Экономика добычи

размер шрифта: Aa | Aa
04.07.2012 10:43

By Energy Focus

Метраж тоннаж не тянет

Темпы нефтеотдачи в России все больше отстают от темпов бурения

В российской добыче нефти наступило новое время - время объемной работы и получения куда более скромных результатов, чем прежде. Именно к такому выводу приводит анализ основных показателей отрасли, характеризующих экономику добычи нефти в РФ. Динамика объемов темпов бурения и нефтеотдачи за последние пять лет, уместивших в себе расцвет нефтяного рынка, его спад, а затем, что называется, отскок от дна, показывает: рост производства черного золота в Федерации достигается ценой ухудшения экономики промыслового бизнеса.

Причина в том, что эксплуатационное бурение - основа добывающей промышленности - наращивая свои масштабы вплоть до двузначных цифр в некоторые из этих пяти лет, не смогло, и теперь уже ясно, не может обеспечить в масштабах всей страны адекватный прирост нефтеотдачи. Это значит, что экономика промыслового производства в России существенно изменилась, и адаптация к новым реалиям отрасли неизбежна для всех предприятий «нефтянки» - от добычных до сервисных.

Судите сами: с 2007 по 2011 год (а он, похоже, тоже оказывается предкризисным) уровень отдачи нефти и конденсата в РФ вырос с 491 млн твг до 511 млн, - или на 4,1%. В этом общем потоке производство черного золота у собственно нефтяных компаний, напротив, хотя и микроскопически, но снизилось с 440,743 млн твг до 436,551 млн, то есть на 1%.

Ежегодный же объем эксплуатационного бурения за эти пять лет у нефтяников подскочил с почти 13 тыс. м до более чем 17,5 тыс., то есть рост составил почти 35%. (Сразу оговоримся, что мы выводим за скобки добычу жидких углеводородов, которые извлекают дочерние предприятия собственно «Газпрома». Наша позиция в данном случае такова, что газовый гигант работает в других экономических, да и производственных условиях, чем нефтяники, а оттого пример и цифры «Газпрома» для рассмотрения состояния дел в этой сфере ТЭК не показательны).

У одних «столпов» отечественного нефтяного бизнеса (см. «В разрезе проходки и отдачи») и в определенных нефтегазовых районах (см. «Велика Россия») положение с соотношением проходки-отдачи уже без экивоков драматично, у некоторых – пока благополучнее. Но в целом, даже без текущего снижения цен на нефть, экономика добычи ухудшается.

«Паровоз» утратил пар

Наиболее яркую иллюстрацию к тезису о том, что бурение «не дотягивает» добычу, дают показатели Западной Сибири - отечественного «паровоза», который вывел СССР в последнюю треть прошлого века на глобальный нефтяной рынок, и на протяжении многих лет обеспечивает основную часть российской добычи черного золота.

ХМАО-Югра. Этот регион все еще дает более половины ежегодного производства нефти в РФ. Но в 2007 году он вышел на пик добычи, после чего начал ее снижение. Неожиданностью такой «спуск» на самом деле не был: еще в том самом «золотом» году промысловики увеличили бурение на 16% относительно 2006, но получили прибавку к добыче - всего в 1%.

За следующую пятилетку «ножницы» разницы между объемами проходки и отдачи стали намного шире: масштабы ежегодного эксплуатационного бурения выросли с 10178 тыс. м в 2007 году до 12937 тыс. в 2011, то есть более чем на 27%. Однако на фоне этих усилий уровень нефтяного производства снизился с 278,4 млн твг до 262,5 млн, или почти на 6%. Противоположные векторы роста бурения и снижения отдачи – звенья одной цепи, тенденции, а именно: ухудшения рентабельности бизнеса ханты-мансийских нефтяников. Понятно, что факторов влияния на стоимость производства больше, но даже указанные ориентиры позволяют определить положение экономики добычи здешней «нефтянки»: минус 33% доходности всего за пять лет и только на этапе операции проходка-отдача.

 

Территория упадка

Та же картина к северо-востоку от ХМАО-Югры: в ЯНАО, где крупнейшие нефтяные недропользователи добыли вместе в 2007 году 38,6 млн твг, в 2011 – почти 30 млн, а динамику эксплуатационного бурения обеспечили, соответственно, на уровне 1790 тыс. м и 1028 тыс. Статистическое снижение показателей проходки в существенной степени обусловлено здесь внутрикорпоративным перераспределением в эти годы месторождений между различными западносибирскими подразделениями «Газпром нефти» (ГПН), отчего цифры отчетности частично перешли от одних к другим региональным предприятиям. Реальным ориентиром при рассмотрении дел в ЯНАО являются данные крупнейшей добывающей компании региона - «ГПН Ноябрьскнефтегаз». За пять лет он уменьшил уровень ежегодного производства почти на 36% (с 19,2 млн твг до 12,3 млн), а бурения - немногим более чем на 1%, притом, что за эти годы не раз поднимал планку проходки: как в 2010 году почти до 19% (925 тыс. м).

Геологические условия в ЯНАО и ХМАО разнятся (в большинстве месторождений ЯНАО нефть залегает на меньших глубинах, чем в ХМАО-Югре), однако соотношение вложенных усилий и получаемых результатов весьма схоже. То есть технологический уровень разработки оказывает на результаты нефтеотдачи не менее значимое воздействие, чем степень истощенности недр.

На других просторах Западной Сибири (в Томской, Новосибирской, Омской области) результаты крупнейших нефтедобытчиков весьма убедительно показывают, насколько высокой ценой сегодня поддерживается видимость благополучия нефтеотдачи в большинстве районов традиционных промыслов. В этом регионе в 2007-11 гг. ежегодный объем производства черного золота «крупняками» снизился всего на 1,5% - с 14,1 млн твг до почти 13,9 млн. что очень неплохо смотрится со спадом соседей.

Но давайте оценим, как был удержан темп сползания производства. Компании, давшие указанный объем нефти, за это же время увеличили совокупный ежегодный объем бурения с 499 тыс. м до 872 тыс., то есть почти на 75%. Колоссальный рост затрат, усилий и, соответственно, драматичное снижение рентабельности предприятий. Для сравнения: в минувшие пять лет средняя мировая цена нефти выросла с $72 до $109 за баррель, то есть на 50%. Это значит, что в относительных цифрах в данной части Западной Сибири увеличение расходов на бурение наполовину перекрыло прибавку доходов предприятий на рынке!

Конечно, очерченный здесь край огромен, и экономика нефтедобычи у различных недропользователей развивается по-разному. Скажем, «Томскнефть ВНК» уменьшила ежегодный уровень производства на 8%, притом, что увеличила объем бурения на 23%, а «Новосибирскнефтегаз» сократил добычу аж на 64%. Тем не менее, в этих же краях «Альянснефтегаз» нарастил производство с 60 тыс. твг до 677 тыс., а ООО «Столбовое» с 33 тыс. - до 565 тыс. Такие примеры дают понять, что даже в традиционных регионах нефтедобычи при общем спаде производства имеются точки роста добычи. Дело и в возможностях конкретных месторождениях, и в цене вопроса, то есть в объеме вложений в разработку.  

И все же территория, где положение с экономикой добычи являет признаки упадка, выходит далеко за пределы Западной Сибири. Характерный пример Тимано-Печорская провинция (НАО и Коми). За минувшие пять лет основные нефтедобытчики обеспечили рост совокупного производства с 22,2 млн твг до 26,6 млн, или на 20%. Ориентируясь по крайним датам этого периода, для подъема понадобился вполне умеренный объем затрат на эксплуатационное бурение. Его уровень в 2011 году относительно 2007 вырос всего на 11%. Однако в последнюю пару лет экономика добычи здесь вошла, что называется, в «красную зону». Уровень нефтеотдачи в ТНП снижается и при этом темп падения нарастет (в 2010 минус 3%, в 2011 – 8%), тогда как объемы проходки недропользователи увеличивают (на 13% и 7% соответственно). Такой ход событий дает основания полагать, что ТНП близка к тому, чтобы ханты-мансийский вариант развития экономики нефтяной добычи стал и ее судьбой.

Схожим образом обстоят дела на юге России (Северо-Кавказская провинция) и на крайнем западе, где оперирует «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть»…

 

Места силы

Не будем лукавить: как и 100 лет назад, так и сегодня бурение новых добычных скважин для увеличения нефтеотдачи – это, безусловно, метод самого массированного воздействия на пласт, и наиболее короткий путь к расширению производственных горизонтов. Однако даже пример тех нефтяных регионах России, которые пока поддерживают рост в масштабах Федерации, данная стратегия начинает демонстрировать пределы своих возможностей. И, следовательно, рентабельности.

Главный нынешний драйвер российской «нефтянки» - это Восточная Сибирь и Дальний Восток, включая Красноярский край с его Юрубчено-Тохомской зоной, ориентированной на экспорт в АТР. Уровень нефтеотдачи этой части РФ за пять лет умножился с почти 17,4 млн твг до более чем 43,8 млн только по показателям крупнейших недропользователей, то есть почти на 252%. Но бурение выросло еще круче – на 285%. Главная проблема здешней экономики добычи – необходимость создания почти с нуля промысловой и транспортной инфраструктуры. Поэтому неудивительно, что недропользователи на востоке постоянно твердят властям о невозможности дальнейшего производственного роста без предоставления налоговых послаблений для увеличения инвестиционных возможностей.

В этом плане несколько лучше положение в Оренбуржье, где нет проблем с инфраструктурой, как на востоке Сибири, а недра не столь истощены, как в ее западной части. Ежегодный уровень добычи (крупнейшими недропользователями) вырос за рассмотренные годы с 16,9 млн твг до 22,1 млн, или почти на 31%. Объем проходки увеличился с 168 тыс. м до 406 тыс. или на 242% (главный двигатель и добычи и бурения - «Оренбургнефть»). Понятно, что рост усилий и затрат велик, но он дает нефтеотдачу, а не всего лишь смягчает спад, как на промыслах Западной Сибири.

Между тем, не все так очевидно с напрашивающимся выводом о том, что рост объема бурения и снижение нефтеотдачи – это неизбежная судьба всех регионов, где добыча ведется помногу лет и объективно приводит к промысловой деградации, и ухудшению экономики производства. Так-то оно так, но современные технологии и расширение инструментария для повышения нефтеотдачи позволяют превратить стагнацию в подъем, даже в краях, где добыча нефти ведется куда дольше, чем в ХМАО-Югре. Пример этому Волго-Уральский регион, большая часть которого находится в масштабной промышленной эксплуатации с середины 50-х годов прошлого столетия.    

За последние пять лет годовой уровень бурения главных нефтедобытчиков региона вырос с 896 тыс. м до 1032 тыс., то есть на 15%, а производство - с почти 72 млн твг до 78 млн, или приблизительно на 8,3%. Конечно, нефтеотдача не оказалась адекватной масштабам проходки. Но разрыв между показателями, по нынешним российским меркам, не так и велик, притом, что рост объема бурения регулярно перемежевывался в эти годы со спадом, тогда как добыча росла непрерывно.

 

Роль личности в истории

Эксперты отмечают, что свою роль в этом сыграла смена собственников «Башнефти», которые взялись за наращивание доходности актива и интенсификацию отдачи башкирских месторождений, применяя для этого самые разнообразные методы и технологии: от эксплуатационной проходки до химического воздействия на пласт. И вот что примечательно: компания увеличила нефтеотдачу с 11,6 млн твг до 15,1 млн, или на 30%, а объем эксплуатационного бурения снизила с 298 тыс. м до 121 тыс. (минус 59%). То есть, по меньшей мере, на этой операции «Башнефть» сократила затраты и улучшила экономику добычи. (Уточним, в 2008 у «Башнефти» был буровой рывок почти на 67%, но после этого она снижает уровень проходки в среднем по 30% ежегодно). Схожая тенденция характерна у «Татнефти», чей уровень бурения почти не изменился, а добыча выросла почти на 2%. Вот и еще одно доказательство тому, что чем хуже качество ресурсной базы, тем большее значение имеют технологии разработки.

Других крупнейших нефтедобытчиков России можно разделить на две группы. Те, кто наращивают объемы бурения, и в результате увеличивают отдачу: «Роснефть», ТНК-ВР, НОВАТЭК, «Тоталь РРР», более мелкие, но многочисленные «независимые» компании.

Другие же ВИНК, то есть подавляющее большинство, расширяют масштабы эксплуатационной проходки, но в результате все равно теряют добычу. Выделить тут можно только «Сургутнефтегаз», «РуссНефть», «ЛУКОЙЛ», у которых разрыв между этими показателями очень высок. Производственная связь этих компаний с ХМАО-Югрой оказывает обоюдное влияние на показатели региона и недропользователей. Но Вагит Алекперов твердо намерен сместить сырьевую базу «ЛУКОЙЛа» из Западной Сибири в другие регионы (российский Каспий и зарубежье), а Владимир Богданов, всей своей жизнью связанный с Тюменью, похоже, намерен бурить и бурить на малой родине, штучно приращивая к сургутской основе активы в других регионах, как, например, в Восточной Сибири. «ЛУКОЙЛ» нацелен снять сливки за пределами ХМАО-Югры, а «Сургутнефтегаз» - бороться за каждую каплю ее нефти. Стратегии разные, но тенденции в проходке-отдачи пока идентичны, и только время покажет, какой вариант улучшения экономики добычи эффективнее…

 

«Умные» скважины для зрелой добычи

В этой общей не слишком радостной картине интересен пример волжан, который отчетливо показывает, что модернизация традиционной стратегии увеличения нефтеотдачи через бурение может давать неплохие результаты. Да и, в целом, в России комплекс скважина-качалка постепенно превращается в технологически развитое сложное производство по добыче нефти. Увеличение числа ГРП, объемов горизонтального бурения (за пять лет рост с 1373 тыс. м до 1854 тыс. м, то есть на 65%), бокового, одновременная эксплуатация разных пластов с помощью одной колонны, и т.д. – все это шаги по названному пути.

Дальнейшая и существенная инновация добычи, скорее всего, единственная возможность для нефтяников сбалансировать экономику производства при разработке российских месторождений. В своем большинстве они пребывают уже в весьма зрелом возрасте, и для продолжения рентабельной эксплуатации требуют не столько увеличения числа скважин, сколько экономии расходов и максимизации эффекта имеющихся мощностей. Классический пример такой политики – нынешняя эксплуатация ТНК-ВР высоко обводненного Самотлора, где оператор сосредоточен не росте добычи, а на минимизации издержек на всех этапах производства.

Поэтому рискнем предположить: в нынешнем десятилетии нефтяные компании (за пределами Восточной Сибири и российского Каспия) начнут постепенно оптимизировать бюджеты на эксплуатационную проходку и строительство новых скважин. Зато больше средств они станут выделять на применение прогрессивных методов усиления нефтеотдачи, капитальный и текущий ремонт стволов. Так что сервисным компаниям стоит уже сейчас готовиться к трансформации спроса на свои услуги.  

 Бокс 1

В разрезе проходки и отдачи

Динамика показателей основных нефтяных предприятий отрасли

Компания         Добыча, тыс. твг  /  Эксплуатационное бурение, тыс. м

                                     2007               2008                2009                 2010                 2011

«ЛУКОЙЛ»       91432/2638     90245 /2974      91176 /2383      90103 /2284     85322 /2489

«Роснефть»      112621/2514   115772 /2488     116286/2587       113791/2812   116076/3451  

«Газпром н/г»  32570 /1694     30735 /2336       29880 /2159       29829 /2558   30295 /2221

«Сургут н/г»     64495 /3191     61684 /3127       59634 /3657       59548 /4208   60781 /4530

ТНК-ВР             69438 /1106     68794 /1319       70237 /1333       71654 /1636   72636 /1890

«Татнефть»       25741 /488      26060 /449         26107 /394          26112 /464       26194 /488

«Башнефть»     11606 /298      11738 /426       12234 /346         14145 /234     15106 /121

«Славнефть»   20910 /867       19571 /743       18894 /766         18363 /941     18086 /781

«РуссНефть»   14169 /203       14246 /370       12687 /178         12986 /334       13635 /559

НОВАТЭК       2610 /1             2736 /34          3322 /43             3831 /63         4121 /60             

Прочие            20974 /629       24125 /507       25983 /267          38196 /884       41140 /1384

СРП                  13824 /76        11983 /61         14777 /29             14424 /66         15081 /7

 

Бокс 2

Велика Россия

Динамика показателей основных нефтяных районов РФ*

Регион               Добыча, тыс. твг    /    Эксплуатационное бурение, тыс. м  

                                   2007              2008                2009                 2010                     2011

ХМАО-Югра 278400/10178   277600/10677   270500/10870   266000/12036   262500/12937

ЯНАО             38616 / 1790   35137 / 963       29528 /756       31105/1056      29894 / 1028

Зап. Сибирь   14075 / 499       14164 / 516       13604 /334       14000 / 335     13879 / 872

Оренбург       16907 / 168     18013 / 215       19441 / 317       21605 / 359       22053 / 406

ВС и ДВ        17398 / 202       15830 / 295       24002 / 406       35420 / 446   43857 / 576

ТПН               22237 / 254      24651 / 279       29911 / 232       28903 / 263       26567 / 281

Волга-Урал   71955 / 896       72367 / 1121     74843 / 994     75109 / 1079     78014 / 1032  

Юг                 3050 / 11         2651 /   2           2394 / 0           2268 / 11     3016**/ 11

Запад              1422 /   15         1425 /   9           1315   / 5         1205 / 7         1118   /   3

  

* Крупнейшими производителями

** Рост за счет статистики «Грознефти»

By Energy Focus. 04 июля 2012


PDFПечатьE-mail
 

Добавить комментарий

Защитный код
Обновить