стратегическое планирование
На этой неделе Российский фонд федерального имущества начнет прием заявок на участие в аукционе по продаже 74,95% акций НК "Славнефть". Схватка обещает быть нешуточной — за "Славнефть" намерены бороться все крупнейшие российские нефтекомпании. На аукционе стоимость госпакета может достичь $1,9 млрд. Но для увеличения объемов добычи и, соответственно, капитализации нефтекомпаниям совершенно необязательно делать столь масштабные приобретения. Применение интенсивных методов разработки действующих месторождений вполне может (по крайней мере на ближайшие несколько лет) заменить приобретение уже освоенных площадей. Однако мнения самих нефтяников по поводу методов интенсификации добычи расходятся. Одни считают их чуть ли не варварскими, другие — наиболее прогрессивными.В погоне за добычей
За последние три года применение методов повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) в России резко возросло, что сразу же отразилось на объемах добычи нефти. В этом году ее прирост в среднем по отрасли составил 8,5% (см. диаграмму). Еще одна причина повышенного интереса нефтяников к ПНП — это то, что передел нефтегазовых активов практически завершен. После продажи пакета акций "Славнефти" у государства останется лишь один неприватизированный нефтяной актив — НК "Роснефть". С другой стороны, накопленные компаниями запасы (в виде лицензий на разведку и разработку месторождений) позволят им без приобретения готовых компаний и крупных неосвоенных площадей в течение десятилетий наращивать объемы добычи.По расчетам специалистов НК "Сургутнефтегаз", применение технологий ПНП позволит компании до 2011 года добыть дополнительно 75 млн т нефти (подробнее см. интервью первого вице-президента "Сургутнефтегаза" Анатолия Нуряева). Покупка на конкурсе месторождения со схожими запасами обошлась бы в $250-350 млн, в такую же сумму обошлась бы и подготовка инфраструктуры, необходимой для освоения новых запасов. Иными словами, в некоторых случаях выгоднее и дешевле оживить истощенные запасы, чем бороться за получение новых.
Если без применения ПНП проект освоения отдельных месторождений не сулит прибыли, то их использование превращает его в рентабельный. Например, Сугмутское месторождение, принадлежащее "Сибнефти", по первоначальному плану разработки, основанному на традиционных отечественных технологиях, рассматривалось как бесперспективное. "Сибнефть" пересчитала экономику проекта, и получилось, что применение современных технологических решений делает этот проект высокорентабельным (точных данных компания не открывает). В этом году добыча на месторождении достигнет 8 млн т. Схожая ситуация и в других компаниях, прирост добычи в которых выше среднеотраслевого,— ЮКОСе, "Сургутнефтегазе" и "Роснефти".
По-видимому, нефтяников перестала беспокоить проблема ограниченных возможностей российской трубопроводной системы по экспорту полученной сверхплановой нефти. Некоторое время назад президент "Сургутнефтегаза" Владимир Богданов заявил Ъ: "Я, конечно, могу рвануть свои месторождения (провести массовый гидроразрыв пласта на скважинах.— Ъ) и удвоить добычу. Но что я буду делать с этой нефтью, куда я ее пристрою?" Однако теперь компания изменила свою точку зрения — в этом году "Сургутнефтегаз" почти втрое увеличил прирост добычи (он составил 11,7% против 3,4% в 2001 году).
Призрак Самотлора
То, что применение интенсивных технологий позволяет снизить себестоимость добычи и увеличить среднесуточный дебет скважин, не вызывает сомнений у нефтяников. Однако среди руководителей нефтекомпаний нет единого мнения, насколько долговременным является этот эффект и к каким последствиям приводит ударная разработка месторождений. По мнению вице-президента ЛУКОЙЛа Леонида Федуна, разработка месторождений по технологиям, которые используют лидеры роста объемов добычи, позволяет достичь лишь кратковременного эффекта (см. график).Специалисты компании на основе данных по освоению одного из месторождений ЛУКОЙЛа в Поволжском регионе подсчитали, что использование консервативных методов позволит добыть на нем за 25 лет 45 млн т. Интенсивные методы его разработки приведут к тому, что 23,3 млн т из той нефти, которую можно было бы добыть, останутся в земле. Несмотря на то что себестоимость добычи снижается (вместо 41 скважины достаточно пробурить лишь десять), суммарная выручка от освоения месторождения интенсивными методами составит лишь $420 млн, хотя консервативные технологии позволили бы получить $720 млн. Однако использование ударных методов снижает срок окупаемости проекта с семи до трех лет. Пик добычи наступает на пятом году разработки (3,3 млн т в год), а не на десятом (3,1 млн т). Именно получение быстрых денег и заставляет нефтяников активно пользоваться подобного рода технологиями (подробнее об этом — в интервью Леонида Федуна). Причем в ЛУКОЙЛе не видят большой разницы между советскими методами разработки, которые привели к утрате значительной части нефти Самотлорского месторождения, и ультрасовременными.
Однако, по мнению главы "Сибнефти" Евгения Швидлера, современные технологии добычи не вредят месторождениям, а идут им только на пользу — коэффициент извлечения нефти (КИН) становится выше. По утвержденному плану добычи КИН на месторождениях "Сибнефти" в этом году составляет 30%. Ежегодно компания планирует увеличивать этот коэффициент на 0,5% в год. К 2020 году "Сибнефть" ожидает, что КИН на ее площадях составит 40% — максимально возможный уровень в мировой нефтедобыче. Для реализации этих планов компания намерена привлекать как российские, так и зарубежные сервисные компании.
Схожую с "Сибнефтью" позицию занимает и НК ЮКОС. По словам председателя ее правления Михаила Ходорковского, Россия обеспечена запасами, позволяющими нарастить добычу до уровня в 420-450 млн т в год. В дальнейшем развитие новых технологий приведет к росту коммерческих резервов за счет того, что трудноизвлекаемые запасы будут постепенно переводиться в категорию рентабельных. Из чего следует, что в настоящее время нефтяникам нужно снимать сливки, оставляя добычу более дорогостоящих запасов на более позднее время.
Кадры решают все
Как бы то ни было, компании-консерваторы и компании-новаторы активно внедряют новые технологии добычи, и в дальнейшем эта тенденция будет усиливаться. Даже в ЛУКОЙЛе, который, по-видимому, закончит этот год с минимальным приростом добычи, каждая третья тонна нефти производится с использованием новых технологий. Зачастую для того, чтобы интенсифицировать добычу, необходимо привлекать западные сервисные (нефтепромысловые) компании. В "Сибнефти" утверждают, что в настоящее время у российских сервисных компаний нет ряда технологий, которыми располагают мировые лидеры этой отрасли — Schlumberger или Halliburton.Даже ЛУКОЙЛ, до последнего времени полагавшийся в основном на отечественные сервисные компании, начинает привлекать зарубежных подрядчиков. Основными партнерами ЛУКОЙЛа остаются "Катконефть", "Урал-Дизайн", "ОТО-Продакшн", "Петроальянс" и другие российские фирмы. Тем не менее недавно ЛУКОЙЛ запустил совместный проект с Schlumberger, предусматривающий повышение уровня нефтедобычи на Верхневозейском месторождении в Республике Коми.
Дело в том, что все крупные сервисные компании имеют свои уникальные технологии и know-how. Например, гидроразрыв, или кислотная обработка пласта, применяется многими сервисными компаниями (в том числе и российскими), но и Schlumberger и Halliburton имеют свои фирменные компоненты жидкостей гидроразрыва, которых нет у других компаний.
Впрочем, по мнению Евгения Швидлера, главным отличием "Сибнефти" как компании, имеющей наибольший прирост добычи в России, является высокий профессионализм ее менеджеров, Дескать, именно он и позволяет компании добиваться таких впечатляющих результатов. Однако вполне возможно, что резкий рост добычи, который демонстрирует "Сибнефть", имеет вполне простое объяснение. Добывающую много нефти и динамично развивающуюся компанию можно дорого продать. А если через пять-семь лет у компании начнутся проблемы, связанные с падением добычи, то решать их придется уже новым хозяевам.
ВИКТОР Ъ-СОМОВ, RusEnergy.com; ПЕТР Ъ-САПОЖНИКОВ