|
Продолжает ухудшаться структура запасов доля «трудноизвлекаемых» (характеризуются изначально более низкими дебитами скважин и сравнительно невысокими темпами отбора нефти) уже достигла 55-60% и продолжает расти. Для выработки остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и вводимых в эксплуатацию новых залежах необходимы другие технологии, со значительно большими затратами финансовых и материально-технических ресурсов, нежели при использовании традиционных систем разработки. Более 70% запасов нефтегазовых компаний находится в диапазоне низких дебитов скважин на грани рентабельности. Если 10 лет назад доля вовлеченных в разработку запасов с дебитами скважин менее 25 т/сутки составляла около 55%, то сегодня такую долю (55%) составляют запасы с дебитами до 10 т/сут. Свыше трети разрабатываемых нефтегазовыми компаниями запасов имеют обводненность более 70% [10], [17], [20]. Ухудшилось использование фонда скважин, сократилось их общее количество. Значительно вырос фонд бездействующих скважин, превысив четверть эксплуатационного фонда, максимальное значение было достигнуто в 1994 голу 28%. Неработающий фонд скважин привел к разбалансированию систем разработки месторождений, выборочной отработке запасов нефти. В конечном счете все это приводит к безвозвратным потерям части извлекаемых запасов (конечная нефтеотдача может уменьшиться на 5-7%, что в сегодняшнем объеме вовлеченных в разработку запасов нефти и текущих мировых ценах эквивалентно 65-80 млрд. USD). Основная причина перевода скважин в категорию бездействующих и консервацию низкий дебит нефти и высокая обводненность продукции, делающие их эксплуатацию убыточной, в рамках действующей налоговой системы, для компаний. Эта система ориентирована на налогообложение высокодебитных месторождений с высокой долей горной ренты в цене [90]. Она не является гибкой и поэтому не учитывает объективно обусловленного роста издержек добычи по мере уменьшения дебитов скважин, роста 17 |
12 Продолжает ухудшаться структура запасов доля «трудноизвлекаемых» (характеризуются изначально более низкими дебитами скважин и сравнительно невысокими темпами отбора нефти) уже достигла 55-60% и продолжает расти. Для выработки остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и вводимых в эксплуатацию новых залежах необходимы другие технологии, со значительно большими затратами финансовых и материально-технических ресурсов, нежели при использовании традиционных систем разработки. Более 70% запасов нефтяных компаний находится в диапазоне низких дебитов скважин на грани рентабельности. Если 10 лет назад доля вовлеченных в разработку запасов с дебитами скважин менее 25 т/сутки составляла около 55%, то сегодня такую долю (55%) составляют запасы с дебитами до 10 т/сут. Свыше трети разрабатываемых нефтяными компаниями запасов имеют обводненность более 70% [2]. Ухудшилось использование фонда скважин, сократилось их общее количество. Значительно вьфос фонд бездействующих скважин, превысив четверть эксплуатационного фонда (максимальное значение бьшо достигнуто в 1994 голу 28%. Неработающий фонд скважин привел к разбалансированию систем разработки месторождений, выборочной отработке запасов нефти. В конечном счете все это приводит к безвозвратным потерям части извлекаемых запасов (конечная нефтеотдача может уменьшиться на 5-7%, что сегодняшнем объеме вовлеченных в разработку запасов нефти и текущих мировых ценах эквивалентно $65-80 млрд). Основная причина перевода скважин в категорию бездействующих и консервацию низкий дебит нефти и высокая обводненность продукции, делающие их эксплуатацию убыточной, в рамках действующей налоговой системы, для компаний. Эта система ориентирована на налогообложение высокодебрггных месторождений с высокой долей горной ренты в цене. 13 Она не является гибкой и поэтому не учитывает объективно обусловленного роста издержек добычи по мере уменьшения дебитов скважин, роста обводненности их продукции, а значит и резкого сокращения доли ренты в цене. В структуре потребления добытой нефти происходят изменения. Возрастает доля экспорта. Объективными причинами этого могут служить, во-первых, падение внутреннего платежеспособного спроса, и, во-вторых, благоприятная ситуация на мировых рынках нефти. Рисунок 2. Динамика чистого экспорта в % к объему производства 45 40 35 30 25 20 15 10 О •ш) ;аш 1щ i^ '"SEJS. ЧЛШ Увtfjirff^^ т tmas: 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 При этом в самой структуре экспорта произошли более кардинальные изменения. Неплатежи со стороны потребителей в странах СНГ привели к тому, что их доля в структуре экспорта российской нефти снизилась с 54,7% в 1990 году до 14% в 1999 году. |