Поддержите The Moscow Times

Подписывайтесь на «The Moscow Times. Мнения» в Telegram

Подписаться

Позиция автора может не совпадать с позицией редакции The Moscow Times.

Россия может добуриться до рекорда

Бешеные темпы бурения в РФ – аналитики Kpler оценивают его в 30 тыс. км в 2023 году – при довольно статичной добыче могут указывать на долгосрочные проблемы в российском нефтяном секторе, считает Bloomberg. Но до настоящих проблем еще далеко.
Одно из старейших месторождений – Туймазинское – работает с 1937 года. В 1954 году на нем впервые в СССР применена технология гидроразрыва пласта ПАО «Башнефть»

Увеличение бурения при сохранении добычи вызвано двумя причинами — необходимостью вовлекать в добычу менее продуктивные части месторождений и снижением технологического уровня — невозможностью бурить такие скважины, как раньше. Оба эффекта, скорее, эволюционные, чем революционные, нельзя сказать, что российская нефтяная отрасль переживает качественное изменение, но они есть.

Для примера: раньше закладывали горизонтальный ствол в нефтеносный пласт мощностью 5 метров, а к нынешнему моменту такие точки уже все пробурены и надо начинать добывать из трехметровых пластов, которые дают меньше нефти в скважину. Для той же добычи надо пробурить больше скважин.

Другая ситуация. Раньше, не сталкиваясь с ограничениями в виде доступного оборудования и подрядчиков, могли бурить скважины с полуторакилометровым горизонтальным участком и 20-ю стадиями гидроразрыва в ней, а при санкционных ограничениях есть возможность бурить только 1200-метровые горизонтальные стволы с 12 стадиями гидроразрыва. Соответственно, чтобы получить ту же длину контакта с пластом, надо пробурить не 4, а 5 скважин. Это не 20% увеличение бурения, меньшее, так как получается, что длина горизонтальных стволов та же, но прибавляется лишний трехкилометровый вертикальный ствол. Особенной проблемы в этом нет, вертикальные стволы просты в бурении и дешевы, он может составлять 10–15% от общей цены скважины, их зачастую делают другие, массовые подрядчики, но в статистике это отражается.

Действительно, самые продуктивные части российских месторождений уже вовлечены в добычу, и нефтяникам приходится работать с более бедными запасами. Но таких запасов еще очень много. Себестоимость, несомненно, растет, скорее из-за сокращения прироста добычи при примерно тех же затратах, но это эволюционный рост, а не скачкообразный.

Запас по технической себестоимости еще крайне велик — полная стоимость добычи из новых скважин текущего поколения в старых регионах добычи с учетом капитальных затрат сейчас около $15 за баррель без учета налогов.

Но это выше, чем было еще несколько лет назад, а налоговая система отъюстирована на старый уровень себестоимости. Сохранить текущий объем добычи для государства достаточно легко, даже не обеспечивая освоения новых месторождений, — надо просто несколько снизить ставки налогов, но налоговые поступления при этом снизятся. Или же ставки налогов можно держать, но тогда налогов тоже будет собираться меньше — из-за сокращения добычи. Опять-таки снижение не будет обвальным, но оно будет практически в любом случае.

Говорить, что российские нефтяные месторождения иссякли или иссякают, все-таки рано. В Башкирии, например, работает Туймазинское месторождение, открытое в 1937 году, в Татарстане — Ромашкинское, открытое в 1948-м. Оба месторождения добывают, конечно, куда меньше, чем на пике, но продолжают работать, и из них извлекли в несколько раз больше нефти, чем было по первоначальным оценкам. Технологии менялись, цены менялись, становилось рентабельно и технически возможно извлекать то, что до того считалось неизвлекаемыми запасами.

То же самое, скорее всего, ждет и месторождения Западной Сибири.

читать еще

Подпишитесь на нашу рассылку