Если увеличить средний коэффициент извлечения нефти (КИН) по России хотя бы на 10%, это даст прирост производства нефти в 145 млн т в год, что намного превышает суммарный потенциал Восточной Сибири и морского шельфа.
В России себестоимость барреля нефти в среднем составляет сегодня от $4 до $6, что в 2-3 раза выше, чем на Ближнем Востоке, но ниже, чем во многих других регионах мира. Однако в ближайшие 10-15 лет этот показатель неминуемо возрастет, поскольку на арктическом шельфе, по самым оптимистичным расчетам, себестоимость составит не менее $10 за баррель, и в Восточной Сибири, ввиду неблагоприятных геологических условий и отсутствия инфраструктуры, он вряд ли окажется намного ниже.
В таких условиях удержать темпы роста нефтедобычи на уровне 2%, по мнению специалистов, удастся, только если уделять одинаково пристальное внимание как разработке новых месторождений, так и интенсификации добычи на старых. Однако в настоящее время дороговизна нефтесервисных услуг и высокая внутренняя норма рентабельности компаний не позволяет нефтяникам заниматься извлечением максимально возможных объемов нефти из каждой скважины.
Компаниям приходится обращать внимание на рентабельность извлечения нефти, а она во многом зависит от производительности скважины. Так, средний дебит ЛУКОЙЛа — 11,5 т в сутки, "Роснефти" — 12,8 т. Хотя на отдельных месторождениях Западной Сибири дебит скважины может достигать нескольких сотен тонн в сутки, на Каспии — до 800 т. Средний показатель по России — примерно 11 т в сутки.
Скважину с производительностью в 3-5 т в сутки в Западной Сибири принято считать низкорентабельной. В таком случае либо применяются методы интенсификации нефтеотдачи (если для этого есть условия), либо скважина консервируется. В последние несколько лет компании все чаще прибегали ко второму решению.
Главная причина, конечно, в том, что увеличение доли низкорентабельных скважин позволяет компаниям удерживать себестоимость добычи на сравнительно низком уровне, а значит, продолжать получать прибыль.
К тому же прорывных апробированных технологий интенсификации нефтеотдачи — одновременно дешевых и эффективных — пока не существует. "Не думаю, что в ближайшие 10-15 лет они появятся", — говорит академик Александр Арбатов.
Концентрация на наиболее высокодебитных скважинах и закрытие "низкорентабельных" скважин влияет по отрасли на коэффициент извлечения нефти (КИН). "Сегодня процент извлечения нефти, по разным оценкам, варьируется между 30 и 37 от объема залежи, — говорит Виталий Бушуев, директор Института энергетической стратегии (ИЭС). — Это весьма скромный показатель даже для России".
Если увеличить средний КИН хотя бы еще на 10%, до 0,45, это даст прирост в производстве нефти в 145 млн т в год, что намного превышает суммарный потенциал Восточной Сибири и морского шельфа. Возможно, вместо строительства дорогостоящих трубопроводов (или в дополнение к ним) в отношении нефтяного комплекса надо создать такие налоговые условия, в которых нефтяникам было бы выгодно добывать нефть из "нерентабельных" скважин.