Господдержка
В России сосредоточены крупнейшие запасы нефти, ее добыча растёт и уже превышен психологический порог в 550 млн. тонн. Это стало возможно благодаря тем мерам по стимулированию нефтяной отрасли, которые были предприняты в последнее время государством – считает заместитель директора департамента добычи и транспортировки нефти и газа Минэнерго России Андрей Васильевич Терешок, рассказавший об основных тенденциях нефтегазовой отрасли и мерах господдержки добычи ТрИЗ.
Среди основных мер государственного стимулирования нефтедобычи докладчик отметил ряд принятых инициатив: меры поддержки добычи в Восточной Сибири, льготы по НДПИ, по экспортной пошлине, уникальный налоговый режим для шельфовых месторождений с либеральными ставками, а также систему поддержки добычи трудноизвлекаемой нефти.
В последнее время государство особенно стимулирует геологоразведку. В рамках поддержки введен особый коэффициент по налогу на прибыль, на затраты, связанные с геологоразведкой на континентальном шельфе, (в будущем планируется распространять эту меру на он-шорные месторождения) и увеличивать коэффициент по континентальному шельфу, поскольку текущий уровень коэффициента относительно низкий и не создаёт достаточно стимулов – отметил А. Терешок.
Спикер акцентировал внимание на том, что по стимулированию добычи нефти в конце 2018 г. была принята дорожная карта, состоящая из нескольких разделов: первый основан на проведении инвентаризация всех основных месторождений с совокупном объёмом запасов боле 5 млн тонн на предмет их экономической рентабельности. Работа должна завершиться к лету текущего года, а по результатам будет проведён перечень всех основных объектов разработки и дана оценка их экономической рентабельности. На втором этапе будут подбираться конкретные налоговые механизмы, чтобы максимально нивелировать разницу между технологически достижимым и экономически обоснованным профилем. Также будет проводиться работа, связанная с поддержкой добычи нефти в Западной Сибири. Сегодня все говорят о малой рентабельности их разработки, но мало кто обращает внимание на их главный плюс, который заключается в том, что они находятся в регионе с развитой инфраструктурой. Запасы там достаточно велики, но необходимость дополнительного бурения в текущих налоговых условиях низкая, поэтому создание дополнительных стимулов позволит нарастить добычу и повысить уровень инвестиций.
Говоря о перспективах А. Терешок подчеркнул, что будет продолжена работа по созданию стимулов для геологоразведки, обсуждается вопрос расширения сферы действия НДД. Кроме того, планируется создать более справедливую систему налоговых льгот для Восточной Сибири. На настоящий момент льгота по НДПИ для региона отсчитывается от даты выдачи лицензии – это несправедливо, поскольку с выдачи лицензий до момента ввода месторождения в промышленную разработку проходят минимум 4, а то 7 лет. Соответственно, эффективный период льготы теряется и по сути, выходя на промышленную добычу, когда идёт активное разбуривание месторождения, компания лишается льготы по НДПИ. Докладчик отметил, что в министерстве планируют внести изменения в налоговый кодекс с тем, чтобы даты отсчёта действия льготы по НДПИ для новых регионов добычи начинались с момента достижения промышленной добычи, т.е. от одного процента выработанности, как это уже сделано для некоторых шельфовых месторождений.
Отдельно была отмечена необходимость создания стимулов для применения методов увеличения нефтеотдачи. Применение МУН резко увеличивает себестоимость, особенно на начальном этапе пока технологии не отработаны. Дальнейшее их тиражирование должно быть увязано с тем, что будут предоставляться определённые налоговые послабления. Механизм администрирования пока до конца не понятен, но ключевой момент в том, что вся дополнительная добыча, получаемая с применением этих методов, должна облагаться по пониженной ставки НДПИ.
Отдельно остановившись на стимулировании добычи на малых месторождениях, спикер обозначил две проблемы. Во-первых, льгота для месторождений с запасами менее 5 млн тонн есть в настоящее время в налоговом кодексе. Но 5 млн тонн определяется на конкретную дату, поэту есть месторождения, которые по факту не получают эту льготу. Во-вторых, к малым можно отнести и месторождения в 10 и 15 млн тонн на начальных извлекаемых запасах.
Выступление вызвало много вопросов. Председатель Экспертного совета по механизированной добыче нефти Р.С. Камалетдинов заинтересовался показателями удельного энергопотребления по нефтяным компаниям и попросил уточнить, есть ли возможность расширить список сводок ЦДУ ТЭК.
Г-н Терешок пообещал, что в случае поступления обращения этот вопрос будет проработан, оговорившись, что основной источник информации - это нефтяные компании, поэтому ответить могут ли они формировать такую отчётность и с какой периодичностью, на каком уровне детализации - нельзя.
Других участников дискуссии больше интересовали меры государственной поддержки. Тарасов Максим Анатольевич, начальник отдела добычи «Сургутнефтегаз», попросил выступающего уточнить вопрос льгот, касающихся добычи высоковязкой нефти: «Мы планируем начать работы в Тимано-Печорской провинции, где есть осложняющие факторы - высоковязские нефти. Предусматривается ли льготы, потому что на текущий момент добыча там не рентабельна»?
- По высоковязким нефтям есть льготы по НДПИ, льгота по экспортной пошлине для нефти вязкостью свыше 10000 мПа. В рамках нашей работы эти залежи попадут в период инвентаризации.
Были вопросы, касающиеся того, изменится ли политика государства в отношении добычи сланцевой нефти?
- ТрИЗ – это отчасти та же сланцевая нефть. Есть льготы по НДПИ – они достаточно большие - от нулевой ставки до 20%. Вопрос разработки баженовской свиты актуальный для ряда регионов и его решение связано с технологическими полигонами, где можно будет отрабатывать технологии.
Фонд скважин
Вопросы связанные с добычей ТрИЗ волнуют не только с точки зрения льгот, предоставляемых на их разработку. Сегодня одни из основных трендов нефтяной отрасли - сокращение доли высококачественных запасов по категориям АВС 1, две трети из которых, а это 12 млрд тонн, классифицируются как ТрИЗ – рассказал Рустам Сагарярович Камалетдинов в своем докладе, посвященном основным показателям механизированного фонда скважин. Среди других трендов он отметил доминирование государственных нефтяных компаний в структуре добычи нефти, низкий прирост разведанных запасов из-за снижения инвестиций в ГРР, консолидацию нефтесервисной отрасли и, конечно, активное внедрение цифровых технологий.
Начиная с 2007 года добыча нефти в России увеличилась до 517 миллионов 483 тыс. тонн. За последний год прирост составил 1,7%. Достигнуто увеличение добычи нефти за последние 5 лет компанией Роснефть, Газпромнефть, Татнефть, Башнефть. Снизили добычу жидких углеводородов за последние 5 лет в компаниях Лукойл, Сургетенфтегаз, Славнефть, и Руснефть.
Общий фонд скважин, дающих продукцию за последние 11 лет вырос на 18%.
Спикер привел интересные данные по фонду нефтяных скважин.
Так, количество скважин, оборудованных УЭЦН за 11 лет вырос на 55%. Дающий фонд УШГН на начало 2008 года составлял 57393 скважины. Если 10 лет назад УЭЦН занимали 51 % фонда, то сейчас эта цифра выросла до 67%. Эта долговременная тенденция вызвана необходимостью обеспечить максимальные отборы скважин. Сегодня УЭЦН добывается 81 % нефти от общего объёма добычи.
Рассматривая фонд скважин дающих продукцию по крупным нефтяным компаниям на начало текущего года, докладчик отметил, что дающий фонд скважин, оборудованных УЭЦН в Роснефти на начало года составлял 38 303 или 37%. По Сургетнефтегазу – 25 626 скважин или 20%, ПАО Лукойл – 19499 19%, Газпромнефть – 7350 (7%), Татнефть – 4285, Славнефть – 3687, Руснефть – 1796 скважин. Фонд скважин оборудованных УШГН: Татнефть – 15850 (35%), Роснефть – 14753 (32%), Лукойл – 7214 (16%), Сургутнефтегаз 1446 (3%).
Подробнее Р. Камалетдинов остановился на вопросах межремонтного периода работ скважин всего нефтяного фонда с разбивкой на УЭЦН и УШГН. МРП нефтяного фонда за последние 10 лет увеличился на 48%. МРП фонда оборудованных УЭЦН увеличился на 49%, УШГН - на 59%.
Называя компании, которые за последний год значительно увеличили МРП работ скважин, оборудования по всему фонду, докладчик отметил, что за последний год наибольший прирост достигнут компанией Газпромнефть - 15%, Руснефть – 13%, Татнефть - 10%. В целом прирост по всему фонду составил 6 %. Самый высокий МРП по УЭЦН на 1 января 2019 года достигнут в Сургетнефтегаз - 1122 суток, далее Башнефть - 962 суток, Газпромнефть – 889 суток, Славнефть – 848, Роснефть – 795, Лукойл – 657, Руснефть – 704.
МРП по УШГН на начало года достигнут Башнефтью – 1126 суток, далее Татнефть – 1109, Лукойл – 813, Роснефть – 747, Сургутнефтегаз – 525, Руснефть – 469 и Славнефть – 247 суток.
Рассматривая мировой рынок добычи, докладчик проанализировал динамику его сегментов. Так, в 2007 г. общий мировой рынок сервиса составлял 276 млрд долл. В 2008 г. он увеличился до 324 млрд долл. В годы кризиса происходит снижение на 16%, после чего наблюдается значительный рост до 464 млрд в 2014 году. Кризис 2015 года приводит к падению на 28 % (до 336 млрд), в следующем году падение продолжилось и достигло 33%, в 2017 году относительно 2016 г. был прирост на 5%, а в 2018 г. увеличение на 10 %.
Отметив, что в 2009 г. российский рынок сервиса занимает 5% мирового, более подробно Р. Камалетдинов остановился на сегменте механизированной добычи. В 2007 г. рынок составил 6 млдр 240 млн. долл, в 2008 г. он вырос на растём на 23 %, максимума рынок достигает в 2014 году и составляет 15 млрд 293 млн. после чего пошло снижение в 2015 году на 27 %, в 2016 г. ещё на 28%, в 2017 г. увеличение на 9%, в 2018 увеличение на 13% до 9 млрд 920 млн. долл.
Докладчик отметил интересный факт: сегодня 58% рынка занимают три компании - Halliburton, Schlumberger и Baker Hughes, их суммарная выручка составляет 5,7 млрд долл, но также, не без удовольствия подчеркнул, что есть и российские компании: Борец, Новомет, выручка которых за прошлый год составила 940 млн. долл (9,5 % от всего мирового рынка).
Подводя итог, Р. Камалетдинов делает вывод о том, что сегодня можно прогнозировать существенные изменения рынка механизированной добычи в ближайшие годы. Но для безусловного выполнения государственной стратегии по развитию программы ТЭК России необходимо изменить подходы к регулированию и функционировании сервисного рынка механизированной добычи.
Технологии и оборудование
Доклады второй сессии были посвящены новым технологиям и оборудованию.
Начальник центральной службы сопровождения ПАО «Сургутнефтегаз» Кириченко Владислав Викторович рассказал о эксплуатации УЭЦН малодебитного фонда скважин компании. Он отметил, что ежегодный рост фонда скважин, оборудованный УЭЦН, составляет до 4%, а ежегодный рост малодебитного фонда – до 8%. В качестве путей решения по увеличению эффективности эксплуатации малодебитного фонда скважин с УЭЦН докладчик называет: конструктивное усовершенствование оборудования, организационные решения и поиск альтернативного УЭЦН оборудования.
Подробнее спикер остановился на эксплуатации УЭЦН на фонде скважин Октябрьского района, где добыча осложнена повышенной пластовой температурой и интенсивным солеотложением. В целях повышения эксплуатационных показателей с 2015 года производится 100% комплектация термостойким оборудованием и оборудованием с повышенной износостойкостью, что позволило сформировать положительную динамику наработки УЭЦН.
С 2017 г. оборудование повышенной надёжности стало применяться на других месторождениях осложнённого фонда скважин компании. Объем внедрения оборудования повышенной надёжности за 2018 г. достиг 5480 единиц в зависимости от осложняющих факторов или около 12,5% от годового объёма монтажей – рассказал В. Кириченко
Он также отметил, что в компании работает служба сопровождения эксплуатации при ЦБПО ЭПУ, которая контролирует эксплуатацию ЭПУ, выдает рекомендации службам НГДУ по текущей эксплуатации, анализирует причины отказов и риски осложнений при эксплуатации УЭЦН, а также разрабатывает специальные варианты комплектаций УЭЦН.
В условиях стопроцентного охвата механизированного фонда скважин системой телемеханики и дистанционного управления осуществляется мониторинг эксплуатационных параметров УЭЦН. С 2017 г. в компании введена в промышленную эксплуатацию программа "Выявление отклонений в работе УЭЦН и прогнозирование возможных отказов". Своевременная реакция на изменение условий эксплуатации УЭЦН позволяет предотвратить отказ оборудования. За 2018 г. на целевом фонде скважин, количеством более 6000 выявлено и устранено более 900 отклонений, создающих риск преждевременного отказа оборудования.
Об итогах работы механизированного фонда скважин АО «Зарубежнефть» за 2018 год
Рассказал заместитель начальника отдела добычи нефти и газа Саломов Искандер Пулатович.
Говоря о показателях работы механизированного фонда ООО «СК «Русвьетпетро» он отметил, что за скользящий год на 01.01.2019 произошло 46 отказов ГНО. Основная доля отказов приходится на снижение сопротивления изоляции (R-0) и проведение ППР по 14 отказов. Рост проведения ГТМ ППР связан со старением фонда, средняя наработка составляет 2035 суток. Основные потенциальные проблемные области – это борьба с осложнениями: АСПО, недостаточный приток, вязкость, солеотложения, а также оптимизация глубины спуска УЭЦН. Рассматривая показатели ООО «Зарубежнефть-Добыча Харьяга», докладчик отметил, что в целом наблюдается снижение среднего забойного давления и динамического уровня, что обусловлено естественным истощением пластов. За 2018 г. наблюдается положительная динамика показателей работы механизированного фонда, выполнен показатель МРП, что связано со снижением количества отказов за скользящий год. Анализ работы механизированного фонда ООО «Зарубежнефть-Добыча Самара» показывает, что стабилизация средних дебитов по нефти и жидкости обусловлена вводом новых скважин № 3П Пашкинского м-р (АО «Оренбургнефтеотдача»), № 2 Р Нижнемазинского м-р (АО «Ульяновскнефтегаз»).
Режимы работы скважин характеризуются низкими забойными давлениями.
Новые разработки
Третья сессия была посвящена новым разработкам, появившимся у производителей оборудования. О своих новинках рассказали представители ведущих игроков отрасли. С докладом об опыте эксплуатации гидрозащиты нового поколения с динамическим лабиринтом
выступил начальник отдела разработок АО «РИМЕРА» Трулев Алексей Владимирович. О новых технологиях НПФ «Пакер» рассказал руководитель центральной инженерной технологической службы ООО НПФ «Пакер», Змеу Артем Александрович.
В рамках сессии также прозвучал доклад начальника бюро Департамента инновационных разработок АО «Новомет-Пермь». Михаил Васильевич Паначев, рассказал об объемных насосах «Новомет» для добычи вязкой нефти.
При эксплуатации ШГН следует учитывать ряд проблем и ограничений, к которым, в первую очередь следует отнести высокие капитальные затраты и длительный срок обустройства новой скважины, сложный монтаж наземного оборудования, ограниченные по глубине спуска и кривизне скважины, истирания НКТ штангами, недостаточную надёжность клапанных пар, ограничения по температуре и содержанию газа. Возникает необходимость подбирать материалы резины и зазор между ротором и статором к конкретной скважинной жидкости – рассказал спикер.
Для добычи вязкой нефти компания разработала новую конструкцию объемного насоса пластинчатого типа, позволяющего заменить винтовые насосы с верхним приводом. Оборудование уже было применено на Восточно-Мессояхском месторождении, осложненном большим количеством механических примесей.
О перспективах увеличения ресурса высокооборотных погружных насосов рассказал к.т.н. Смирнов Николай Иванович, ведущий научный сотрудник ИМАШ им. А.А. Благонравова РАН.
Основываясь на результатах опытов, спикер делает ряд заключений о том, что при изменении частоты вращения в два раза при одном и том же расходе скорость изнашивания рабочего колеса увеличилась в 2,6 раза, направляющего аппарата в 10,9 раз. Значение показателя степени при скорости потока жидкости с абразивными частицами для порошковых материалов составляет 2,5 - 3; для направляющих аппаратов равно примерно 3,4. Изменение расхода в два раза при прочих равных условиях не приводит к существенному различию в скорости изнашивания. Оценочное изменение интенсивности эрозионного износа насосной ступени одного типоразмера при условном диаметре 75 мм: при увеличении частоты вращения с 2870 об/мин до 10000 об/мин и показателе степени 3 интенсивность увеличится в 42 раза. Окружные скорости соответственно равны3 9,25м/с и 11,3м/с.
Круглый стол
Завершающим этапом конференции стал круглый стол «Инновации в нефтедобыче», в котором приняли участие Олег Перцовский (Сколково), Данила Шапошников (венчурный фонд PhystechVentures), Константин Надененко (венчурный фонд «Лидер»), Нина Феодосиади (Акселератор Уральского федерального университета), Андрей Кузнецов (инноватор).
Участники обсудили проблемы венчурных фондов, инвестиций в новые проекты, а также пути их решения. Так, Д. Шапошников в качестве одной из основной проблемы обозначил отсутствие инвестиционных денег, объясняя это тем, что нефтегазовые компании не инвестируют в новые технологии, а дают только заказной НИОКР, при этом технология остается внутри компании. У большинства мейджоров есть свои корпоративные фонды: BP, Total и т.д. Надо смотреть на опыт зарубежных коллег – предложил спикер, отметив также, что опытно-промышленные введения идут долго из-за бюрократических проволочек. Тем не менее, за последние годы улучшилась ситуация: нефтегазовые компании начали более активно изучать новые технологии.
Несколько иную точку зрения озвучил К. Надененко, который считает, что ключевая проблема отраслевых инвестиций заключается не в том, что не хватает денег, а в отсутствии проектов, которые можно вынести на суд внешних инвесторов. В настоящее время венчурный фонд «Лидер» запускает новый проект совместно с китайской управляющей компанией, цель которого в инвестировании выхода российских технологий на китайский рынок.
Конференция проходила три дня, в ходе которых участники сессий обсудили вопросы, касающиеся энергосберегающих и цифровых технологий, вопросы, связанные с осложненными условиями эксплуатации, а также провели двадцать первое совещание экспертного совета по механизированной добыче нефти. Подробнее об этом мы расскажем в следующих номерах.
