2010 г. на Сахалине планируется добыть около 15,98 млн т нефти, в том числе консорциумом Exxon Neftegas Limited – 7,533 млн т, компанией Sakhalin Energy – 6,809 млн т.
Организационная структура нефтяной промышленности
В условиях обострения борьбы за контроль над энергетическими ресурсами особую роль в экономических процессах приобретают хорошо управляемые крупные вертикально-интегрированные компании (ВИНК), эффективная деятельность которых повышает конкурентоспособность России в международном разделении труда. Укрупнение собственности и создание стратегических альянсов компаний позволяет оптимизировать технологическую и пространственную структуру бизнеса, аккумулировать и привлекать крупные инвестиции в проекты освоения месторождений, особенно в новых регионах (Восточная Сибирь, шельф), дает возможность более эффективно влиять на глобальную конъюнктуру.
Кроме того, крупные корпорации размещают свои акции на международных финансовых рынках, поэтому для роста капитализации они заинтересованы в формировании благо- приятного имиджа, а это предполагает прозрачность финансовых потоков, использование современных технологий, социальное партнерство. В процессе освоения российскими нефтегазовыми компаниями зарубежных рынков происходит расширение их участия в производственных, транспортных и сбытовых активах в других странах. Это способствует повышению экономического, а значит, и политического влияния России в мире.
К основным недостаткам укрупнения следует отнести угрозу монополизации региональных рынков, снижение управляемости, в ряде случаев – рост издержек. Иногда крупные компании (Standard Oil, Enron и др.) для повышения коммерческой эффективности собственного бизнеса могут пренебрегать государственными интересами, например при "оптимизации" налоговых схем, лоббировании принятия некоторых законов и т.п. Поэтому здесь необходимы усиление государственного регулирования через контроль за соблюдением условий лицензионных соглашений, государственный аудит и научный мониторинг деятельности ВИНКа на предмет ее соответствия национальным интересам.
В настоящее время с учетом аффилированных связей добычу нефти и конденсата в стране осуществляют 7 ВИНКов, концерн "Газпром" (включая активы компании "Газпром нефть") и более 140 сравнительно небольших компаний, которые представлены организациями с российским, иностранным и смешанным капиталом, в том числе в составе горно-металлургических (ОАО "Норильский никель", ОАО "АЛРОСА") и других интегрированных компаний.
Крупнейшие российские ВИНКи, включая ОАО "Газпром" (ОАО "Газ- пром нефть"), – ОАО "НК "Роснефть", ОАО "НК "ЛУКОЙЛ", ОАО "ТНК-ВР", ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО "Татнефть", ОАО "Башнефть", ОАО "РуссНефть" – обеспечивают в последние годы 91- 93 % добычи нефти и газа в стране.
В начале 2009 г. на долю ВИНКов (включая ОАО "Газпром") приходилось около 91 % всей добытой нефти в стране (табл. 9).
Негативные тенденции в нефтяной отрасли и замедление темпов роста, а в ряде случаев абсолютное сокращение добычи нефти по крупнейшим нефтегазодобывающим подразделениям начали проявляться уже в конце 2006 г.; в 2007 г. стагнацию добычи нефти в России удалось компенсировать лишь увеличением добычи в рамках проекта "Сахалин-1". В 2008 г. наблюдалось абсолютное сокращение добычи нефти, в первую очередь в традиционных регионах нефтедобычи. Освоение месторождений в новых регионах нефтедобычи сдерживалось отсутствием транспортной инфраструктуры и организационно- экономическими факторами.
В 2009 г. объем добычи нефти и конденсата в России вырос на 1,2 % по сравнению с аналогичным показателем 2008 г. Основными компаниями, обеспечивающими рост общероссийской добычи в 2009 г., стали: операторы СРП (прирост добычи по сравнению с 2008 г. на 2,8 млн т); ОАО "НК "Роснефть" (увеличение добычи на 2,4 млн т); ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" (на 1,9 млн т). Кроме того, на 1,4 млн т увеличили добычу ОАО "ТНК-BP", на 0,5 млн т – ОАО "Башнефть".
Общероссийский рост был обеспечен преимущественно за счет новых проектов. Рост годовой добычи на Южно-Хыльчуюском месторождении составил около 3,9 млн т (ОАО "НК "ЛУКОЙЛ"), Ванкорском – 3,6 млн т (ОАО "НК "Роснефть"), Верхнечонском – 1 млн т (ОАО "ТНК-ВР", ОАО "НК "Роснефть"), Талаканском – 1,2 млн т (ОАО "Сургутнефтегаз"), Уватском проекте – 2 млн т (ОАО "ТНК-ВР").
В целом сократили добычу ОАО "Сургутнефтегаз" (на 2 млн т), ОАО "РуссНефть" (на 1,6 млн т), ОАО "Газпром нефть" (на 0,9 млн т), ОАО "Славнефть" (на 0,7 млн т).
Началось падение добычи на ключевых месторождениях крупных компаний. В частности, ОАО "Томскнефть" и ОАО "Роснефть-Пурнефтегаз" сократили производство на 0,5 млн т, предприятия ОАО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" – на 2,8 млн т, ОАО "Самотлорнефтегаз" – на 1 млн т. Наибольшего падения достигла добыча нефти ОАО "Сургутнефтегаза" в Западной Сибири – на 3,2 млн т.
Большинство крупных западно-сибирских подразделений ВИНКов существенно снижают уровень добычи нефти. Из крупных подразделений наибольшее сокращение добычи в 2009 г. произошло в ОАО "Мегионнефтегаз" – 8,5 %, ОАО "Ноябрьскнефтегаз" – 10,8 %, ОАО "Нижневартовское НГДП" – 13,8 %, ОАО "Пурнефтегаз" – 5,7 %, ОАО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" – 5,4 %.
Незначительный прирост добычи нефти в этом регионе в 2009 г., позволивший отчасти компенсировать падение на других объектах, произошел на крупнейшем нефтедобывающем предприятии – ОАО "Юганскнефтегаз" (+0,7 млн т) благодаря выходу на проектную мощность Приобского месторождения.
В целом по ВИНКам негативная динамика в Западной Сибири компенсировалась стабилизацией либо умеренным ростом добычи нефти в европейской части России, Восточной Сибири, Ненецком АО. Так, в частности, ОАО "Самаранефтегаз" в 2009 г. увеличило добычу нефти на 5 % по сравнению с 2008 г. – до 10 млн т; ОАО "ЛУКОЙЛ-Пермь" – на 4 % (до 11,2 млн т); объем добычи нефти и газового конденсата ОАО "Нарьянмарнефтегаз" (ОАО "НК "ЛУКОЙЛ") в Ненецком АО увеличился в 2009 г. по сравнению с соответствующим периодом 2008 г. на 29,4 %. Существенные приросты добычи по итогам года показали ОАО "Верхнечонскнефтегаз" (ОАО "ТНК-ВР" и ОАО "НК "Роснефть"), ОАО "Ленанефтегаз", ОАО "Ванкорнефть" (ОАО "НК "Роснефть").
Ввод в эксплуатацию новых месторождений обеспечил лишь кратковременный рост добычи, потенциал которого будет исчерпан в 2010-2012 гг. по мере их выхода на проектный уровень.
Эта тенденция подтверждается началом падения суточной добычи в декабре 2009 г. до 10,05 млн баррелей.
В 2010 г. к вводу запланировано всего одно относительно значимое месторождение им. Юрия Корчагина на Каспии, эксплуатируемое ОАО "НК "ЛУКОЙЛ". Даже пиковая добыча там составит всего 2,5 млн т в год.
Фонд скважин и объемы бурения в нефтяной промышленности России по компаниям
Эксплуатационный фонд нефтяных скважин. В 2009 г. общее число нефтяных скважин эксплуатационного фонда в России составляло 152400 (табл. 10). По отношению к предыдущему году этот показатель сократился на 3,8 %. В последние годы в России происходило устойчивое сокращение темпа ввода новых скважин. Основное сокращение общего фонда связано с выводом из эксплуатации низкорентабельных и обводненных скважин.
За период 2008-2009 гг. число новых скважин, введенных в эксплуатацию нефтедобывающими компаниями, сократилось с 5400 до 5200 (на 4,1 %) (табл. 11). В значительной степени это было обусловлено сокращением ввода скважин компаниями ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" (на 24 %), ОАО "Татнефть" (94 %), ОАО "Башнефть" (27 %), ОАО "Славнефть" (4,5 %), ОАО "РуссНефть" (48 %).
Сокращение ввода скважин компаниями связано с высокой геологической изученностью и производственной освоенностью значительной части нефтегазовых районов европейской части России – Республик Татарстан и Башкортостан, ряда нефтегазоносных районов Тимано-Печорской и Западно-Сибирской провинций. В связи с выходом на проектные уровни добычи в рамках проектов операторов СРП значительно сократилось бурение новых нефтяных скважин.
В то же время традиционно существенно приращивается объем бурения ОАО "Сургутнефтегаз", за последний год число вновь вводимых скважин компанией возросло с 963 до 1124 (на 16 %); положительную динамику показали также ОАО "НК "Роснефть" и ОАО "ТНК-ВР". Значительный объем вновь вводимых скважин этими компаниями связан с вводом в эксплуатацию новых объектов в Восточной Сибири.
Около 12-16 % вновь вводимых скважин (ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО "Газпром нефть" и ОАО "ТНК-ВР") – фонтанирующие, в то время как этот показатель для ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" и ОАО "НК "Роснефть" составляет не более 5 %.
Объем эксплуатационного и разведочного бурения. В последние годы темпы прироста эксплутационного бурения в России стали существенно снижаться (в 2005-2007 гг. темпы прироста эксплуатационного бурения варьировали в диапазоне 18-26 %). В 2008 г. этот показатель увеличился только на 6,5 % (с 13,7 до 14,6 млн м).
В 2009 г. объем бурения эксплуатационных скважин сократился на 3,5 % – с 14,5 до 14,0 млн м (табл. 12).
Лидером как по объемам эксплуатационного бурения, так и по темпам его роста остается ОАО "Сургутнефтегаз" (увеличение с 3,1 до 3,6 млн м), кроме того, прирост обеспечивался за счет двух государственных компаний – ОАО "НК "Роснефть" и ОАО "Газпром нефть". Проблемы, связанные с сокращением добычи нефти на эксплуатируемых месторождениях, вынуждают эти компании наращивать объем бурения на новых объектах. Кроме того, ОАО "НК "Роснефть" значительно увеличило объемы бурения на Ванкорском и Верхнечонском месторождениях в Восточной Сибири.
* * *
В период перспективного планирования до 2030 г. и далее российский энергетический сектор сохранит свое определяющее значение при решении важных стратегических задач развития страны. В первую очередь это касается строительства новой энергетической инфраструктуры, которая позволит обеспечить ускоренное социально-экономическое развитие Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также преодолеть инфраструктурную разобщенность ряда регионов страны и сформировать новые производственные центры экономического роста.
Перспективные уровни добычи нефти в России в период до 2030 г. будут определяться внутренним и внешним спросом на жидкое топливо и уровнем цен на него, развитостью транспортной инфраструктуры, географией, объемом запасов и качеством разведанной сырьевой базы, темпами ее воспроизводства, налоговыми и лицензионными условиями, научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений.
© А.Г.Коржубаев, Л.В.Эдер, 2010
Коржубаев Андрей Геннадьевич,
[email protected]
Эдер Леонтий Викторович,
[email protected]
THE OIL INDUSTRY OF RUSSIA: 2009 RESULTS
A.G. Korzhubayev (Institute of Economics and Industrial Engineering, SB RAS, Novosibirsk), L.V. Eder (A.A. Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics, SB RAS, Novosibirsk)
The long-term processes in the Russian oil complex, including oil production and reserves replacement, are discussed. Developments in 2009 with detailed information by production regions and companies are analyzed; exploration data by types, regions and funding sources are presented. The organizational structure of the industry is given by companies and their largest divisions. Data on putting wells on production and their decommissioning, metreage of exploratory and production drilling are given special consideration.
Key words: oil; condensate; production performance; oil companies; transport; well stock.
"Минеральные ресурсы России. Экономика и управление" № 3/2010
просмотров: 7364
