<<
>>

4.1. Современное состояние и основные направления развития нефтегазового комплекса России

В течение длительного времени Россия и СССР в целом были крупнейшими производителями и экспортерами нефти, имея для этого достаточную и высокую качественную ресурсную базу в виде открытых и подготовленных к разработке нефтяных месторождений.

В XX веке развитие нефтяной отрасли во многом проходило экстенсивным путем. При высоких дебитах и крупных запасах подобное положение обеспечивало устойчивую добычу нефти с сравнительно низкими издержками.

Российская нефтяная промышленность зародилась на Кавказе. Ему на смену пришла Волго-Уральская нефтегазоносная провинция, которую, в свою очередь, в качестве главного добывающего региона сменила Западная Сибирь. При этом каждая из вновь вводимых доминирующих провинций (существовали и другие, не игравшие решающей роли в уровнях добычи) была крупнее предыдущей по запасам и включалась в эксплуатацию в тот период, когда предшествующая доминирующая провинция находилась в зрелой фазе своего развития (рис. 4.1.1) [31]. Это обеспечивало для нефтегазодобычи страны в целом неуклонный рост, характерный для ранней фазы. Ввод новых крупных месторождений с большими начальными суточными дебитами скважин обеспечил высокие годовые темпы прироста добычи нефти (рис. 4.1.2). Наращивание объемов добычи происходило на фоне низких удельных капитальных вложений, основную часть которых составляли затраты на бурение и обустройство эксплуатационных колон [54].

Рис. 4.1.1. Динамика нефтедобычи СССР и России по основным нефтедобывающим провинциям

Рис 4.1.2. Темпы прироста нефтедобычи в России

Если в 1951-1955 гг. 1 м эксплуатационного бурения обеспечивал прирост 20 т нефти, то в 1956 – 1960 гг. этот прирост составлял 34 т, за 1966 -1970 гг. увеличение бурения в 1,38 раза привело к росту добычи нефти в 1,5 раза [35].

Результатом форсированного отбора нефти из недр явилось низкий уровень конечного коэффициента извлечения. Это было обусловлено нарушением технологически оптимальных темпов отбора нефти из пласта, преждевременными прорывами фронта закачиваемой воды и оставлением в недрах целиковых и застойных зон, извлечение из которых нефти проблематично.

Предпосылки резкого падения эффективности нефтяной отрасли неуклонно нарастали. Жесткие системы разработки нефтяных месторождений методами заводнения наряду с высокими темпами отработки запасов приводили к быстрому прогрессивному обводнению скважин и падению дебитов нефти. Сокращение добычи нефти вызвано также естественным истощением запасов. К 2001 году разведанные запасы нефти в целом России уменьшились на 13%, в Западной Сибири – на 17,5%. За 1994 – 2004 годы запасы нефти в стране сократились на 800 млн. тонн [55].

Рис. 4.1.3. Динамика средних приростов запасов новых нефтяных месторождений России и Западной Сибири

В настоящее время прирост запасов обеспечивается за счет открытия в основном мелких по величине запасов месторождений и характеризуется ухудшением природно-географических условий размещения новых месторождений и удаленностью их от основных центров потребления, а также доразведкой уже открытых нефтяных залежей (рис. 4.1.3). Доля низкорентабельных и трудноизвлекаемых запасов за последние годы возросла с 36% до 55% разведанных запасов страны. Выработанность запасов основных нефтегазоносных провинций на Северном Кавказе составляет 70-80%, в регионах Урало-Поволжья 50-70%, в Западной Сибири – свыше 45% [57]. Для выработки остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и вводимых в эксплуатацию новых залежей необходимы другие технологии, со значительно большими затратами финансовых и материально-технических ресурсов, нежели при использовании традиционных систем разработки.

Рис.

4.1.4. Кумулятивный ресурсный потенциал нефтегазоносных провинций (накопленная добыча + запасы А+ В + С1+С2)

Разведанные запасы месторождения нефти в России распределяются неравномерно, так на Урал и Поволжье приходится до 15,2%, Западную Сибирь – 72,2%, Тиманово-Печерскую провинцию – 7,2%. Данные о состоянии запасов в России на 2004 год представлены на рисунке 1.1.4 [58]. В условиях сложившегося положения с балансом запасов нефти России и перспектив его развития за счет геолого-разведочных работ особое значение приобретает возможность дополнительного прироста запасов нефти за счет применения более эффективных технологий нефтеизвлечения и увеличения нефтеотдачи пластов разрабатываемых месторождений, особенно с трудноизвлекаемыми запасами. При ухудшении горнотехнических условий отработки месторождений средние дебиты упали с 26 тонн в сутки в 1980-х годах примерно до 10 тонн в сутки в настоящее время (рис.4.1.5).

Рис. 4.1.4. Динамика средних дебитов нефтяных и газовых скважин России

В настоящее время 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% [43]. Падение дебитов наряду со снижением доли прироста экономичных запасов и общей эффективности геолого-разведочных работ обусловливает необходимость для компаний, действующих в старых нефтедобывающих районах, наращивания объемов капитальных ремонтов скважин для поддержания стабильного уровня добычи.

Кроме того, использование форсированных методов добычи нефти сопровождалось явным пренебрежением к проблемам охраны окружающей среды. Возникло резкое ухудшение экологической обстановки в основных нефтегазодобывающих районах, что было связано с отсутствием должной программы инженерного и природоохранного обеспечения.

Результатом этого явились крупные разливы нефти при прорывах магистральных трубопроводов, а также менее масштабные, но достаточно массовые разливы в системах промысловых трубопроводов и аварии на нефтепромысловых объектах из-за преждевременной коррозии, вызванной высокоминерализированными водами и большим износом основных фондов. На рис. 4.1.6 и 4.1.7 приведены возрастная структура скважин и их обводненности на месторождениях Западной Сибири по состоянию на 2004 год.

Рис. 4.1.6. Возрастная структура скважин месторождений Западной Сибири

Рис. 4.1.7. Структура скважин месторождений Западной Сибири по обводненности

Как видно из представленных рисунков, основная доля скважин приходится на возраст 10-15 лет (46%), на возраст 5-10 лет – 31% скважин. При этом 53% скважин имеют обводненность от 50 до 90%, и только 2% скважин являются безводными, у 12% скважин обводненность свыше 90% при среднем дебите 12,3т/сут по нефти.

Месторождения Урало-Поволжья имеют совершенно другие показатели они находятся на четвертой – завершающей стадии разработки. На этой стадии наблюдается высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти. Единственным путем решения данной проблемы представляется всемерное расширение масштабов внедрения методов повышения продуктивности скважин. Неотъемлемая составная часть решаемой проблемы – усиление внимания к вопросам контроля за экономической эффективностью применяемых в нефтяных компаниях технологий повышения продуктивности скважин и регулирования взаимодействия технологических и экономических служб, что невозможно осуществить без совершенствования методологии оценки экономической эффективности.

Высокие темпы наращивания добычи в стране не сопровождались соответствующим техническим переоснащением и технологическим обновлением нефтяного производства. В результате нефтяная промышленность значительно отстала в применении современных достижений научно-технического прогресса.

Этим объясняется и неудовлетворительное состояние основных фондов НГДП, которые значительно изношены и устарели как физически, так и технологически.

Сегодняшнее относительно более успешное функционирование нефтегазового комплекса по сравнению с другими отраслями создает иллюзию его долгосрочного и устойчивого благополучия и делает комплекс постоянным и основным донором бюджета. Однако влияние предпринятых ранее мероприятий может закончиться очень скоро (подходит к концу период получения эффекта от осуществленных ранее инвестиций), и существует опасность обвального выбытия старых фондов и закрытия большого числа скважин в связи с их ухудшающейся рентабельностью, в том числе под воздействием изменяющихся экономических условий. Нефтегазовый комплекс является бюджетообразующей отраслью и главным экспортером страны, его состояние самым непосредственным образом сказывается на социально-экономическом положении России, необходимо заблаговременно формировать стратегию противодействия нарастанию отмеченных негативных явлений.

Важнейшая составная часть планирования повышения эффективности НГДП и улучшения использования нефтяных ресурсов являются количественная оценка влияния различных факторов на уровень добычи нефти, определение путей и выявление резервов роста эффективности НГДП, обеспечение необходимых предпосылок для экономической оценки планируемых технико-экономических мероприятий обоснование целесообразности и масштабов их применения. При этом успешное развитие любого НГДП связано с решением ряда важных проблем, направленных на повышение эффективности производственной деятельности:

- прирост и улучшение состояния сырьевой базы;

- сокращение издержек во всех звеньях производственного процесса.

Выявление влияющих факторов позволяет своевременно спланировать комплекс мероприятий, направленных на повышение эффективности НГДП и провести их оптимизацию. К основным факторам, определяющим изменение добычи нефти и состояния сырьевой базы относятся:

­ расширение применения и совершенствование методов воздействия на пласт;

­ совершенствование способов добычи нефти;

­ расширение применения и совершенствование методов воздействия на призабойную зону скважин;

­ ввод новых скважин в эксплуатацию.

Серьезное влияние на формирование плановой добычи нефти в нефтегазодобывающем предприятии оказывает изменение работы фонда скважин или, точнее, количество скважино-месяцев, числившихся вследствие ввода новых скважин в планируемом году и круглогодичного использования новых скважин предпланового года.

Анализ внешних и внутренних условий, влияющих на функционирование НГДП, показывает, что существует ряд факторов, способствующих повышению издержек производства. К их числу, в первую очередь, следует отнести ухудшение качества ресурсной базы (увеличение доли трудноизвлекаемых запасов, истощенность месторождений), растущие требования к экологической безопасности, а также действующую систему учета издержек. В последние годы наблюдается быстрый рост издержек по всем отечественным нефтегазодобывающим предприятиям. Только за последние три года издержки по различным компаниям возросли в 2-3 раза [39].

Резкие колебания мировых цен на нефть в течение последних двух лет не позволяют делать достоверные прогнозы относительно уровня цен даже на ближайший период. В этих условиях особенно остро встает проблема сокращения издержек производства и возникает объективная необходимость использования эффективных технико-экономических мероприятий. Зарубежные нефтяные компании с середины 80-х годов, когда цены на нефть на мировом рынке установились на относительно низком уровне, нашли способ развития за счет реализации долгосрочных программ сокращения текущих расходов [25,32]. В период с 1980 по 1992 г. средние затраты на разведку и разработку месторождений (в ценах 1992 г.) снизились втрое в США и на 50% в остальных регионах мира (рис. 4.1.8).

Рис. 4.1.8. Динамика издержек на разведку и разработку месторождений нефти и газа

Такое снижение затрат было обусловлено уменьшением процентных ставок, сокращением суточных тарифов и величины маржи в газонефтяном секторе и фактором внедрения новых технико-экономических мероприятий [2]. Прогресс в основном был достигнут за счет внедрения более эффективных производственных и управленческих технологий. Так, за счет этого в начале 90-х годов общая численность занятых в 17 крупнейших нефтяных компаниях США сократилась на 40% по сравнению с началом 80-х годов.

Сегодня по сравнению с концом 70-х годов за счет внедрения научно - технических достижений стоимость бурения эксплуатационных скважин на Аляске сократилась почти в 3 раза. В результате использования новых достижений техники и технологии удельные капитальные затраты в освоение месторождений Северного моря сократились за последние 10 лет примерно втрое, несмотря на уменьшение размеров запасов и новых залежей. Использование таких технологий, как буровые долота с алмазным режущим инструментом, приборы для измерения параметров в процессе бурения и т.п., позволило резко сократить продолжительность строительства скважин. Использование труб уменьшенного диаметра и облегченных буровых установок значительно снизило затраты на буровые работы, сегодня этот метод обеспечивает сокращение затрат на 50% по сравнению с традиционными способами бурения скважин.

В области строительства скважин и разработки месторождений в последние годы достигнут существенный прогресс благодаря применению сначала наклонных, затем кустовых наклонных скважин, а сегодня - горизонтальных и разветвление горизонтальных скважин. На начальном этапе применения горизонтальных скважин стоимость их строительства в несколько раз превышала стоимость вертикальной скважины. Сегодня внедрение результатов научно-технического прогресса позволило существенно снизить стоимость проводки горизонтальных скважин, и теперь затраты на сооружение таких скважин лишь на 30-40% превышают стоимость вертикальной скважины. Развитие научно-технического прогресса приводит к снижению расходов на поиск, добычу и переработку нефти. Ведущие мировые нефтяные компании достигли существенных успехов за счет лидерства в технологиях, что позволяет им эффективно функционировать и в условиях низких цен на нефть и нефтепродукты. С другой стороны - сам научно-технический прогресс создает базу для дальнейшего снижения цен на нефтяном рынке. Как отметил представитель руководства компании Shell, Технология всегда понижает цену. Я не думаю, что ее влияние в этой отрасли может быть иным.

Анализ научно-технической деятельности в крупных интегрированных компаниях показывает, что в результате интеграции создаются ряд преимуществ для проведения исследований и разработок.

Во-первых, большинство «существенных» по определению Э. Мансфилда технико-экономических мероприятий приводящих к сокращению затрат на производство или к увеличению объема продаж, требуют, как правило, проведения комплекса научно-исследовательских работ иногда даже фундаментальных исследований, что в свою очередь связано с большими рисками получения положительного результата и в то же время требует значительных инвестиций на проведение работ. Проведение таких работ возможно лишь в крупной интегрированной компании, для других компаний отрасли это будет просто не под силу.

Во-вторых, основной проблемой повышения технологического уровня компании за счет данного фактора является проблема быстрого внедрения в производство научно-технических достижений.

В-третьих, для решения крупных научно-технических проблем в рамках компании необходимо располагать достаточным научно-техническим потенциалом, в том числе и кадровым, что может дать вертикальная интеграция, способствующая установлению тесных связей научно-технической сферы, производства и маркетинга, в том числе и на уровне персоналий. Это позволяет на основе повышения информированности сформировать единую команду, деятельность которой будет направлена на решение задачи получения технологического преимущества в конкурентной борьбе компании.

Исследуя ряд компаний, Д.Тис выявил условия, способствующие достижению успехов в направлении повышения экономической эффективности. К таким условиям он отнес уровень информированности и образования; необходимость его постоянного повышения; открытость компании; более точный прогноз объема производства и продаж; обеспечение связи науки и производства; отбор технико-экономических мероприятий в результате экспертизы при непосредственном участии заинтересованных подразделений. Российские нефтяные компании в последнее время уделяют повышенное внимание к мероприятиям, обеспечивающим технологическое развитие и рост конкурентоспособности. Технологическое обновление производства, осуществляется за счет внедрения новой техники и технологии, созданной как в собственной научно-технической сфере компании, так и приобретенной на рынке. Так, например, в ОАО "Сургутнефтегаз" успешно применяется около 40 новых технологий. Технология освоения сложно строенных залежей системой горизонтальных скважин, являющаяся ноу-хау компании, позволяет ей достаточно эффективно разрабатывать почти 300 млн. тонн запасов нефти, ранее считавшихся недоступными. В компании разработана Программа повышения нефтеотдачи, в соответствии с которой "Сургутнефтегаз" только за счет зарезки вторых стволов скважин может обеспечить до 2015 года добычу 42.3 млн. тонн дополнительной нефти. Кроме того, намечается проведение гидравлического разрыва пластов, операций с гибкой трубой и другие. В перспективе компания планирует повысить коэффициент нефтеотдачи на 7-10%. [14].

В крупнейшей российской компании ВИНК - ОАО "ЛУКОЙЛ" в результате широкого внедрения мер, направленных на повышение качества вскрытия пластов, средний дебит скважин в 2004 году возрос на 30% и составил ЗЗ тонны в сутки. Достигнуты существенные успехи в увеличении добычи нефти за счет применения методов повышения нефтеотдачи пластов. Каждое предприятие ОАО "ЛУКОЙЛ" имеет приоритетное направление в применяемых технологиях интенсификации производства. Так, на объектах Западно-Сибирского района больше внимания уделяется физическим методам. Пермского - химическим, Нижневолжского - гидродинамическим.

Физическая и моральная изношенность технико-технологической базы является одной из причин низкой производительности скважин и высоких издержек нефтегазодобывающего производства. Существуют объективные мотивы, влияющие на рост простаивающих скважин. В первую очередь, это особенности используемых технологий по различным моделям воздействия на разрабатываемые залежи и призабойную зону пласта, которые предусматривают высокие давления нагнетания и значительные объемы закачки воды, что повышает интенсивность износа труб, штанг и насосов. Выпадение отложений парафина, солей и песка в отдельных узлах подземного оборудования часто вызывает осложнения в работе скважин и преждевременный выход из эксплуатации. Все это приводит к росту объемов работ по текущему и капитальному ремонту скважин и вызывает необходимость экономической оценки эффективности их проведения как на стадии эксплуатации фонда скважин, так и на стадии реанимации бездействующего фонда.

Мировой опыт последних 20-25 лет демонстрирует, что использование современных технических средств и технологий по восстановлению производительности скважин позволяет более чем на 60% увеличить извлекаемые запасы углеводородов в акваториях Северного моря.

К главным факторам, влияющим на изменение издержек при добыче нефти относятся:

· применение методов интенсификации добычи нефти;

· повышение эффективности использования фонда скважин и нефтепромысловых объектов;

· совершенствование управления и организации производством.

В связи с изменением структуры запасов нефти ежегодно возрастает количество скважин, эксплуатация которых нерентабельна из-за низкого дебита или высокой обводненности продукции. Только на месторождениях Западной Сибири эксплуатируется более 5 тыс. нерентабельных скважин, по которым общая добыча нефти в год составляет порядка 2 млн.т. [40]. В перспективе количество малодебитных и обводненных скважин будет интенсивно расти.

С точки зрения экономики такие скважины необходимо останавливать, чтобы улучшить финансовое положение предприятий. С другой стороны, остановка скважин приведет к полной деформации систем разработки эксплуатируемых объектов, консервации трудноизвлекаемой части запасов и существенному снижению конечной нефтеотдачи за счет безвозвратной потери значительного количества нефти. Основным путем решения сложившейся проблемы является расширение масштабов внедрения современных методов повышения продуктивности скважин. Неотъемлемая составная часть решаемой проблемы – усиление внимания к вопросам контроля за экономической эффективностью применяемых в НГДП технологий повышения продуктивности скважин и регулирования взаимодействия технологических и экономических служб, что невозможно осуществить без совершенствования механизма формирования программ повышения эффективности производства.

Значительная доля выработанных запасов в освоенных районах добычи топливных ресурсов и высокий износ оборудования являются причинами резкого снижения надежности энергоснабжения, роста аварийности систем, препятствует дальнейшему росту производства в нефтегазовой промышленности. Общее состояние производственных фондов и намечаемое в соответствии с рассматриваемыми вариантами Энергетической стратегии увеличение производственных мощностей предъявляют чрезвычайно высокие требования к уровням необходимых капиталовложений, обеспечивающих поддержание и развитие нефтегазодобывающих предприятий [84].

Рис. 4.1.9. Структура капиталовложений производственного назначения НГДП

На рис. 4.1.9 приведены данные по структуре инвестиций в нефтяную промышленность. Несмотря на огромные доходы (чистая прибыль по итогам 2004 г. более 9 млрд. долл.) производственные инвестиции со стороны российских интегрированных компаний составили менее 3 млрд. долл. По данным Аналитического центра «Эксперт» удельный объем инвестиций у российских нефтяных компаний много ниже, чем у западных компаний (29 долл. против 40-50 долл. на тонну) [55].

В то же время, необходимо отметить проявление положительной тенденции, заключающейся в том, что за последние два-три года произошло существенное увеличение инвестиций как по отрасли в целом, так и по отдельным нефтяным компаниям. Причем, в связи с широким использованием схем финансирования капитальных вложений, фактические инвестиции превышают даже отчетные данные компаний.

По оценкам ТЭНИ для коренной модернизации нефтяного комплекса при обеспечении существующих уровней добычи сырой нефти и ее переработки требуется 15-20 млрд. долл. в год [56]. Несмотря на рост капиталовложений в последние годы, их удельный объем для российских нефтяных компаний остается низким по сравнению с западными компаниями. У международных компаний удельный объем капиталовложений составляет 40-50 долл. на тонну добытой нефти. Для российских же предприятий аналогичный показатель, даже в 2001 г. не достиг 29 долл. на тонну, а к 2004 г. снизился до 17,5 долл [118]. Столь низкий показатель капиталовложений объясняется прежде всего размерами и структурой запасов российских компаний. В настоящее время свыше 90% запасов природных ресурсов России уже переданы недропользователям. В нераспределенном фонде недр осталось чуть более 8% запасов нефти, которые относятся к категории трудноизвлекаемых [55]. При текущем уровне добычи обеспеченность запасами нефти российских компаний составляет 24 года, тогда как для западных компаний этот показатель составляет 12-14 лет. Для сравнения, расходы на геологоразведочные работы крупнейших мировых нефтяных компаний составили за период с 2003-2004 гг. в среднем 5,3% от выручки, для российских компаний - 1,6% [31]. В разведку российские компании вкладывают менее 10% от общего уровня инвестиций отрасли (табл. 4.1.1). [117, 119].

Таблица 4.1.1

Структура капитальных вложений российских НГДП, млн. долл.

Показатель Значение по годам
2003 2004
Капитальные затраты 6 948 8 017
Из них
Добыча 4 981 6 149
Разведка 130 126
переработка и продажи 1 736 1 641
Другие 217 101
Долгосрочные инвестиции (слияния, поглощения, приобретения активов) 1 522 2 775
Текущие затраты на разведку (учитываются в статье текущих расходов) 341 605

Рис. 4.1.10. Прогноз роста затрат и капиталовложений в добычу нефти в России, долл./т н.э

На рис. 4.1.10 приведены оценки значений ожидаемых удельных затрат и капиталовложений в добычу нефти. За рассматриваемый период значительно возрастут затраты на добычу нефти: примерно с 55 долл./т в настоящее время до 80-85 долл./т к концу периода, а удельные капиталовложения – с 300 до 380-390 долл./т [83].

Таким образом, инвестирование в нефтяном комплексе России должно быть направлено на повышение экономической эффективности функционирования нефтегазового комплекса в результате интенсификации нефтедобывающего производства по всем направлениям: повышение эффективности использования основных фондов, регулирование и снижение издержек производства, повышение объемов внедрения и эффективности новых технологий по интенсификации добычи нефти, методов увеличения нефтеотдачи пластов, привлечение инвестиций для реконструкции и модернизации добывающего производства и загрузки производственных мощностей. Складывающаяся экономическая ситуация заставляет искать и использовать новые факторы роста, которые предопределяют разработку иных инструментов управления, направленных на повышение эффективности НГДП. Для обеспечения этих процессов требуется ежегодно увеличивать объем финансирования.

Рис. 4.1.11. Потребность нефтяной отрасли в капиталовложениях, млрд. долл.

На рис.4.1.11 приведена потребность нефтяной отрасли в инвестициях, прогноз которых был выполнен в соответствии с различными вариантами рассматриваемых стратегий развития экономики России и ее энергообеспечения до 2020 г [83, 85]. Рассматривая вопрос о приоритетных направлениях капитальных вложений в развитие нефтяного комплекса необходимо учитывать следующие важнейшие направления финансирования:

· инвестиции, обеспечивающие ввод в эксплуатацию бездействующих скважин и повышение их производительности;

· инвестиции, направленные на повышение эксплуатационной надежности и долговечности нефтепромысловых объектов для решения проблем в системе ППД, нефтесбора и подготовки нефти;

· инвестирование в энергосберегающие технологии, которое является актуальным в связи с постоянным ростом цен на электроэнергию и горючее.

В настоящее время усилия в области управления нефтегазовой промышленностью должны сосредотачиваться на целостном и взаимоувязанном рассмотрении всех технологических и экономических проблем при решении производственных задач и формировании инвестиционной политики. До сих пор на нефтегазодобывающих предприятиях не применяются сводные планы внутреннего распределения денежных средств, которые направляются на повышение эффективности, и не выявляется комплексная оценка технико-экономических результатов их внедрения. В НГДП необходимо выработать оптимальную систему фи­нансирования программы повышения эффективности НГДП.

Экономическая эффективность производства – обобщающий экономический результат хозяйственной деятельности предприятия, определяющий целесообразность производства и реализации продукции, выполнения разных видов работ и услуг, осуществления разнообразных мероприятий по управлению, научной организации труда и производства, внедрению новой техники, технологии, прогрессивных материалов и т.п. Экономическая эффективность производства характеризуется соотношением полученного эффекта и затрат, связанных с его получением. Сопоставим эффективность нефтяной промышленности России и США, что позволит определить недостатки в российском подходе управления НГДП и выявить направления их нейтрализации.

Ввиду высокой капиталоемкости нефтедобывающей промышленности важно проанализировать и оценить уровни как эффективности использования труда, так и основных фондов, которые образуют совокупный показатель эффективности (СПЭ).

СПЭ = Производительность труда(1-α) х Эффективность использования основных фондов α

где α – доля капитала в добавленной стоимости (для российской нефтегазодобывающей промышленности α = 0,75).

Общая схема расчета совокупного показателя эффективности производства представлена на рисунке 4.1.12. Совокупный показатель эффективности – обобщенная мера эффективности использования трудовых ресурсов и основных фондов. Им измеряется величина объема добычи на единицу совокупных затрат (сумма трудозатрат и затрат основных фондов). Затраты основных фондов оценивались на основе статистических данных ряда отраслевых источников, включая ВНИИ ОЭНГ и отраслевые периодические журналы. За базовую единицу потребления трудовых ресурсов и основного средства производства в нефтегазодобывающей промышленности принимается эксплуатационная скважина, поэтому в качестве меры затрат основных фондов используется объем трудозатрат и затрат основных фондов, необходимых для ввода в действие и дальнейшей эксплуатации одной скважины.

Рис. 4.1.2. Схема расчета совокупного показателя эффективности НГДП

В качестве меры объема добычи использовался физический объем сырой нефти, извлекаемой в расчете на одну скважину, с поправками на различие в качестве нефти. Сравним данные по России с показателями эффективности нефтедобычи на материковых промыслах штата Техас, эффективность работы которых, после исключения из расчета малодебитных скважин, близка к наивысшему мировому уровню. Для сопоставления показателей эффективности двух стран внесем определенные структурные поправки, связанные с различиями в их природных условиях.

Совокупный показатель эффективности российской нефтедобывающей промышленности составляет 30% от уровня США после внесения структурных поправок, компенсирующих влияние природных факторов [120]. Такое отставание на уровне процесса производства приводит либо к более низкому дебиту на условную скважину, большим затратам на бурение и обслуживание скважины, либо к большим трудозатратам на эксплуатацию скважины. Меньший объем нефтедобычи в расчете на скважину оказывает максимальное влияние на совокупный показатель эффективности, поскольку на него приходится 45% разницы в производительности России и США (рисунок 4.1.13).

Рис. 4.18. Факторы, объясняющие низкий уровень нефтедобыча в расчете на скважину

Хотя в 2000 году нефтедобыча в России стабилизировалась, что главным образом было связано с повышением уровня нефтеотдачи существующих скважин (применение гидроразрыва пласта и других методов увеличения нефтеотдачи) и проведением большого объема работ по капитальному ремонту скважин. России еще необходимо повышать степень нефтеотдачи пластов, так как дебит средней скважины можно увеличить на 50%. Что приведет к увеличению суммарной добычи на 30% [27]. Дополнительные затраты основных фондов в расчете на скважину связаны с низкой эффективностью буровых работ и низким качеством обустройства скважин, а также с недостаточной степенью освоения новых месторождений, что приводит к простою буровых мощностей. Низкое качество буровых долот ведет к продлению сроков бурения и чрезмерному износу бурового оборудования и материалов. Низкое качество буровых растворов и цемента также наносит ущерб нефтеносным пластам и сокращает межремонтный период.

Другая проблема отрасли – недостаточное освоение новых месторождений. С 1990 по 2004 гг. в целом по России объемы поисково-разведочного бурения уменьшились в 4,7 раза, а эксплуатационного – в 3,8 раз [83]. Причинно-следственные связи между внешними факторами и факторами уровня процесса производства обобщены на рис. 4.1.14.

Рис. 4.1.14. Внешние факторы, препятствующие улучшению производственных

показателей

Существуют два главных внешних фактора, относящиеся к сфере государственного регулирования, которые препятствуют повышению совокупного показателя эффективности и росту объему добычи. Государственная поддержка стратегических отраслей и вытекающее из этого ограничение на экспорт нефти и отсутствие стабильной системы налогообложения.

Будущее развитие НГДП будет зависеть от устранения внешних препятствий, стоящих на пути роста инвестиций и повышения эффективности деятельности НГДП. Для удовлетворения растущих потребностей в нефти и газе необходимо, с одной стороны, выявлять и осваивать десятки и сотни новых месторождений, с другой – разрабатывать и внедрять широкий комплекс мер по рациональному использованию нефтяных невоспроизводимых ресурсов. Одновременно для нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации, актуальным является обеспечение наиболее полной выработки основных запасов нефти при получении максимальной прибыли.

В то же время, по мере выработки запасов из месторождений объективно ухудшаются как технологические, так и экономические показатели разработки: растет обводненность извлекаемой продукции, возрастает водный фактор, падают дебиты скважин по нефти, растут капитальные вложения и себестоимость единицы продукции.

Важнейшей проблемой для российских НГДП в настоящее время стал быстрый рост издержек, который только за последние 4-5 лет увеличились в 2-3 раза [116]. Повышение затрат в нефтяной отрасли снижает рентабельность. В результате существенная часть предприятий нефтяного комплекса являются убыточной. Между тем, себестоимость западных нефтедобывающих компаний ежегодно снижается на 1-2 долл. США. В этой связи важнейшей задачей нефтедобывающих компаний в краткосрочной и долгосрочной перспективе является повышение эффективности производства за счет его оптимизации.

При подготовке ежегодных, перспективных программ, направленных на сохранение уровней добычи нефти и снижение себестоимости, требуется проведение комплекса технико-экономических расчетов по выявлению оптимального набора мероприятий для достижения поставленной цели при минимальных издержках. Чтобы принять экономически оптимальную программу, руководство нефтяной компании сталкивается с необходимостью решения многофункциональной задачи с учетом ряда ограничений, таких как: дефицит инвестиционных ресурсов, эффективность и область применения геолого-технических мероприятий, сочетание с масштабами внедрения геолого-технических мероприятий.

<< | >>
Источник: В.В.Бирюков, В.В.Бирюкова. РАЗВИТИЕ ПРЕДПРИНИМАТЕЛЬСТВА И АКТИВИЗАЦИЯ ИННОВАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ. 2009

Еще по теме 4.1. Современное состояние и основные направления развития нефтегазового комплекса России:

  1. Тема 2. Современное состояние и задачи эффективного управления нефтегазовым комплексом России
  2. 15.5. Основные направления совершенствования налоговой политики в России на современном этапе развития
  3. 2.1 Состояние нефтегазовой промышленности России
  4. Современное состояние, факторы и тенденции развития потребительского комплекса и его отраслей
  5. ТЕМА VII. 2. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ТЕНДЕНЦИИ ЭКОНОМИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ РОССИИ
  6. 3.1. Индустриальные парки в России: современное состояние и перспективы развития
  7. Основные направления современной структурной политики в России
  8. VII.2.3. Современное состояние и перспективы экономического развития России
  9. Глава 4. ОСОБЕННОСТИ РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА И РАЗРАБОТКА ПРОГРАММ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ
  10. В.Ю. БУРОВ, В.С. ПОТАЕВ, А.П. СУХОДОЛОВ. МАЛОЕ ПРЕДПРИНИМАТЕЛЬСТВО В РОССИИ И БАЙКАЛЬСКОМ РЕГИОНЕ (история, современное состояние, проблемы, перспективы развития) (монография), 2011
  11. 2.5. Основные направления развития современной экономической мысли Запада
- Бюджетная система - Внешнеэкономическая деятельность - Государственное регулирование экономики - Инновационная экономика - Институциональная экономика - Институциональная экономическая теория - Информационные системы в экономике - Информационные технологии в экономике - История мировой экономики - История экономических учений - Кризисная экономика - Логистика - Макроэкономика (учебник) - Математические методы и моделирование в экономике - Международные экономические отношения - Микроэкономика - Мировая экономика - Налоги и налолгообложение - Основы коммерческой деятельности - Отраслевая экономика - Оценочная деятельность - Планирование и контроль на предприятии - Политэкономия - Региональная и национальная экономика - Российская экономика - Системы технологий - Страхование - Товароведение - Торговое дело - Философия экономики - Финансовое планирование и прогнозирование - Ценообразование - Экономика зарубежных стран - Экономика и управление народным хозяйством - Экономика машиностроения - Экономика общественного сектора - Экономика отраслевых рынков - Экономика полезных ископаемых - Экономика предприятий - Экономика природных ресурсов - Экономика природопользования - Экономика сельского хозяйства - Экономика таможенного дел - Экономика транспорта - Экономика труда - Экономика туризма - Экономическая история - Экономическая публицистика - Экономическая социология - Экономическая статистика - Экономическая теория - Экономический анализ - Эффективность производства -