CC BY
10
В предыдущей публикации (ЭКО. 2007. № 11) автор детально рассмотрел возможности заполнения нефтепровода «Восточная Сибирь -Тихий океан», проанализировал разноречивые оценки добычи нефти в Восточной Сибири.
Эксперты прогнозируют, что в 2009 г. Западная Сибирь стабилизирует добычу нефти, а потом начнет ее снижать ощутимыми темпами. Однако уже по итогам первого полугодия 2007 г. темп роста добычи упал в четыре раза. Между тем прогнозные ресурсы провинции еще огромны. Но чтобы до них добраться, нужно не только пользоваться современными технологиями разведки и добычи, но и менять фундаментальные представления о тех процессах, что идут в недрах Земли.
Хватит ли тюменской нефти Западу, Востоку, да и самой России?*
И. А. ОГНЕВ, Тюмень
В предыдущей статье я предположил, что автономная реализация суперпроекта нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан» - без учета ситуации в нефтегазовом комплексе Западной Сибири - чревата сюрпризами. Ведь если нефти Восточной Сибири не хватит для того, чтобы в срок заполнить трубу на полную мощность в 80 млн т, то недостающее придется заимствовать с промыслов Тюмени либо нести убытки от неисполненных контрактов.
Между тем сами тюменские промыслы могут столкнуться с падением добычи. Как заявил «ЭКО» А. В. Шпильман, гендиректор Научно-аналитического центра рационального недропользования им. В. И. Шпильмана Ханты-Мансийского АО (ХМАО), в 2009 г. округ стабилизирует добычу, а потом она снизится. Возможно, на десятки миллионов тонн.
* При подготовке статьи использована информация изданий: «Вопросы экономики», «Эксперт», «Эксперт - Урал», «Коммерсант», «Российская газета», «Сибирский посад».
© ЭКО 2007 г.
3 2 ЭКО
«Никаких факторов, позволяющих прогнозировать повышение, нет», - уточнил А. В. Шпильман.
Похожие тенденции подтвердил А. М. Брехунцов, гендиректор ОАО «Сибирский научно-аналитический центр», который занимается недрами Ямало-Ненецкого АО. Правда, оба эксперта сделали одинаковые оговорки: обвал неизбежен, если и дальше все пойдет по накатанной колее. Так что есть смысл к этой колее присмотреться внимательнее.
Что у нас в закромах?
Разумеется, аналитики в первую очередь обращают внимание на сырьевую базу северных округов Тюменской области. По данным Нучно-аналитического центра рационального недропользования за 2005 г. 54% суммарного звлекаемого потенциала нефти уже переведено в начальные запасы категорий АВС1С2. Таким образом, 46% извлекаемых запасов нефти еще не выявлено. Казалось бы, склоняться к пессимизму не время. Но дьявол, как всегда, в деталях. По оценкам центра, уже к началу XXI века гигантские залежи с начальными совокупными извлекаемыми запасами каждой в 300 млн т практически выявлены. Более того, их запасы промышленных категорий ополовинены. Крупные залежи (по 30-300 млн т) выявлены на 45%, а вот из средних и мелких - только десятая часть.
В отличие от запасов, с начала XXI века в добыче доля гигантов с 26% сократилась до 18%. Падение компенсировали средние и мелкие месторождения: их доля в общей добыче с 26% выросла до 34%. И лишь взнос крупных месторождений - примерно половина извлеченной нефти -оставался неизменным. Эти пропорции в новом веке сохранялись почти неизменными, чего не скажешь о перспективных ресурсах. К мелким объектам (менее 10 млн т) относят 90% ресурсов категорий С3Д0. Но самое грустное заключается в том, что втрое упали объемы поисково-разведочного бурения. Последствия тут же сказались на подготовке запасов. Если в 2001 г. за счет всех источников финансирования пробурили чуть более 1 млн м и открыли 19 месторождений, то в 2003 г. - 460 тыс. м (открыли 16
ТОЧКА ЗРЕНИЯ 2 ЭКО №12, 2007
месторождений), в 2004 г. - 394 тыс. м и 13 месторождений, а в 2005 г. - 315 тыс. м и три месторождения. Вклад компаний в 2005 г. в суммарное поисково-разведочное бурение - 292 тыс. м. Причем около половины - 140 тыс. м -пришлось на «Сургутнефтегаз». За ним с большим отрывом идет «Лукойл» - 42 тыс. м, далее - «Роснефть» - 15,6 тыс. м и «ТНК-ВР» - 14,2 тыс. м. Можно критиковать бизнес за ежегодное сокращение инвестиций в геологоразведку. Однако и государство не прикладывало особых усилий, а доля компаний в этой сфере остается определяющей. Провал с подготовкой запасов рос лавинообразно. В конце 2006 г. по сравнению с 1991 г. текущие запасы АВС1 сократились на 29%, а суммарная добыча оказалась существенно выше. «Надо учесть, - сказал "ЭКО" А. В. Шпильман, - что высокая мировая цена нефти позволила компаниям работать на залежах с дебитами 2-2,5 т в сутки, хотя раньше границу рентабельности определял дебит в 5 т. Другими словами, будь конъюнктура хуже - была бы хуже и структура запасов».
Лауреат Ленинской премии И. И. Нестеров, член-корреспондент РАН, долгие годы возглавлявший крупнейший в отрасли ЗапСибНИГНИ, сказал «ЭКО»: «В советские времена наш институт ежегодно проектировал в регионе по 800-820 поисково-разведочных скважин, и все они бурились. Сегодня государство дает средства на три скважины в год. Ошибка руководства страны в том, что оно понадеялось на частника, а он не уверен в своем будущем. Сказывается то, что погубили лучшую по всем показателям компанию - "ЮКОС"...»
Кстати, не идеально было и в советские времена. В начале 50-х годов Л. П. Берия, курировавший энергетику, распорядился прекратить поиск и разведку углеводородов в Западной Сибири. Часть оборудования едва успели перетащить в европейскую часть страны, как ударил первый фонтан газа в Березово. Пришлось оборудование везти обратно и наверстывать упущенное. Серьезную ошибку сделало руководство страны в 70-е годы, решив, что в Западной Сибири открыто слишком много месторождений, и можно сэкономить на геологоразведке. Спохватились к 1984 г., когда добыча нефти сократилась на 12 млн т. Денег сразу добавили, но многие экспедиции уже порастеряли специалистов и долго не могли эти деньги освоить.
Малый объем геологоразведки усугубляется еще и тем, что участки недр, на которых запасы уже подготовлены, не выставляют на аукционы. «Нам говорят, будто в России проведено около 800 аукционов, - говорит А. В. Шпильман. - Может быть, и так. Но в ХМАО, который дает 60% нефти страны, за последние 5 лет состоялось лишь четыре аукциона на разработку участков. Продали два маленьких месторождения газа в Березово и два небольших нефтяных в центральной части округа. Все!». Оказывается, еще прежний глава Минприроды объявил эмбарго по этим аукционам в ХМАО, и документы на 60 участков с запасами около 800 млн т годами лежат у московских чиновников. Причину, по словам А. В. Шпильмана, никто не объясняет. Прежде ежегодно с аукционов продавали по 10-12 участков, и в общей сложности компаниям на доразведку и разработку было передано около 1 млрд т запасов. Сейчас на этих участках добывают по 20 млн т ежегодно.
Итог таков. В 2005 г. в Ханты-Мансийском АО добыто 267,3 млн т нефти, а запасов прирастили на 12 млн т. По сравнению с 2004 г. добыча выросла на 12 млн т, что на 7 млн т ниже оптимистического показателя Энергетической стратегии РФ, и почти на 9 млн т ниже проекта 2004 г. И вот чего, по расчетам Научно-аналитического центра рационального недропользования, можно ожидать дальше. В 2006 г. извлечено 276 млн т, в 2009 г. прогнозируется рост до 305 млн т с погрешностью 10 млн т в любую сторону. А далее, как уже говорилось, этот уровень с большой вероятностью заморозится. По этому сценарию к 2011 г. может быть отобрано 63%, а к 2021 г. - 80% начальных извлекаемых запасов промышленных категорий.
Прокурор тебе начальник...
Но, похоже, действительность суровой рукой правит и без того нерадостные прогнозы. В первом полугодии 2007 г. темп прироста добычи нефти в Тюменской области составил 1,2%, вчетверо меньше соответствующего периода прошлого года. И вообще, эксперты ожидают не рост, а абсолютное сокращение добычи в целом по облас-
ТОЧКА ЗРЕНИЯ 2*
ти на 1-2 млн т, в основном за счет Ямало-Ненецкого АО. В этом округе в прошлом году добыча нефти уже сократилась на 3 млн т - до 36 млн т, правда, стабильным - 12 млн т -остается извлечение конденсата.
Но вот что принципиально: впервые стала падать доля Тюменской области в общероссийской добыче - с 68,1% в 2006 г. до 66% за первое полугодие 2007 г. Остальные регионы страны прибавили на 9,2%. Диагноз: рост в начале века на 12% обусловлен интенсивным отбором сырья старых месторождений, тогда как сейчас ввод новых, в том числе на юге области (Уват), отстает от графика.
Кроме того, сохраняется низкий темп эксплуатационного бурения. Если в советские времена ежегодно вводили по 9 тыс. скважин, то нынче - по 2-2,5 тыс. Хотя в 2006 г. проходка выросла до 9 млн м по сравнению с 5,5 млн м в 2003 г., однако с 1999 г. ни по метражу, ни по вводу новых скважин проектные показатели так и не достигнуты. Кроме того, львиную долю (3 млн м) бурит «Сургутнефтегаз». Следующий за ним «Лукойл» одолел чуть больше 1 млн м, а «ЮКОС» в 2005 г. не пробурил ни метра по причинам общеизвестным.
С одной стороны, высокие мировые цены сырья несколько подстегнули темпы эксплуатационного бурения. С другой - пестрая картина по компаниям дает повод экспертам говорить о том, что не прекращается хищническая разработка месторождений. И. И. Нестеров утверждает, что компании добывают доллары, а не нефть. По его оценкам, обводненность основных залежей достигла 92-95%, а в недрах за последние 15 лет осталось около 62 млрд баррелей нефти, которые можно было бы извлечь при оптимальных схемах добычи.
У А. В. Шпильмана несколько иная точка зрения. Чрезмерная закачка воды в пласты, по его словам, наблюдалась в 80-е годы. Но с 2000 г. компании соблюдают баланс, хотя с 2005 г. текущая компенсация внутрипластового давления опять выросла. Все же он воздерживается говорить о хищнической эксплуатации недр, хотя выборочный отбор сырья практикуется. И одними призывами компании не
36
ЭКО
образумишь, считает эксперт. Они - и государственные, и частные - ведут себя одинаково, руководствуясь логикой бизнеса.
А вот действия государства вызывают много вопросов. В целом, по мнению А. В. Шпильмана, практика покупки лицензий на разработку участков через аукционы разумна. Однако механизм, с помощью которого Роснедра одни компании допускают до аукционов, а другие отстраняют, тёмен, причины отклонения заявок чиновники не обнародуют, и некоторые критерии позволяют им принимать субъективные решения. Например, компания, желающая участвовать в аукционе, должна показать свою финансовую состоятельность. Достаточно ли для этого письма банка с гарантией кредита? Или - от компании требуют показать наличие квалифицированных кадров, но критерии опять-таки не прописаны. Должны ли специалисты числиться в штате или их в любой момент можно нанять по временному контракту? И таких поводов для придирок чиновников полным-полно.
Далее, в лицензионном соглашении на разведку записано, что компания, открывшая на этом участке месторождение, может получить право на его разработку. Но может и не получить, поскольку формулировка двусмысленная. Зачем же рисковать и тратиться на геологоразведку? Да и само содержание лицензионных соглашений постоянно меняется. Все меньше остается прямых критериев и обязательств, все больше появляется отсылок к неким инструкциям и письмам. В результате механизм допуска к аукционам и выполнения лицензионных соглашений становится менее прозрачным и более взяткоёмким.
А ведь нет ничего проще, как ввести в лицензионные соглашения прямые и понятные критерии. Например, объемы инвестиций, геофизических и буровых работ на разведку участка. Не выполнил в срок - штраф. Слишком интенсивно эксплуатируешь месторождение - опять штраф, и ощутимый. Словом, можно выстроить вполне прозрачную систему отношений государства и компаний. Однако Минприроды РФ такие механизмы создавать не торопится, предпочитает преследовать компании с помощью прокуроров.
Если в советские времена за сверхплановую добычу промысловикам давали ордена, то теперь их обвиняют в незаконном предпринимательстве и грозят каталажкой. Эти меры, вызывающие у специалистов недоумение, стали оружием межкорпоративных разборок и передела активов.
Примерно то же самое можно сказать о системе проектирования разработки месторождений. Вроде, все документы рассматривают и утверждают специальные комиссии на местах, подчиняющиеся центральной комиссии и Роснед-рам. По словам А. В. Шпильмана, эта технология не позволяет вытворить что угодно. Необходимые изменения, вызванные природными обстоятельствами, которые заранее не предусмотришь, также утверждают комиссии на местах. «Другое дело, - сказал А. В. Шпильман, - оптимально ли менялись проекты? Насколько устарели правила разработки? Какова была позиция комиссии, принимающей проект или поправки к нему? Здесь есть проблемы».
С учетом этих оговорок тот вроде бы отрадный факт, что количество действующих скважин в последнее время приближается к проектному показателю, не слишком радует. По мнению аналитиков, достигается это обыкновенной корректировкой данных.
Точность- вежливость королей
Чем дальше продвигаешься в лес нефтяных скважин, тем больше шансов наломать дров. Хотя в отчете Научно-аналитического центра рационального недропользования есть повод для некоторого оптимизма: среднесуточный дебит в 2005 г. подрос до 14,3 т, однако вся штука в том, что показатель определяют по действующему фонду скважин. Чем он меньше - тем дебит больше. А официальной отчетности о состоянии фонда скважин не существует. Какую цифру компания даст - та и считается объективным показателем. В начале года глава Минприроды РФ Ю. П. Трутнев доложил президенту страны, что на промыслах не действует лишь 20% добывающих скважин, и доля эта все время сокращается. Однако Л. И. Овсий, исполнительный директор Тюменского научно-технологического центра, объеди-
няющего ведущие НИИ и КБ региона, сказал «ЭКО», что в профессиональной среде говорят чуть ли не о половине простаивающих скважин. «Обычно как делают? - рассказывает он, - прикладывают ладонь к трубе. Если она теплая - значит, скважина работает. Вот и вся автоматика. Но ведь только в ХМАО около 70 тысяч добывающих скважин, все не потрогаешь».
Интрига заключается в том, что в советские времена скважина не была первичным объектом автоматизации. Промыслы оснащали групповыми замерными установками «Спутник». Точность их оставалась в пределах 8-10%, а потому официально считалось, что «Спутники» служат только для оперативного учета добытой нефти. Понимая, что с переходом к платному недропользованию приблизительному учёту рано или поздно придёт конец, специальная группа тюменской фирмы «Сибнефтеавтоматика» (СибНА) с начала 90-х настойчиво работала над конструкцией принципиально иного, нежели «Спутник», замерного устройства. И в 2000 г. представила новинку руководству ХМАО. Правительство округа выдало задание: готовить на ее основе предварительный, или, как его назвали, территориальный стандарт точности измерений нефти, воды и попутного нефтяного газа - всех компонентов, добываемых из скважин. Без преувеличения можно сказать, что тем самым было положено начало принципиально нового этапа жизни отрасли. С самых первых шагов проектом руководил В. И. Кара-сев, заместитель губернатора Югры. Тюменское замерное устройство работает с погрешностью 2,5%, аналогичные зарубежные точнее, но каждое стоит около 1 млн дол., тогда как отечественное - в среднем 1,5 млн руб., при тираже в несколько сотен штук в год. Когда объем заказов поднимется до реальных потребностей - а только на промыслах Западной Сибири работает свыше 14 тыс. «Спутников» -эффект масштаба снизит цену примерно на треть.
Последствия массового использования точных замерных устройств будут многоплановыми. Сегодня вряд ли кто знает, сколько точно страна добывает нефти.
Точность групповых установок «Спутник» - 8-10%. Сертифицированные средства учёта сырья стоят только на входе в систему «Транснефти». Эксперты утверждают, что от скважины до счетчика «Транснефти» исчезает около 10% сырья.
В эти 10% входят и расходы на собственные нужды, и на отопление, и элементарное воровство. «Левую» нефть даже экспортируют. Для этого достаточно договориться с компанией, имеющей квоты. Обзавестись ими при нашей коррупции проще простого.
Но воровство - еще не самое страшное зло. «Спутники» не позволяют контролировать точный объем нефти, извлекаемой из залежи. Это приводит к выборочному отбору запасов. Работают, как правило, скважины, с помощью которых относительно легко снимают «сливки».
Наперекосяк влияют на разработку месторождений и налоги. Из трёх функций - стимулирующей, регулирующей и фискальной - исправно действует лишь последняя. И действует сверхусердно. Сейчас много говорят о ренте, но, главным образом, об экономической. Конечно, её с учётом мировой конъюнктуры можно улавливать и на уровне предприятия, что, в общем-то, и делает цена отсечения при экспорте сырья. А вот с горной рентой сложнее. Когда ею манипулируют также на уровне предприятия, фискальная нагрузка на скважины, дающие много и мало нефти, одинакова. Крупные компании еще как-то выкручиваются. А вот мелкие попадают в тяжёлые финансовые условия, прекращают инвестировать в собственное развитие и вынуждены останавливать низко-дебитные скважины. Это опять же приводит к выборочному отбору запасов. Теперь, когда появились точные замерные устройства, есть возможность постепенно переносить налогообложение с уровня предприятия сначала на лицензионные участки, а потом и на каждую скважину.
Любимая мозоль в миллиарды долларов
Собственно, с начала 90-х сразу несколько законов -о недрах, о техрегулировании, об энергосбережении, о единстве измерений - обязывали и государственные органы, и нефтяников устанавливать строжайший контроль за ра-
циональным использованием недр. Правительство даже установило срок, к которому вся эта система должна была заработать: 2000 г. И что же? В октябре 2001 г. в ответ на записку своего Главного контрольного управления, в которой содержался неутешительный анализ состояния дел в этой сфере, президент страны дал поручение тогдашнему премьеру М. И. Касьянову: «Положение... не отвечает интересам государства... Рассмотрите материалы. и примите необходимые решения. О ходе выполнения докладывайте ежемесячно». К этому времени уже появилось и новое замерное устройство «СибНА», которое надо было только сертифицировать. «Но когда мы приступили к подготовке сначала предварительного, а потом и национального стандартов точности измерения и учета, - говорит Л. И. Ов-сий, - то сразу наткнулись на сильное сопротивление. Как же, ведь мы наступили на любимую мозоль стоимостью несколько миллиардов долларов».
Оппозицию составили крупнейшие нефтяные компании. Моих собеседников больше всего удивило то, что особой агрессивностью выделялась «Роснефть», которая, принадлежа государству, вроде бы, должна была отстаивать его интересы. Поддержали начинание «Татнефть», «Сургутнефтегаз», а также малые и средние частные компании. Предварительный стандарт по измерениям был введён в апреле 2003 г., национальный стандарт утверждён в конце декабря 2005 г. А в середине 2006 г. «Роснефть» отправила письмо в Минпромэнерго с просьбой приостановить разработку национального стандарта. И этот демарш был не единственным, против были и некоторые государственные органы. Возможно, небескорыстно. А письмо «Роснефти» даже обсуждала специальная конференция, в которой участвовали все заинтересованные стороны.
Впрочем, открытая полемика пошла на пользу. Около 30% замечаний, высказанных нефтяниками, были учтены и специалистами «СибНА», и разработчиками стандартов. С другой стороны, совместные обсуждения помогли оппонентам-нефтяникам усмотреть и свою выгоду: в результате учёта добытой нефти сертифицированными устройствами диф-
ференцированное налогообложение, как показывают расчёты, сбережёт предприятиям 40-50% фискальных выплат. К тому же разработчики предложили, а правительство ХМАО поддержало весьма разумную тактику технического перевооружения промыслов. На первый взгляд, поскольку около 70% «Спутников» выработало 10-летний ресурс, их можно с чистой совестью отправить на свалку. Однако была создана методика освидетельствования, модернизации и сертификации таких устройств. И если испытания показывали, что они отвечают требованиям технической безопасности - устройства продолжают работать.
Во-первых, такая тактика перевооружения обходится предприятиям чуть ли не вдвое дешевле. Во-вторых, модернизация с использованием новых механических и вычислительных устройств сохранила привычную систему группового учёта и контроля. Нефтяникам предлагают два вида замерных устройств: стационарные, на 10-18 скважин и мобильные, на базе автомобиля или трактора. Первые по индивидуальной программе с высокой точностью замеряют все компоненты и параметры, переключаясь на каждую скважину. Информация накапливается, её можно передавать по цепочке вплоть до Центрального диспетчерского управления в Москве. Мобильные же устройства незаменимы на тех участках месторождений, которые ещё не подключены к инфраструктуре. В зависимости от дебита скважины они способны автономно вести замеры до нескольких суток.
Ежегодно модернизируется 600-700 замерных устройств. «Наши расчёты показывают, - говорит Л. И. Ов-сий, - что комбинированную программу для ХМАО можно реализовать за три года. Мощности машиностроителей позволяют. Обойдётся она в шесть с лишним миллиардов рублей. Это небольшие затраты».
Программа, конечно, внушает оптимизм, но его слегка корректируют более детальные расчеты. По данным «СибНА», из всех модернизированных замерных устройств нефтяники пожелали сертифицировать только треть. Следовательно, остальные будут по-прежнему использоваться лишь для оперативного учёта добытой нефти. Вся штука в том, что
соблюдение национального стандарта - дело добровольное. Нужен кнут в виде технических регламентов. Сначала их подготовка тормозилась. Теперь новые ГОСТы, в которых прописана организация учета и измерений, готовы и согласованы с Ростехнадзором. Однако Минприроды по непонятным причинам продолжает упираться. Правда, в США нет даже государственных органов стандартизации. Все нормативы для нефтяных и газовых компаний разрабатывают негосударственные институты. Стандарты эти никто никому не навязывает. Но если какая-то машиностроительная фирма их не соблюдает, её продукцию не купят. Однако российские участники рынка вряд ли созрели до такого саморегулирования.
Бури - не хочу...
А пока улита автоматизированного учета едет к каждой скважине и неизвестно когда прибудет, эксперты используют старые методы, которые внушают озабоченность. Прежде всего это касается структуры геологических запасов промышленных категорий в тех месторождениях, которые разрабатываются, и многие - давно. Нефть эту делят на два блока. К одному относят неподвижные запасы, прочно связанные с породой. Их доля в общих геологических запасах ХМАО - 37%.
Второй крупный блок - подвижная нефть, 63% геологических запасов. Она способна двигаться к скважине под влиянием различных методов. Этот блок, прежде всего, делят на начальные извлекаемые запасы, примерно 35% подвижной нефти. Из них 18% сырья уже извлекли за годы разработки месторождений, а остальные 17% - горячий резерв, специалисты Центра рационального недропользования оценивают его более чем в 8 млрд т.
Экспертов беспокоит, что во втором блоке подвижной нефти числятся еще и так называемые остаточные запасы, причем немалые - 28%. Фокус в том, что нефть эта в недрах есть, а вот официально, на государственном балансе, не числится. «Это, - деликатно замечает А. В. Шпильман, - необъяснимое упущение. Ведь запасы подвижной
нефти, по сути, определяют перспективы их рационального использования. Это есть тот естественный предел добычи, к которому нужно стремиться по мере совершенствования технологий разработки месторождений».
Стремиться есть к чему: остаточные запасы подвижной нефти (причем промышленных категорий) превышают запасы Самотлора! Но компании странным образом не проявляют интерес извлекать эту нефть. Степень равнодушия можно определить по времени разбуривания остаточных запасов. Так, если при нынешних темпах работ «Сургутнефтегазу» понадобится для этого 18 лет, то «Лукойлу» - 71, «Роснефти» - 103, а «ТНК-ВР» - и вовсе 204 года. Аналитики считают: компаниям, которым при нынешних темпах работ требуется более 50 лет на разбуривание остаточных запасов, следует крепко подумать обо всех своих возможностях. Расчеты показывают, что, при существующих технологиях разработки и темпах бурения, только по 52 месторождениям не будет отобрано более 720 млн т. Вот она, живая, реальная нефть! А между тем темпы роста добычи падают.
МУНами по КИНу
Автор не играет словами, он использует привычные для нефтяников аббревиатуры. МУНы - это методы увеличения нефтеотдачи, которые, в свою очередь, влияют на КИН -коэффициент извлечения нефти из месторождения. Специалисты центра рационального недропользования отмечают, что в начале века за счет интенсификации и МУН доля добытой нефти стабильно держалась на уровне 12% суммарной добычи округа, а потом чуть снизилась. «Мы оценивали эффективность МУН, - сказал "ЭКО" А. В. Шпильман. -Они дают от 30 до 50 млн т нефти в год. Величина эта колеблется, и точно ее не определишь, поскольку на приток нефти в скважину действует одновременно несколько факторов».
Оговорка эксперта существенна по двум причинам. Во-первых, доля в 12% сложилась, как было сказано, из двух факторов: интенсификации добычи и МУН. А эти факторы хотя на начальном этапе и дополняют друг друга, потом
становятся антагонистами. Ведь интенсифицировать отбор можно и чрезмерной закачкой воды в пласт. Сначала КИН подскочит до небес, а потом вода загонит в неизвлекаемые запасы изрядную долю нефти, и КИН рухнет, что сейчас и наблюдается. Недаром закачку воды относят ко вторичным, а другие МУН - к третичным технологиям. Между прочим, в США, которые лидируют в мире по использованию МУН, на их долю приходится 13%. Всего на процент больше, чем якобы держит ХМАО. А один процент в масштабах страны - это 30 млн т нефти. Равняйся на самом деле тюменский КИН американскому (кстати, в ХМАО добывается почти столько же нефти, сколько в США), ситуация была бы куда как лучше.
Тонкость состоит в том, что реальный КИН специалисты узнают только тогда, когда месторождение иссякнет полностью. На это уйдут десятки лет. Поскольку технологии постоянно совершенствуются, в США, например, веря в прогресс, проектный КИН закладывают в 50%, а в ХМАО - 40%. Эти сухие цифры лучше всего свидетельствуют об истинных намерениях государства. Что уж тут говорить о текущем КИН? Он в ХМАО, по оценкам экспертов «Зарубежнефти», составил только 29%, а по данным И. И. Нестерова - 26%. Даже прогнозный КИН колеблется от 0,276 до 0,382. В России же за 1996-2005 гг. добыча за счет МУН все время снижалась на 1-2 млн т ежегодно, а вовсе не выросла вдвое, до 43 млн т, как это следует из рапортов компаний.
Во-вторых, отчетность по использованию МУН для компаний не обязательна. Аналитики, в том числе органы госуправления, за последние 10 лет довольствуются своими оценками и данными, что «рисуют» компании. Более того, в отрасли нет единой классификации МУН и оценки их эффективности, а независимых экспертов нефтяники в святая святых не пускают. Отсюда и разноречивость оценок. Одни аналитики утверждают, что Россия по уровню и использованию технологий МУН отстала от мира лет на 10-15, другие это отрицают. Одни эксперты отдельные МУН (например, гидроразрыв пласта) числят во вредных, другие - нет. В ре-
зультате, если США с помощью федеральных программ добычу с помощью МУН за последние годы увеличили в три раза, а КИН - на 30%, да еще и перевели в извлекаемые запасы около 65 млрд т нефти, что, между прочим, увеличило эту категорию запасов в мире на 40%, то мы примерно такой же объем нефти загнали в неизвлекаемые запасы.
Если отбросить нюансы, то специалисты все-таки обнаружили некоторые точки соприкосновения. Во-первых, МУН, если смотреть объективно, выгодны не только государству, но и компаниям. Так, стоимость добычи 1 т нефти в освоенных районах с применением МУН обходится в 40 дол., а в новых, с учетом затрат на поиск и разведку, около 70 дол. Но чтобы компании не набрасывались только на лакомые кусочки, а работали по всей площади месторождений, используя при этом МУН, они, компании, как в США, должны быть собственниками, а не временными пользователями участков недр. Тогда не будет смысла собирать с минимальными затратами сливки за те 45-50 лет, пока действуют лицензии.
Другая точка соприкосновения экспертов - фискальное поощрение тех компаний, которые используют МУН. Сейчас начали действовать дифференцирующие поправки в Налоговый кодекс. Компаниям предоставляются льготы с учетом выработки запасов и природных условий. Однако эти меры некоторые специалисты считают ущербными. «Я 6-миллиметровый штуцер на скважине поменяю на 2-миллиметровый, -говорит профессор И. И. Нестеров, - и все запасы у меня тут же станут трудноизвлекаемыми. Поди, проверь, что на самом деле творится в залежи». Профессор А. Р. Курчи-ков, директор Западно-Сибирского филиала Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, считает, что в старых нефтедобывающих районах, где развиты межпромысловые трубопроводы, можно легко перебрасывать с одного месторождения на другое большие объемы нефти и таким образом мошенничать со степенью сложности горных условий. Словом, эти поправки в Налоговый кодекс (кроме налоговых каникул, которые одобряют опрошенные «ЭКО» эксперты) только перераспределяют налоги
между компаниями, сохраняя прежние поступления в федеральный бюджет. Что, видимо, и было целью Минфина РФ.
Даже эти поправки в Налоговый кодекс уже подтолкнули компании активнее модернизировать «Спутники» для автоматизации более точного учета добычи на каждой скважине, а также устанавливать и сертифицировать новые замерные устройства «СибНА». Тем не менее эксперты призывают брать пример с американцев. В США дают льготы по самому факту применения вторичных и третичных МУН, вводу бездействующих, а также использованию малодебитных, бурению горизонтальных скважин, их дополнительного капремонта. Все эти мероприятия трудно имитировать, тем более, что должно соблюдаться обязательное условие - повышаться КИН. Американских нефтяников стимулируют весьма существенно, до 5% снижая налоги, либо отменяют их вовсе на 5-10 лет, а то и до возврата инвестиций на реализацию МУН.
К тому же на Западе с помощью сертифицированных средств учета добытой нефти давно улавливают горную ренту на каждой скважине. Однако российские чиновники утверждают, будто при таком подходе трудно организовать чёткое налоговое администрирование. Между тем, по данным Л. И. Овсия, сертифицированные средства учёта стоят на каждой из пятисот норвежских и девятистах английских скважинах. В Канаде же таких скважин 45 тыс., а в США и вовсе более 520 тыс. И ничего, горную ренту при современном уровне автоматизации собирают без особых проблем и затрат.
Использование точных замерных устройств на всех промыслах сулит огромную выгоду. Когда в 70-х годах в США в связи с истощением месторождений стала падать продуктивность скважин, американцы заметили: издержки контроля добычи перекрывают прибыль. И они начали малопродуктивные скважины продавать физическим лицам, при необходимости устраивая налоговые каникулы. Поскольку средства учёта работают автоматически, один человек, которому часто помогает семья, регулярно объезжает свои несколько скважин, ведёт бухгалтерию. То есть занимается классическим малым бизнесом.
Малодебитными в США считают скважины от 1,4 т до 50 кг в сутки. Их доля составляет около 70%, и дают они более 15% всей нефти. У нас точных цифр нет, но, по экспертным оценкам, в некоторых компаниях к малоде-битным можно отнести 30-40% всех добывающих скважин.
Так что Ханты-Мансийский округ давно созрел для организации масштабного малого бизнеса в нефтяной отрасли. Тем самым мы частично поднимем производительность труда нефтяников, которая, по некоторым оценкам, составляет треть от американской. Огромное количество добывающих скважин выработало амортизацию. Сняв налог на имущество без ущерба для государственных финансов, эти скважины можно относительно дёшево распродать физическим лицам, которые будут платить за аренду земли, а также горную ренту, индивидуальную для каждой скважины.
На Западной Сибири ставить крест рано
В то время как добыча нефти в ХМАО и ЯНАО стагни-рует и вот-вот покатится вниз, специалисты, исповедующие разные научные парадигмы, тем не менее сходятся в том, что запасы нефти здесь еще огромны. Считается, что потенциальные ресурсы Западно-Сибирской провинции составляют около 60 млрд т, из которых за все годы извлечено только 12%. Однако наш крупнейший геолог академик А. А. Трофимук незадолго до кончины писал, что эти прогнозы относятся, главным образом, к четырем верхним горизонтам: кайнозойскому, верхне- и нижнемеловому, а также юрскому. Причем эксплуатировались залежи первых трех этажей, тогда как Андрей Алексеевич большие надежды возлагал на три самых нижних этажа, где можно найти гигантские и даже супергигантские месторождения. «По моей очень осторожной оценке, - писал он, - потенциальные ресурсы триасового, палеозойского и допалеозойского этажей превышают 50 млрд т». И добавлял, что «газонефтеносный потенциал Западно-Сибирской провинции познан и использован менее чем наполовину...»
Куда смелее прогнозы профессора И. И. Нестерова. Он оценивает извлекаемые ресурсы нефти более чем в 580 млрд т
и утверждает, будто годовую добычу нефти здесь можно довести до 700-800 млн т и держать этот уровень долгие годы. Но чтобы взять эту нефть, нужно задействовать все технологические возможности, в том числе и МУН. «Я и мои сотрудники на баженовской свите заложили более ста полигонов, опробовали разные технологии добычи, -сказал "ЭКО" Иван Иванович. - Гарантирую, что каждая добывающая скважина будет давать не менее ста тонн в сутки».
И. И. Нестеров предложил конкретный план: на нераспределенном фонде недр создать эталонные зоны для разных условий залегания нефти. Отработать там новые технологии, которые, как он утверждает, лучше американских. Причем действовать нужно по всему циклу: поиск - разведка -разработка. Этот план профессор изложил в письме президенту В. В. Путину. Ученому ответил консультант департамента письменных обращений граждан администрации президента: дескать, ваше письмо переслали в федеральное агентство по науке и инновациям. Оттуда ответил другой начальник: мы, дескать, провели по этой проблематике конкурс, победила фирма такая-то. А вскоре руководитель этой фирмы обратился к И. И. Нестерову: что делать? помоги...
Иван Иванович показал мне свое новое письмо президенту страны: «Ответ получил, спасибо. Поскольку Россия в моих технологиях не заинтересована, прошу дать разрешение на передачу их другим странам».
Для меня самыми удивительными были два других факта. Во-первых, перспективы Западной Сибири почти одинаково оценивают два старых антагониста - И. И. Нестеров и Р. М. Бембель. Последний, как могут помнить читатели «ЭКО», является одним из авторов новой геосолитонной концепции естествознания*, а профессор Нестеров ее не признает. И тем не менее оба ученых не только называют примерно одни цифры прогнозных ресурсов региона, но еще и утверждают, будто запасы не конечны, они постоянно возобновляются. И это - второй удивительный факт!
Подробнее см.: Огнев И. А. Геосолитоны - вечные двигатели Земли и Вселенной? // ЭКО. 2007. № 7. С. 105-133
