Проблема поддержания уровня добычи нефти в России. Пути ее решения на основе оптимизации добычи на истощенных месторождениях.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ АВТОНОМНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ИНСТИТУТ МЕЖДУНАРОДНЫХ ОТНОШЕНИЙ
(УНИВЕРСИТЕТ) МИНИСТЕРСТВА ИНОСТРАННЫХ ДЕЛ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ» 

КОМПЛЕКСНЫЕИССЛЕДОВАНИЯ ЕВРОПЕЙСКИХ И ЕВРАЗИЙСКИХ ИНТЕГРАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ

ЕВРОПЕЙСКИЙ УЧЕБНЫЙ ИНСТИТУТ

Магистерская диссертация на тему:

«Проблема поддержания уровня добычи нефти в России. Пути ее решения на основе оптимизации добычи на истощенных месторождениях».


Выполнила: 
Студентка
Ланина И.Д. 
Программа Экономика ЕС

Научный руководитель: 
к.э.н., доцент 
Амвросов Владимир Анатольевич




Москва – 2016

Содержание
Введение.	3
Глава 1. Состояние нефтеперерабатывающей отрасли в России.	6
1.1	Динамика основных производственных показателей. Добыча и переработка нефти.	6
Источники: Минэнерго России, VYGON Consulting, 2014	12
1.2 Внутренний рынок нефтепродуктов. Ценообразование.	13
1.3 Экспорт нефти и нефтепродуктов	14
Глава 2. Проблемы развития нефтедобывающей отрасли.	21
2.1 Проблема снижения коэффициента извлечения нефти (КИН).	24
2.2 Недостаток оборудования на рынке сервисных геолого-геофизических и буровых услуг.	26
2.3 Совершенствование государственного регулирования.	27
Глава 3. Основные направления и принципы поддержания добычи нефти на истощенных месторождениях.	36
3.1 Технология бурения горизонтальных скважин с мини-пилотом.	37
3.2 Использование колтюбинговых технологий и комбинированных бурильных колонн, включающих алюминиевые бурильные трубы..	38
3.3 Гидравлический разрыв пласта.	40
3.4 Гелеполимерная обработка скважин.	46
Глава 4. Перспективные направления и принципы государственной политики в  области налогообложения нефтяной отрасли.	56
4.2 Текущая ситуация и вызовы налоговой системе.	59
4.2 «Налоговые» маневры. НДПИ.	65
4.3 Переход к смешанной системе налогообложения.	69
Заключение.	74
Список литературы.	77
Приложения.	85


Введение.
     Россия является мировым лидером по запасам природного газа, обладает уникальным минерально-сырьевым потенциалом и входит в пятерку стран по запасам нефти, угля, никеля, железных руд и другого сырья. Богатый минерально-сырьевой комплекс России играет значительную роль в развитии страны, обеспечивает около 50% доходов бюджета Российской Федерации, более 70% экспортных поступлений.
     В условиях возрастающих экономических и геополитических вызовов нефтяной отрасли России в перспективе до 2035 года необходимо совершить переход от экстенсивного к интенсивному пути развития, что должно позволить ей остаться опорой для развития экономики России на основе построения адекватной институциональной среды и инновационного развития отрасли. 
     Для совершения этого перехода нефтяной отрасли необходимо решить целый ряд неотложных и масштабных задач.
     Основные направления развития и реализации государственной политики в области геологии и недропользования на среднесрочную и долгосрочную перспективу определены в отраслевых документах стратегического планирования. К основным документам относятся Стратегия развития геологической отрасли Российской Федерации до 2030 г.1, Генеральная схема развития нефтяной отрасли России, а также государственная программа Российской Федерации «Воспроизводство и использование природных ресурсов», включающая в себя различные подпрограммы.2
     Определяющим фактором, характеризующимразвитие отраслей производства в экономике России, является успешное функционирование нефтегазового комплекса. На данном этапе ключевым направлением развития нефтегазового комплекса России является интенсификация разработки действующих месторождений нефти, а также перспективные направления государственного регулирования в данной отрасли. Это связано с тем, что основные районы нефтедобычи в стране давно открыты и разрабатываются, а для ввода в эксплуатацию новых нефтяных объектов требуются современные технологические решения, большие объемы инвестиций и оснащение современными буровыми технологиями.
     Актуальность данной работы заключается в том, что в настоящее время на территории России достаточное количество месторождений, запасы которых исчерпываются. Одной из основных задач при эксплуатации нефтяных месторождений на поздней стадии является поддержание объемов добычи нефти с целью продления периода рентабельной разработки, необходимого для максимального отбора запасов и достижения безубыточности работы нефтедобывающих компаний. 
     Важной особенностью использования месторождений на поздней стадии является наличие на месторождении значительного пробуренного фонда скважин. Из-за ухудшающихся технологических показателей разработка новых скважин носит характер низкой экономической эффективности бурения, этим обусловлена необходимость работы с имеющимися скважинами в направлении оптимизации технико-экономических параметров их эксплуатации. Существует необходимость повышения рентабельности эксплуатации отдельных скважин и нефтедобывающих компаний в целом. Для достижения данной цели необходимыми условиями являются наличие и применение экономических подходов к работе по управлению имеющимся фондом, а также создание устойчивой и комплексной системы государственного регулирования. 
     Целью данной работы является ввод в эксплуатацию с дальнейшим использованием технологий для увеличения коэффициента извлечения сырья на имеющихся месторождениях, а также рассмотрение преимуществ перехода к новой смешанной системе налогообложения.
     Объектами исследования являются истощенные месторождения на территории Российской Федерации, а также существующая налоговая система. 
     Предметом исследования являются новые методы использования технологий для увеличения добычи на имеющихся истощенных месторождениях и перспективные направления развития в области государственного регулирования.
     Среди задач исследования следует особо выделить: 
     * переход к массовой разработке средних и мелких месторождений нефти в условиях падении значения крупных и уникальных месторождений, 
     * значительное повышение КИН на действующих месторождениях,
     * массовая разработка трудноизвлекаемых запасов нефти, разработка при благоприятных условиях месторождений континентального шельфа, значительное увеличение глубины нефтепереработки и выхода светлых нефтепродуктов, 
     * разработка и внедрение отечественных инновационных технологий и оборудования, 
     * а также переход к смешанной системе налогообложения.
     Решение этих задач требует, в свою очередь, преодоления сложившихся институциональных барьеров и разработки мер государственной энергетической политики, направленной на построение целостной и внутренне сбалансированной системы государственного регулирования нефтяной отрасли, адекватной новым вызовам.
     
     
     
     
     
     Глава 1. Состояние нефтеперерабатывающей отрасли в России.
     В начале 1990-х резко сократился объем добычи. По сути, дальнейшее наращивание производства нефти шло за счет реанимации старых скважин и ускоренного ввода в разработку ранее разведанных территорий.Из-за отсутствия источников финансирования резко сократились темпы разведки новых участков, в частности, почти полностью прекратилось разведочное бурение, которое всегда вдвое-втрое дороже эксплуатационного, а на шельфе - дороже на порядок. 
     
1.1 Динамика основных производственных показателей. Добыча и переработка нефти.
     Принятые государством меры по стимулированию добычи (налоговые льготы при освоении новых и трудно извлекаемых запасов) и переработки нефти (упорядочивание пошлин на экспорт нефти и нефтепродуктов, заключение четырехсторонних соглашений), а также благоприятные ценовые факторы, действовавшие до осени 2014 года, в целом, обеспечили в 2011-2014 гг. опережающее развитие нефтяной отрасли страны.
     Добыча нефти и газового конденсата в России с 2009 г. по 2014 г. выросла на 6,7%, в то время как целевой сценарий Генсхемы-2020 предусматривал рост добычи на 2,2% (рис. 1).
     В абсолютном выражении фактическая добыча нефти в 2014 году превысила прогнозный показатель по целевому сценарию на 22 млн т в год (526,7 млн т против 505 млн т в год), приблизившись к максимальному сценарию (531 млн т). В 2015 г. рост добычи нефти и газового конденсата до 533 млн т в год превысил максимальный прогнозный сценарий Генсхемы-20203.
     
     
     Рисунок 1. 
     Целевые ориентиры Генеральной схемы развития нефтяной отрасли на период до 2020 года и фактические значения по добыче нефти и газового конденсата в России в 2009-2014 гг.
     
     
Источники: Генсхема-2020, ЦДУ ТЭК, 2015

     Основной рост добычи нефти и газового конденсатапришелся на Сибирский, Дальневосточный и Приволжский федеральные округа, ключевую роль в сохранении положительной динамики добычи сыграла ее относительная стабилизация в Уральском федеральном округе. По итогам 2014 года Западная Сибирь обеспечила 59,4% российской добычи нефти (313 млн т в год).
     Ввод в разработку Ванкорского, Верхнечонского, Талаканского, Северо-Талаканского, Среднеботуобинского, Алинского и Восточно-Апинского месторождений обеспечил увеличение добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке в 2014 году до 58,8 млн т в год нефти, или 11,2% от общей добычи в России против всего 2,8% в 2008 году4.
     В конце 2013 года впервые началась промышленная добыча нефти на континентальном шельфе российского сектора Арктики. По итогам 2014 года на Приразломном месторождении в Печорском море было добыто около 0,3 млн т нефти. По состоянию на конец 2015 года накопленная добыча нефти на месторождении превысила 1 млн т. В 2015 году на месторождении была начата реализация программы глубокой модернизации нефтяной платформы.
     15 октября 2015 года Президенты России и Казахстана подписали протокол, вносящий изменения в Соглашение о разграничении дна северной части Каспийского моря в целях осуществления суверенных прав на недропользование от 06.07.1998. Подписание протокола позволяет Правительству РФ оформить лицензию на геологоразведку и добычу нефти и газа на месторождении «Центральное» на шельфе Каспийского моря. 
     В мае 2014 года в составе нефтяного комплекса России начало осуществлять деятельность ГУП РК «Черноморнефтегаз», ведущее разведку и добычу углеводородов в Крымском федеральном округе. Добыча нефти и газового конденсата компанией в 2014 году составила 73 тыс. т, из них около 90% пришлось на добычу конденсата.
     Несмотря на резкое снижение нефтяных цен, в прошлом году Россия добыла рекордный объем нефти и газового конденсата – 534 млн т., что почти на 1,5% больше, чем в 2014 году5. При этом, по данным Минэнерго России6, впервые за последние шесть лет был увеличен экспорт нефти – до 238 млн т. По сравнению с предыдущим годом рост составил 7,5%. 
     За прошлый год цены российской нефти снизилась почти вдвое по сравнению с предыдущим годом и составила 51,23 долл. за баррель. В конце декабря 2015 г. Марка Urals стоила уже 36,42 долл. за баррель.
     Ситуацию с российской нефтедобычей осложняют введенные против России экономические санкции, сказавшиеся на ее компаниях прежде всего тем, что многие из них потеряли доступ к дешевым кредитам.
     По итогам прошлого года прирост извлекаемых запасов нефти по категории АВС 17 в России достиг 710 млн т, открыто 38 нефтяных, по два нефтегазоканденсатных , газонефтяных и газоконденсатных месторождения. Ресурсная база нефти в России позволяет десятилетиями поддерживать добычу на уровне 515-520 млн т в год. 
     В долгосрочной перспективе при благоприятном сочетании внутренних и внешних факторов в период 2016-2035 гг. возможно превышение уровня добычи нефти (без газового конденсата) по отношению к базовому 2014 году. В то же время существуют и серьезные риски значительного снижения добычи нефти, на преодоление которых должны быть направлены соответствующие меры государственного регулирования.
     Ожидается структурная перестройка добычи нефти с резким ростом значения разработки средних и мелких месторождений, месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, в том числе месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также при благоприятных условиях и гарантии экологической безопасности — месторождений континентального шельфа арктических морей.
     В 2011-2014 гг. в условиях высоких цен на нефть параметры таможенно-тарифной политики не обеспечили стимулов к сокращению избыточной экспортно-ориентированной нефтепереработки (рис. 2).
     Рисунок 2.
     Целевые ориентиры Генеральной схемы развития нефтяной отрасли на период до 2020 года и фактические значения по переработке нефти и газового конденсата на НПЗ России в 2009-2014 гг.
     
     
     Источники: Генсхема-2020, ЦДУ ТЭК, 2015
     Напротив, фактические объемы первичной переработки нефти, достигнутые в 2014 году, превысили показатель максимального сценария Генсхемы-2020 более чем на 37 млн т (289 млн т против 252 млн т в год). Общий прирост первичной нефтепереработки за период 2009-2014 г. составил 22%.
     Всего за период с 2000 года объем переработки вырос на 65% (рис. 3). При этом доля экспорта в поставках нефтепродуктов увеличилась с 38% в 2000 году до 61% в 2014 году8. 
     Рисунок 3.
     Переработка нефти, направление нефтепродуктов на внутренний рынок и экспорт в России в 2000-2014 гг., млн т в год.
     
     
     Источники: Минэнерго России, VYGON Consulting, 2015
     Рост объемов переработки в указанный период, в основном, обеспечивался за счет роста первичной переработки нефти практически без направления продуктов первичной переработки на углубляющие и облагораживающие процессы. 
     Российская переработка и сегодня характеризуется низким уровнем вторичных процессов. Суммарная загрузка вторичных процессов в январе 2015 года составила 57% от первичной переработки, в то время как в странах Западной Европы этот показатель превышает 100%, а в США – 165%. Суммарная загрузка основных процессов, направленных на повышение глубины переработки – каталитического крекинга и гидрокрекинга (включая гидрокрекинг низкого давления) – в январе 2015 года составила в России 13% от первичной переработки нефти (рис. 4), в то время как в странах Западной Европы этот показатель достигает 20%, в США – 45%. 
     Рисунок 4.
     Загрузка основных технологических процессов переработки нефти в России, в % от первичной переработки по состоянию на январь 2015 года
     
     Источники: Минэнерго России, VYGON Consulting, 2014
     В рамках четырехсторонних соглашений проводится активная модернизация НПЗ. В совокупности с новой налоговой и таможенно-тарифной системой, которая нацелена на повышение выпуска светлых нефтепродуктов, должны привести к 2020 году к принципиальному изменению структуры производства нефтепродуктов – резкому снижению производства темных нефтепродуктов в пользу дизельного топлива и автомобильных бензинов.
     Новая налоговая и таможенно-тарифная система в нефтяной отрасли, введенная с 1 января 2015 года должна способствовать оздоровлению организационной структуры нефтепереработки с закрытием экономически неэффективных мощностей.
     1.2 Внутренний рынок нефтепродуктов. Ценообразование.
     Объем потребления автомобильных бензинов на внутреннем рынке по итогам 2014 года составил 34,1 млн т и вырос в целом за период с 2009 по 2014 гг. на 9,7% (+ 3,0 млн т). Ежегодная динамика внутреннего спроса на бензин носила неустойчивый характер и, в среднем за период, ежегодные темпы роста потребления этого вида топлива составили 2,2%.
     Объем потребления дизельного топлива на внутреннем рынке по итогам 2014 года составил 31,7 млн т и вырос в целом за период с 2009 по 2014 гг. на 11,3% (+ 3,2 млн т). Однако, начиная с 2011 г., в России наблюдается устойчивое сокращение отгрузки дизельного топлива на внутренний рынок. Так, в 2011-2014 г. объемы отгрузки дизельного топлива на внутренний рынок снизились на 7,4% (-2,3 млн т). 
     Причины снижения спроса на дизельное топливо связаны с сокращением потребления со стороны сельского хозяйства (более чем на 40% за 2012-2014 гг.) и со стороны грузового автотранспорта в силу снижения объема грузовых автоперевозок, вызванных общей стагнацией развития промышленности и строительства в последние годы на фоне незначительного количества дизельных легковых автомобилей в частном владении.
     По итогам 2014 г. потребление керосина в России составило 9,6 млн т в год. В целом за период 2009-2014 гг. оно выросло на 37,1% (+2,6 млн т). Рост потребления керосина внутри России в указанный период был обусловлен, главным образом, существенным ростом авиаперевозок. 
     По итогам 2014 г. внутреннее потребление мазута составило 15,7 млн т. В целом за период 2009-2014 гг. оно незначительно сократилось - на 2,5% (-0,4 млн т).
     Ценообразование. В 2011-2014 гг. получила дальнейшее развитие система биржевой торговли нефтепродуктами, прежде всего, на базе СПбМТСБ и Биржи «Санкт-Петербург». В 2014 году годовой объем торгов достиг 17,4 млн т, что на 51% выше уровня 2011 года и в 8 раз превышает уровень 2009 года. Доля биржевой торговли в суммарном потреблении бензина и дизельного топлива на внутреннем рынке достигла по итогам 2014 года 18,5%, в потреблении мазута – 12,7%9.
     В рамках реализации Генсхемы-2020 продолжилось совершенствование антимонопольного регулирования, направленного на пресечение и предупреждение злоупотреблений доминирующим положением со стороны вертикально интегрированных компаний и сговоров на региональных рынках нефтепродуктов. 
     В долгосрочной перспективе в нефтяной отрасли России сохранится свободное, рыночное ценообразование на нефть и нефтепродукты на основе обеспечения равнодоходности поставок на экспорт и на внутренний рынок. 
     Ключевым направлением совершенствования ценообразования на внутреннем рынке будет развитие внутрироссийской биржевой торговли нефтью и нефтепродуктами. Не предполагается полного отказа от косвенного государственного регулирования внутренних цен на нефть и нефтепродукты в виде механизма взимания экспортных пошлин на нефть и нефтепродукты, хотя значимость и эффективность данного регулирования будет снижаться.
     1.3 Экспорт нефти и нефтепродуктов
     В результате несбалансированной таможенно-тарифной политики в условиях более высоких цен на нефть, фактическая динамика экспорта нефти и нефтепродуктов оказалась разнонаправленной и, в целом, не соответствующей целевым параметрам Генеральной схемы. В 2009-2014 гг. экспорт сырой нефти упал почти на 11%, в то время как в Генеральной схеме ожидался его рост на 4-5% (Рис..5). 
     
     Рисунок 5.
     Целевые ориентиры Генеральной схемы развития нефтяной отрасли на период до 2020 года и фактические значения по экспорту сырой нефти в 2009-2014 гг.
     
     Источники: Генсхема-2020, ЦДУ ТЭК, 2015
     Экспорт нефтепродуктов, напротив, резко вырос — на 32%, в то время как в целевом сценарии Генеральной схемы планировалось его снижение на 23% (рис. 6).
     Рисунок 6.
     Целевые ориентиры Генеральной схемы развития нефтяной отрасли на период до 2020 года и фактические значения по экспорту нефтепродуктов в 2009-2014 гг.
     
     Источники: Генсхема-2020, ЦДУ ТЭК, 2015.
     В 2014 году, согласно данным ЦДУ ТЭК, экспорт сырой нефти из России составил 221,3 млн т (-5,8% к уровню 2013 г.). Всего за период с 2009 по 2014 г. экспорт сырой нефти из России сократился на 27 млн т (-10,9%)10.
     В январе – ноябре 2015 года объем экспорта нефти из России, по данным ФТС11, составил 222,32 млн т, что на 8,6% больше, чем за тот же период 2014 года. В отчетный период выросли объемы поставок нефти в дальнее зарубежье, а экспорт СНГ снизился. В страны дальнего зарубежья в январе – ноябре прошлого года было поставлено 201,46 млн т нефти, это на 10,3% выше данного показателя 2014 года. В СНГ поставки снизились на 5,1% до 20,86 млн т. В ноябре, по данным Росстата, было экспортировано из России всего 21,1 млнт нефти (5 млн барр/сут): рост на 19,4% в годовом выражении и снижение на 1,1% по сравнению с 2015 года12. Доля экспорта в добыче в январе – ноябре 2015 года составила 45,6%, в ноябре 48,0%.
     Удельный вес экспорта нефти в общем объеме российского экспорта в январе-ноябре 2015 года составил 26,5%, в экспорте топливно-энергетических товаров  - 41,6% (в январе – ноябре 2014 года соответственно 31,4% и 44,8%).
     Доходы от экспорта нефти из России в январе-ноябре 2015 года, по данным ФТС составили 83,33 млрд долл, что на 42,38% ниже, чем за тот же период 2014 года. При этом 93,7% доходов (78,1 млрд долл13) было получено от экспорта нефти в дальнее зарубежье.
     В ноябре 2015 года, по данным Росстата, средняя фактическая экспортная цена на российскую нефть составила 312,5 долл за тонну (93,0% к октябрю 2015 года, 55,3%к ноябрю 2014 года).14 Цена нефти Urals на мировом рынке была 307,4 долл за тонну (90,0% к октябрю 2015 года, 69,0% к ноябрю 2014 года).
     В структуре экспорта сырой нефти также произошли существенные изменения. Так, экспорт нефти в страны дальнего зарубежья снизился за период 2009-2014 гг. на 5,6% (-11,7 млн т), а в страны СНГ — на 34% (-12,4 млн т). 
     По данным МЭР, в 2015 году доля экспорта нефти в объеме добычи нефти, включая газовый конденсат, составила 45,9%15(см. табл  1). 
     Таблица 1. Показатели экспорта Российской Федерации в денежном выражении.
 
2015 год
В том числе декабрь 2015 г.
Справочно 2014 г.

млн. долл. США
в % к 2014 г.
в % к итогу
млн. долл. США
в % к ноябрю 2014 г.
в % к 2013 г.
в % к итогу
Экспорт, из него: 
343427
69
100
29042
112,7
94,4
100
топливно-энергетические товары, из них:
216101
62,4
62,9
15534
99,4
93,4
69,5
нефть сырая
89576
58,2
26,1
6226
94,5
88,6
30,9

Источник: Минэкономразвития России, данные Росстата.
     Общее падение экспорта нефти произошло на фоне роста ее поставок в восточном направлении в страны АТР при снижении поставок на традиционные рынки Европы и стран СНГ, а рост экспорта нефтепродуктов был обеспечен, главным образом, за счет топочного мазута (+13,7% за период 2009-2014 гг.) и дизельного топлива (+17%). 
     Коррекции нефтяных цен в конце января способствовали заявления о возможности совместных действий России и ОРЕС для урегулирования ситуации на мировом нефтяном рынке. 
     Производители нефти продолжают поддерживать добычу на высоком уровне. Страны – члены ОРЕС на состоявшейся в декабре 2015 года конференции установили текущие объемы производства нефти, на 1,5 млн барр/сут  превышающие официальную квоту. В январе 2016 года, по данным ЦДУ ТЭК, добыча нефти в России выросла по сравнению с январем прошлого года на 1,5% и составила 46 млн т (около 10,5 млн барр /сут)16.
     Россия и ОРЕС уже не первый раз рассматривают возможность объединения усилий с целью поддержания нефтяных цен. Однако в предыдущих случаях перспективы подобного сотрудничества омрачали опасения каждой из сторон относительно возможной потери доли рынка. Тем не менее, Россия в сотрудничестве с ОРЕС обозначала снижение добычи и экспорта, однако подобные шаги были ограниченными и краткосрочными. Так, весной 1988 года, после того, как цены на нефть упали до 12 долл за баррель с более чем 22 долл за баррель в январе 1997 года, ОРЕС снизила добычу на 2,6 млн барр в сутки. В рамках соглашения между картелем и и не входящими в организацию крупными производителями нефти Россия согласилась снизить экспорт на 61 тыс. барр в сутки.
     В настоящее время в структуре экспорта российской нефти доминирует европейское направление поставок – 65%, на страны АТР приходится 23% поставок, на СНГ — 11% поставок (рис. 7).
     Рисунок 7.
     Региональная структура экспорта российской сырой нефти, %.
     
     
     
     
     Источники: ИЭФ, ФСТ России, 2015
     Экспорт нефтепродуктов из России по итогам 2014 года составил 164,8 млн т в год (+8,7% к 2013 г.). Всего за период с 2009 по 2014 г. экспорт нефтепродуктов из России вырос на 40,3 млн т в год (+32,3%). Основной объем экспорта российских нефтепродуктов приходится на дизельное топливо (28,8%) и мазут (34,3%)17.
     В географической структуре экспорта российских нефтепродуктов по-прежнему доминируют страны дальнего зарубежья (94%), главным образом, европейское направление. На страны СНГ приходится лишь 6% поставок.
     Что касается планов на будущее, экспорт нефти и нефтепродуктов будет, как и ранее, играть балансирующую роль между объемом добычи и экономически эффективными уровнями переработки нефти и потребления нефтепродуктов внутри России.
     В перспективе Россия останется одним из ключевых экспортеров нефти и нефтепродуктов на мировом рынке.Экспорт нефти, по-прежнему, будет играть значительную, роль в поддержании положительного торгового и денежного баланса в национальной экономике.
     




















     Глава 2. Проблемы развития нефтедобывающей отрасли.
     В настоящее время большинство основных месторождений страны по окончании длительного периода их разработки с отбором 75-85% утвержденных начальных извлекаемых запасов нефти (далее – НИЗ) вступили или вступают в четвертую (позднюю) стадию разработки.
     Уже в конце 60-х годов прошлого века было признано целесообразным выделять четыре стадии в истории разработки нефтяных месторождений. Первые три стадии (1+2+3) составляют основной период разработки продолжительностью 25-30 лет (по наиболее крупным объектам более), в течение которых при разных характеристиках объектов и разном уровне совершенствования разработки отбирают 70-85% извлекаемых запасов нефти. За основным периодом следует 4-ая стадия, в течение которой при среднем темпе добычи менее 2% от НИЗ весьма долгое время отбирают оставшиеся 15-30% утвержденных извлекаемых запасов18.
     Сложность четвертой (поздней) стадии разработки месторождений зависит от геологического строения продуктивных пластов, степени неоднородности коллекторов, режимов залежи, качества нефти, технического состояния фонда скважин и объектов обустройства и др. В целях повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в четвертой (поздней) стадии разработки необходимо обеспечить детализацию геологического строения эксплуатационных объектов и уточнение неоднородности пластов с использованием новых методических подходов обработки всей накопленной геолого-геофизической информации и выделением более мелких участков (блоков, геологических тел) в качестве самостоятельных объектов разработки.
     Исключительную роль в состоянии остаточных запасов в четвертой (поздней) стадии разработки играют эффективность реализуемых систем разработки в основной период, полнота промывки продуктивных пластов, состояние контроля и регулирования процессов выработки запасов. Задача увеличения нефтеотдачи и интенсификации процесса выработки запасов нефти в четвертой (поздней) стадии разработки месторождений может решаться путем поиска и реализации мероприятий по вовлечению в разработку остаточных запасов, увеличению охвата залежей процессами вытеснения и повышения эффективности этих процессов. Это требует применения специальных методов, технологий, технических средств, организационных усилий и дополнительных финансовых затрат.
     Перспективным направлением разработки месторождений на четвертой (поздней) стадии разработки является дальнейшее совершенствование проектирования, предусматривающее:
     ? современные методы увеличения нефтеотдачи пластов (гидродинамические, физико-химические, физические, газовые, тепловые, микробиологические);
     ? дальнейшее разукрупнение объектов разработки;
     ? оптимизацию сетки эксплуатационных скважин;
     ? бурение боковых, в том числе горизонтальных, стволов в скважинах;
     ? специальные технологии гидроразрыва пластов в определенных геологических условиях;
     ? эффективные и современные методы вскрытия продуктивных пластов;
     ? регулирование процессов вытеснения.
     На данном этапе существуют проблемы, препятствующие развитию нефтедобывающей отрасли России. Повышение сложности горно-геологических условий добычи (разработки) месторождений углеводородного сырья (далее – УВС) затрудняет восполнение нефтедобывающей отрасли извлекаемыми запасами, обеспечивающими поддержание стабильной добычи нефти и газа на перспективу19. При этом отмечено сокращение объема поисково-разведочных работ в три раза за последние 15-20 лет и в большой степени отсутствие интереса у современных недропользователей к обеспечению полноты извлечения разведанных запасов из недр в силу ряда причин:
     ? необходимости дополнительного финансирования, направленного на создание новых технологий и повышение нефтеотдачи пластов;
     ? высокая степень износа основных фондов ТЭК: почти 60% в нефтегазовой промышленности;
     ? негативное влияние на экономику сырьевых регионов политики, направленной на централизацию доходов (в виде налогов) на федеральном уровне, а также отсутствие гибкой схемы налогообложения;
     ? нефтяные компании под предлогом коммерческой тайны засекретили все вопросы воспроизводства минерально-сырьевой базы (далее - ВМСБ), разработки и применения новых технологий и методов увеличения нефтеотдачи (далее - МУН) и редко допускают ученых и специалистов к анализу ситуации из-за боязни критики за свои действия и бездействие;
     ? резкое снижение профессионального уровня планирования, прогнозирования, управления и контроля процессов геологоразведки, оценки воспроизводства запасов, рациональной и рачительной разработки месторождений со стороны федеральных органов управления.
     ? ухудшения качества проектирования разработки;
     ? ограничения функций промыслово-геологической службы на добывающих предприятиях;
     ? отсутствия контрольно-надзорных функций разработки месторождений УВС;
     ? недостаточного восполнения научных и педагогических кадров высшей квалификации;
     ? отсутствие реально действующего механизма дифференциации НДПИ.
     
     2.1 Проблема снижения коэффициента извлечения нефти (КИН).
     Коэффициент извлечения нефти (далее КИН) на нефтяных месторождениях в России редко превышает 30% и колеблется от недопустимо низких 20 до 30 процентов. В пластах остается 70 и более процентов нефти, составляющие разницу между геологическими и извлекаемыми запасами. Колоссальные объемы нефти, оставшиеся в пластах, невозможно извлечь, применяя предусмотренные в проектных документах технологии и способы добычи. Требуется дополнительное изучение механизма извлечения нефти и создание новых методик разработки, основанных на современных методах цифрового моделирования. 
     В итоге, в настоящее время страна обладает огромным, пока не реализованным дополнительным резервом уже оцененных, но не извлеченных запасов нефти. Именно поэтому самое пристальное внимание со стороны государства должно уделяться качеству и своевременности уточнения цифровых геолого-фильтрационных моделей.
     Кроме этого, при современном подсчете запасов учитываются нефть и газ, насыщающие породы-коллекторы, из которых можно извлечь флюиды в процессе освоения скважины. В тоже время не всегда корректно выделяются сами коллекторы, ввиду условности границы с альтернативными породами. В настоящее время извлечение из данных отложений углеводородного сырья традиционными методами сегодня не отличается высокой эффективностью. Настоятельно требуется проведение исследований с целью создания новых технологий по освоению данных участков залежей20.
     Так, на некоторых мелких по первоначальной оценке запасов месторождениях Северного Кавказа, Азербайджана, Средней Азии и других регионов добыча производится с конца позапрошлого века до настоящего времени. В Татарстане крупные месторождения (в том числе Ромашкинское) разрабатывались весьма интенсивно на протяжении более полувека, в результате чего из недр извлечено нефти значительно больше, чем числилось на балансе. Добыча на месторождениях продолжается и сейчас.
     Однако в целом в России постоянно происходит снижение как текущего, так и конечного коэффициента извлечения нефти и увеличивается количество месторождений с, так называемыми, «трудноизвлекаемыми запасами», которые либо разрабатываются неэффективно, либо вообще не вводятся в разработку. Запасы таких месторождений исчисляются миллиардами тонн. 
     К ним можно отнести: 
     * месторождение Русское, с высоковязкой нефтью, 
     * большое число месторождений с порово-трещинным типом коллектора, таких как Талинское, 
     * многие подгазовые, газоконденсатные и нефтяные залежи, 
     * запасы УВ в баженовских отложениях Западной Сибири, хадумской свиты в Предкавказье, 
     * доманикоидов Волго-Уральского региона, 
     * южная часть Астраханского газоконденсатного месторождения под дельтой Волги и др. 
     На данном этапе проблема заключается в неспособности применения нетрадиционных технологий разработки для нетрадиционных запасов сырья. Например, совершенно не рассматриваются варианты периодической эксплуатации месторождения с возможностью «релаксации» пласта с целью эффективного использования пластового давления.
     В России долгое время добывается больше, чем приращивается. За последние 10 лет соотношение добычи нефти к приросту запасов составляет 10 к 7. Более того, растрачиваются лучшие активные запасы с единственной целью – получение максимальной прибыли. 
     Месторождения эксплуатируются в основном путем интенсификации добычи на высокопродуктивных участках, часто губительной для конечной нефтеотдачи месторождений в целом. Столь неэффективная работа нефтяников непосредственно связана с существующей в отрасли системной проблемой проведения мониторинга геолого-разведочных работ, а также работ по освоению месторождений. 
     Действительно, в мире принята теория разработки, указывающая на необходимость первоочередного освоения именно привлекательных запасов, однако при этом значительная часть средств инвестируется в дальнейшее изучение запасов и разработку новых технологий извлечения21. 
     2.2 Недостаток оборудования на рынке сервисных геолого-геофизических и буровых услуг.
     Государство отказалось к настоящему времени от выполнения большей части геолого-геофизических работ (ГГР), поэтому не случайно российский рынок сервисных геолого-геофизических и буровых услуг представлен в основном иностранными компаниями (BakerHughes, Schlumberger, Halliburton, Landmark и др.). 
     Учитывая негативные последствия введения в августе и сентябре 2014 года санкций США и ЕС в отношении России, включая ограничения на поставки в Россию технологий и оборудования для «глубоководных, арктических шельфовых или сланцевых проектов с потенциалом добычи нефти» в целях эффективного освоения недр на арктическом шельфе, труднодоступных залежей и залежей, содержащих трудноизвлекаемые запасы, необходимо провести мероприятия по изменению структуры указанного сервисного рынка с преимущественным привлечением на него продукцию и услуги отечественных производителей. В связи с этим необходима государственная поддержка инициативе Правительства Республики Башкортостан по развитию крупнейшего в стране геофизического кластера. В настоящее время кластер обеспечивает 40% потребностей отечественного сервисного рынка в геофизическо.......................