В условиях кризиса российской нефтяной промышленности, когда добыча нефти в стране неуклонно сокращалась, "Сургутнефтегаз" ставил перед собой задачу стабилизации уровня добычи и добился этого, а с 1997 года начался планомерный рост добычи.
Для наращивания объемов добычи нефти НК "Сургутнефтегаз" достаточно успешно реализует комплексную долгосрочную программу по вводу новых месторождений, вовлечению в разработку водонефтегазовых и низкопродуктивных залежей нефти. Именно "Сургутнефтегаз" первым осуществил широкомасштабные опытно-промышленные работы по испытанию технологий, позволяющих эффективно извлекать запасы, долгое время считавшиеся нерентабельными. О том, что сегодня делается в компании для увеличения объемов добычи, мы попросили рассказать Анатолия НУРЯЕВА, вице-президента компании.
Ред.: Анатолий Сергеевич, безусловно, у каждой компании свой путь развития и, наверное, сравнивать их стратегии и тактику не совсем верно. Но, оглядываясь на последние десятилетие работы ТЭК, нельзя не заметить, что многие компании шли экстенсивным путем - скупали собственность, поглощали нефтегазовые предприятия. "Сургутнефтегаз" шел иным путем. Насколько, на ваш взгляд, этот путь оказался оправданным и выгодным для компании, я имею в виду, прежде всего, сферу нефтедобычи?
А.Н.: Об этом можно судить по тем результатам, которых мы достигли. Добыча у нас постоянно растет. С момента образования ОАО "Сургутнефтегаз", с 1993 года, объемы нефтедобычи никогда не падали. Даже в то время, когда предприятиям отечественного ТЭК было особенно сложно (в 1998-м и в предшествующие этому периоду годы) и большинство компаний сворачивали свою деятельность, способствующую наращиванию добычи, мы продолжали инвестировать в добычу, увеличивали ее объемы. Особенно значительно темпы прироста увеличились в последние 3 года: каждый год дополнительный объем составляет примерно по 3-4 млн тонн. На существующих месторождениях мы можем нарастить добычу нефти до 60 млн тонн, если усилия нефтяных компаний, направленные на борьбу за равный доступ к магистральным трубопроводом, все же увенчаются успехом, мы готовы нарастить добычу газа до 20-22 млрд м3. Мы располагаем необходимыми для этого запасами, имеем технологии эффективной добычи газа. Это то, что мы можем сделать на существующих месторождениях. Вместе с тем, как вы знаете, компания имеет планы по выходу в другие регионы - в Тимано-Печору, Восточную Сибирь; не исключаем мы и возможности работы на шельфе, выхода в страны Ближнего Востока. Реализовав эти планы, мы могли бы наращивать добычу и дальше. В каких объемах сегодня сказать трудно: нужно знать, какие объемы запасов мы приобретем, какого качества будут эти запасы, каким будет состояние рынка и т.д. Вместе с тем, я хотел бы отметить, что, говоря об экстенсивном пути развития компаний, об их экспансии, нельзя сводить это понятие только к покупке предприятий, поглощениям и так далее. Экспансия может быть и иной. У нас только за последние 5 лет территория деятельности увеличилась почти вдвое - до 40 тыс. км2, охватывает 7 районов Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого округов, еще 3 года назад в разработке находилось 25 месторождений, а к концу этого года будет 38. Понятно, что это потребовало немалых усилий, значительного объема капиталовложений, и, тем не менее, мы продолжаем удерживать лидерство в отрасли и по объемам поиска и разведки, и по эксплуатационному бурению (а это - новые скважины, дополнительная нефть), и по темпам ввода месторождений в разработку. Не в наших принципах покупать запасы для запасов, мы берем лишь те месторождения, которые можем оперативно доразведать и ввести в эксплуатацию.
Ред.: Каковы дальнейшие планы компании по добыче нефти, включая новые регионы, о которых вы говорили?
А.Н.: В прошлом году мы добыли 44 млн тонн нефти и более 11 млрд кубов газа, в этом выйдем на 49 млн тонн нефти и на 11,5 млрд м3 газа, в 2003 году добыча нефти ожидается уже на уровне 53 млн тонн и 12 млрд кубов газа. То есть, как мы и говорили ранее - выйдем на 65 млн тонн нефтяного эквивалента. По самой последней оценке мировых экспертов по запасам и темпам отборов углеводородного сырья в России, начиная с 2006 года, начнется очень резкое падение добычи нефти в нашей стране. И по оценке зарубежных независимых экспертов, до 2010 года объемы добычи нефти могут упасть до 240 млн тонн с сегодняшних 360 млн тонн. Уже давно и хорошо известны законы жизни и, образно говоря, смерти месторождения. По этим законам, даже с точки западных аналитиков, которые не заинтересованы в том, чтобы как-то приукрашивать картину, добыча в России будет падать. Потому что очень низкими темпами ведется геологоразведка, и воспроизводство минерально-сырьевой базы не компенсирует существующие отборы и по нефти, и по газу. Таково мнение западных экспертов, но я уверен, что даже при падении объемов добычи нефти в России, в "Сургутнефтегазе" добыча падать не будет. Как раз, наоборот, у нас она будет расти. Для этого у нас есть технологии, которыми в России обладает только "Сургутнефтегаз", есть корректный счет на имеющиеся запасы, если не учитывать прироста по новым площадям. При наличии рыночного спроса мы будем увеличивать добычу как нефти, так и газа.
Ред.: Каким методам увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов отдается предпочтение в "Сургутнефтегазе"? Можно ли оценить степень их эффективности с учетом соотношения "затраты-доходы"?
А.Н.: Если говорить об эффективности технологий, применяемых нами для повышения нефтеотдачи пластов, то об этом позволяют судить следующие цифры: если в 1997 году за счет использования таких технологий было добыто 11% от общего объема добычи нефти, то в 2001-м, с учетом действующего эффекта операций прошлых лет, уже 35% от общей добычи нефти. Отдавая предпочтение тем или иным технологиям, мы в первую очередь делаем ставку на самые передовые, это достаточно дорогостоящие технологии, поскольку в большинстве своем приходится использовать импортную технику - в России конкурентоспособных аналогов пока нет. Это относится и к технологии строительства многоствольных скважин, и к зарезке боковых стволов, и к колтюбингу, и к ГРП. Ежегодно по несколько сот миллионов долларов мы тратим на закупку такой техники. Затраты, безусловно, весьма ощутимые, но нужно учитывать, что условия добычи углеводородного сырья во всем мире ухудшаются, себестоимость его повсеместно возрастает, и иного выхода, кроме как применение новых высокоэффективных технологий, просто нет. Комплексное применение различных технологий интенсификации нефтедобычи позволяет нам вовлекать в производство ранее не извлекаемые запасы и обеспечивает увеличение коэффициента нефтеотдачи в среднем на 5-7%. Как вы знаете, извлекаемые запасы составляют 30 - максимум 40% от геологических. Вместе с тем, объем извлекаемых запасов определяется уровнем технологий, которые применяются для добычи нефти. Увеличивая степень извлечения нефти из пластов, компания тем самым увеличивает свои запасы. Мы считаем, что новые технологии даже без проведения геологоразведки могут позволить "Сургутнефтегазу" увеличить сырьевую базу на существующих площадях на 500-700 млн тонн нефти. Это намного выгоднее, нежели купить такие запасы и разрабатывать их с нуля, создавая заново всю инфраструктуру. Да и нет сегодня новых крупных месторождений, даже с запасами в 100 млн тонн их в России раз-два и обчелся. В принципе, все специалисты понимают, что запасы на Земле постоянно уменьшаются. Новые не появятся в ближайшие тысячи лет. А чем меньше ресурсов, тем выше их цена. Нефть может стать дефицитом при условии, что на планете не появятся какие-то альтернативные источники энергии, скажем, солнечная энергия или энергия водорода. Но в ближайшем будущем таковых ожидать не приходится. Разработки находятся на стадии экспериментов, в небольших объемах. Сегодня замены нефти и газу нет. Так что цена будет расти, и потребление станет больше, ведь население Земли увеличивается. Это объективный естественный фактор, поэтому мы считаем вполне оправданными те немалые затраты, которые несем, внедряя новые технологии (к примеру, один комплекс по зарезке боковых стволов стоит порядка $3,5 млн), и отдача нас вполне устраивает. Вместе с тем, мы ищем возможности замещения импортного оборудования отечественными аналогами - плотно работаем с питерскими машиностроителями, белорусские машиностроители начали производить некоторые виды техники по нашим заказам. Но это пока лишь первые шаги.
Ред.: Каковы масштабы и эффективность применения такой технологии, как гидроразрыв пласта?
А.Н.: За счет методов повышения нефтеотдачи и интенсификации притоков "Сургутнефтегаз" в 2001 году добыл свыше 3 млн тонн нефти или 6,8% от объема нефтедобычи компании в целом. Гидроразрыв пласта - один из основных методов повышения нефтеотдачи. Операции гидроразрыва проводит Сургутское УПНП и КРС, располагающее двумя специализированными комплексами - "флотами". За минувший год гидроразрывы пластов выполнены на 316-ти скважинах, в том числе на 288-ми добывающих, 16-ти нагнетательных, 12-ти разведочных скважинах. Успешность этих работ составила 99% на нефтяных и 100% на нагнетательных скважинах. Благодаря проведению ГРП дополнительно добыто свыше 726 тыс. тонн нефти, закачано более 232 тыс. м3 воды для поддержания пластового давления. Всего с начала применения ГРП на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" этот метод использован при обработке 1243-х скважин. На 2002 год запланировано проведение 319-ти гидроразрывов.
Ред.: Расскажите, пожалуйста, о таком методе восстановления бездействующих и увеличения производительности малодебитных, как зарезка боковых стволов. Как известно, ОАО "Сургутнефтегаз" одним из первых в России стал широкомасштабно использовать этот метод. Каковы сегодня масштабы его использования и каков производственный эффект?
А.Н.: Зарезка боковых стволов - это одна из самых эффективных технологий, которая позволяет добиться снижения естественного падения добычи нефти на старых месторождениях и существенного увеличения коэффициента извлечения нефти из пластов, позволяет вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые по ряду геолого-технических условий не могли быть задействованы при выполнении обычных операций. Благодаря этой технологии в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной. За 2001 год зарезки боковых стволов были проведены на 129-ти скважинах. Пробурено 137 боковых стволов на обводненных или аварийных скважинах, за счет чего дополнительно добыто почти полмиллиона тонн нефти. В 2002 году намечено пробурить 193 боковых ствола (в том числе с горизонтальным профилем - 159), ожидаемая дополнительная добыча превысит 1 млн тонн нефти. Я уже говорил, эта технология в силу того, что для нее сегодня используется импортная техника, - удовольствие очень дорогое. Но если принять во внимание, что "второе дыхание" скважин позволяет увеличить нефтеотдачу пластов на 9-10% и практически заменяет уплотнение скважин (а это - значительное снижение затрат), а каждая скважина с зарезанным боковым стволом за время своей "новой жизни" может дать от 50 до 100 тыс. тонн дополнительной нефти, то мы считаем вполне реальным, что затраты окупятся сторицей. Тем более, что в первую очередь зарезка боковых стволов проводится на старых, давно разрабатываемых месторождениях, где создана вся инфраструктура и где в каждую тонну нефти не будут вложены те затраты, которые мы сегодня несем при разработке новых месторождений. Всего за счет зарезки боковых стволов (а до 2011 года планируется проведение 5600 таких операций) мы ожидаем получить 75 млн тонн дополнительно добытой нефти.
Ред.: Какова все же средняя стоимость операции по повышению нефтеотдачи? Что показывает анализ окупаемости приобретаемого оборудования?
А.Н.: Каждый вид операций имеет свою цену, назвать среднюю - значит, ничего вообще не сказать. Единственное, что можно сказать со всей уверенностью, что все проводимые нами операции по эффективности и качеству не уступают аналогичным операциям, которые проводят ведущие мировые сервисные фирмы, а по стоимости наши обходятся значительно дешевле. Мы отличаемся от многих компаний тем, что, покупая оборудование - а мы покупаем только самую передовую технику и только на тендерной основе - мы никогда не покупаем сервис. Мы не привлекаем иностранных рабочих, инженеров для выполнения производственных программ. Вы знаете, что многие российские нефтекомпании широко сотрудничают с Schlumberger, Halliburton, им приходится платить очень большие деньги за услуги западных сервисных компаний. Мы подсчитали, что своими силами проводим операцию зарезки бокового ствола в 2-3 дешевле, а операцию ГРП в 4-5 раз дешевле, чем западные сервисные фирмы. Так что сами делайте вывод об окупаемости затрат. При этом мы всегда имеем в виду то, что при привлечении западных сервисных фирм российские граждане лишаются рабочих мест, которые занимают иностранные специалисты. Поэтому мы только покупаем оборудование и обучаем своих людей. И обучаем весьма успешно. Сегодня наш персонал освоил все основополагающие технологии, которые определяют темпы развития добычи и темпы наращивания возможностей увеличения нефтеотдачи (это гидроразрыв пласта, многоствольное бурение, др. технологии). Наши специалисты выполняют эти работы на достаточно высоком уровне. Были случаи, когда наших специалистов привлекали для консультирования иностранных фирм.
