Бурение скважин на шельфе

Бурение на шельфе

Автор:Редакторы сайта neftegaz.ru
http://neftegaz.ru/analisis/view/7612

Аннотация

Бурение на шельфе В статье приведены общие данные о морском бурении

Морское бурение

МОРСКОЕ БУРЕНИЕ (off-shore drilling) — разновидность буровых работ, выполняемых на акваториях Мирового океана и внутренних морей с целью поиска, разведки и разработки нефти, газа и других полезных ископаемых, а также инженерно-геологических изысканий и научных исследований.

Рисунок 1 – Морское бурение

По глубине скважин морское бурение подразделяют на морское неглубокое бурение (до 500 м ниже уровня дна моря) для поиска твёрдых полезных ископаемых, инженерно-геологических и структурно-картировочных изысканий, научных исследований и т.д. и морское глубоководное бурение преимущественно для поиска и освоения нефтегазовых ресурсов Мирового океана. Морское бурение, выполняемое с целью изучения строения земной коры, может относиться к обоим видам.

Морское бурение осуществляется со стационарных гидротехнических сооружений и плавучих буровых установок. К стационарным гидротехническим сооружениям относятся эстакадные площадки, дамбы, искусственные грунтовые острова, сооружаемые на мелководье (глубина воды до 30 м), и стационарные платформы, устанавливаемые на больших глубинах. Самая глубоководная стационарная платформа сооружена в 1980 на месторождении Коньяк в Мексиканском заливе (глубина воды 312 м). Разработаны проекты глубоководных стационарных платформ для глубин воды 450-600 м.

На шельфах арктических морей (например, море Бофорта) для бурения поисково-разведочных скважин сооружают также искусственные ледовые острова двух типов: плавучие и опирающиеся на дно. Ледовые острова строят путём налива или набрызгивания морской воды на естественный лёд.

По технологии закачивания скважин различают морское бурение с надводным или подводным расположением устья скважины. Бурение с надводным расположением устья ведут со стационарных гидротехнических сооружений и с самоподъёмных буровых установок. Технология бурения, закачивания и испытания морских скважин с надводным расположением устья аналогична подобным работам на суше.

Бурение морских скважин с подводным расположением устья производится с буровых судов, полупогружных и самоподъёмных буровых установок, а также с плавучих искусственных ледовых островов. Самоподъёмные платформы с консольным расположением вышечного блока могут бурить скважины как с подводным, так и с надводным расположением устья, причём в последнем варианте устье располагается на отдельной стационарной платформе.

Техника и технология бурения скважин с подводным расположением устья имеют ряд отличий от техники и технологии бурения на суше. После забивки в морское дно направления, играющего роль сваи, на нём устанавливают донную плиту, на которой с помощью водолазов или направляющих канатов монтируют подводный устьевой буровой комплекс массой 90-175 т и высотой до 12 м. Комплекс соединён с плавучей буровой платформой водоотделяющей колонной, на которой снаружи закреплены линии манифольда и выкида. Для натяжения водоизолирующей колонны применяют специальные системы натяжения, а в случае длинных колонн для уменьшения веса к ним крепят специальные поплавки. Подводный устьевой комплекс включает: блок дивертора и переходный блок с системами управления; блок превенторов (превенторы с трубными, глухими и срезающими плашками, а также универсальные превенторы); аварийную акустическую систему управления противовыбросовым оборудованием и др. Над верхним универсальным превентором может располагаться узел шарнирного соединения, допускающий изгиб водоотделяющей колонны в пределах до 10° в любом направлении.

Рисунок 2 – Пример расположения обрудования

На полупогружных буровых установках и буровых судах над вертлюгом размещают компенсатор вертикальных перемещений, позволяющий сохранять постоянную нагрузку на буровой инструмент при вертикальных перемещениях судна, вызванных волнением моря. Аналогичную технику применяют при бурении с искусственных плавучих ледовых островов.

При бурении с бурового судна с водоотделяющей колонной и подводным устьевым буровым комплексом максимальная глубина воды 2074 м, без водоотделяющей колонны (с выносом шлама на дно океана) — 6100 м.

Стоимость морского бурения выше, чем на суше: стоимость поисково-разведочной скважины (глубина около 500 м) составляет 3-6 млн. долларов для условий Мексиканского залива, 15-20 млн. долларов для условий Северного моря и до 50 млн. долларов на шельфе арктических морей.

Бурение морских разведочных скважин на незамерзающем шельфе проводится почти исключительно с буровых установок погружного, полупогружного, самоподъёмного типов и буровых судов. Бурение эксплуатационных скважин ведётся со стационарных буровых платформ одним или двумя буровыми станками. Куст морских скважин на стационарной платформе может содержать от 12 до 96 скважин. Наметилась тенденция к росту числа эксплуатационных скважин с подводным закачиванием устья, бурение которых ведётся с самоподъёмных или полупогружных платформ.

Освоение шельфовых нефтегазовых месторождений: обзор налоговых инструментов

В настоящее время в Российской Федерации принят курс на ускоренное освоение ресурсов континентального шельфа, в связи с чем становится необходимой разработка системы налогообложения, которая учитывала бы специфику нефтедобычи в море. Действующее налоговое законодательство никаких различий между добычей нефтегазовых ресурсов на суше и в море не предусматривает.

Между тем морские проекты имеют высокую капиталоемкость, большие сроки окупаемости, высокие геологические риски, связанные с неопределенностью объемов и качеством нефтегазовых запасов, а также резкими колебаниями цен на нефть. Поэтому реальное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа России будет возможно только при условии принятия специального налогового режима для таких проектов и предоставления определенных налоговых льгот.

Одним из видов льгот, учитывающих многообразие условий добычи на российском континентальном шельфе, может стать дифференциация НДПИ по критериям глубины шельфа и геолого-географического положения объекта (например, южные моря, Дальний Восток и Арктика). Другим — установление налоговых "каникул" по НДПИ на этапе осуществления основных капитальных вложений.

Механизм налоговых "каникул" по уплате роялти повсеместно используется во многих странах. Как правило, они предоставляются до достижения некоторого объема добычи нефти или на определенный период. Так, в Пакистане предлагаемые условия для разработки шельфовых месторождений включали "каникулы" роялти на первые четыре года добычи и пониженные ставки в 5-й и 6-й годы добычи. В Новом Южном Уэллсе (Австралия) продолжительность "каникул" роялти составляет 5 лет, а пониженные ставки роялти применяются вплоть до 9-го года добычи.

Для нефтегазовых месторождений на континентальном шельфе Российской Федерации "каникулы" по НДПИ должны предоставляться на срок от 5 лет и более и на достаточно большие накопленные объемы нефти, например до 35 млн т. Следует отметить, что недавно Правительство РФ внесло предложение по установлению для шельфовых проектов налоговых "каникул" сроком на 7 лет.

Вместо механизма налоговых "каникул" могут применяться понижающие коэффициенты к действующей ставке НДПИ. Этот механизм имеет ряд существенных преимуществ, так как в большей степени ориентирован на соблюдение интересов государства и не создает стимулов к ускоренной добыче нефти в первые годы разработки месторождений с целью освобождения от налогообложения максимального количества добытой нефти.

Поступление НДПИ в бюджет при таком подходе осуществляется с самого начала добычи и не имеет отложенного характера. Кроме того, применение понижающих коэффициентов стимулирует более углубленную разработку месторождений, поскольку величина налога на поздних стадиях добычи будет меньше, чем при применении налоговых "каникул". Для разработки месторождений на континентальном шельфе понижающий коэффициент НДПИ может составлять, например, от 0,1 до 0,5 в зависимости от геолого-географических и других факторов.

Более эффективным механизмом изъятия природной ренты при освоении нефтегазовых месторождений континентального шельфа России является дифференциация всей системы рентных платежей — от месторождения к месторождению. Любое месторождение (в настоящее время их всего свыше 2000), как всякий инвестиционный проект, чью экономическую привлекательность можно подсчитать, по-своему неповторимо и заслуживает индивидуального подхода, т.е. отдельной оценки. По расчетам английского экономиста А. Кэмпа, технические издержки освоения и эксплуатации 56 перспективных месторождений одного только британского сектора Северного моря различаются в 5 раз.

Как производится бурение подводных скважин в море

Аналогичная ситуация у нас на Сахалине, где по 7 проектам "Сахалин-1" — "Сахалин-7" наблюдается 7-кратный разрыв в рентабельности.

Условия для инвестирования в месторождения нефтегазовых ресурсов российского континентального шельфа могут быть созданы с введением принципиально нового налога на дополнительный доход от добычи углеводородов (далее — НДД), что более предпочтительно по сравнению с дифференцированием НДПИ, поскольку НДД непосредственно учитывает горно-геологические и экономико-географические условия добычи углеводородов, так как напрямую связан с показателями прибыльности месторождения. В случае высокоэффективных проектов применение НДД обеспечивает прогрессивное изъятие ресурсной ренты в пользу государства, низкоэффективных — улучшение условий их реализации.

Налоговая база определяется как стоимость добытых и реализованных углеводородов, уменьшенная на величину производственных затрат, за вычетом амортизации, осуществленных капитальных вложений и невозмещенных расходов предыдущего налогового периода.

Ставка налога определяется значением P-фактора за предшествующий год, которое рассчитывается как отношение накопленного дохода от добычи и реализации углеводородов к накопленным капитальным и эксплуатационным затратам на их извлечение. Величина налоговой ставки колеблется от 15% (P-фактор > 1) до 60% (P-фактор > 2).

Интересно, что применение НДД позволяет получить за срок жизни месторождений фактически ту же сумму, как и НДПИ, но только с иным по времени графиком платежей. Механизм НДД включается в момент начала отдачи капитальных вложений, когда доходы уравниваются с расходами, которые были понесены налогоплательщиком в связи с разработкой месторождений. Поэтому его применение стимулирует инвестиции в освоение новых месторождений, так как налог не взимается вплоть до полной окупаемости капитальных затрат.

Таким образом, все горно-геологические и географические характеристики месторождения в конечном счете "находят отражение" в получаемом при его разработке доходе, поэтому налогообложение чистого дохода обеспечивает реальную дифференциацию налоговой нагрузки в зависимости от конкретных условий добычи. При этом учитывается не только валовой доход, но и затраты на производство нефти на конкретном месторождении. В результате не возникает экономических препятствий для освоения морских нефтяных залежей, характеризующихся повышенными капитальными, эксплуатационными и транспортными затратами.

Несмотря на все достоинства НДД, его применение связано с рядом технических трудностей.

Во-первых, налог может применяться только для новых месторождений, где точно известны доходы и затраты с начала их разработки. На действующих же месторождениях, как правило, не ведется раздельный учет доходов и расходов, связанных с добычей углеводородов, отсутствует эффективный налоговый учет, необходимый для расчета НДД. Теоретически величину доходов, расходов и иных факторов можно определить расчетным способом, однако в настоящее время механизм такого расчета, исключающий вероятность ошибки, не разработан.

Во-вторых, имеются большие потенциальные возможности для злоупотреблений: завышение расходов и занижение доходов (в том числе с использованием трансфертного ценообразования).

Прежде всего инвестор заинтересован в завышении затрат при реализации проекта: сокращается размер налогооблагаемого дохода, что ведет к сокращению налоговых обязательств, также снижается значение P-фактора и, соответственно, применяемая ставка налога. В связи с этим усиливается значение государственного контроля за затратными параметрами реализации проекта, а именно его качество и объективность (отсутствие коррупции).

Более того, схема налогообложения, основанная на НДД, является существенно более сложной как для проведения налоговых расчетов, так и для практического контроля за их достоверностью.

В-третьих, введение НДД неизбежно потребует детализации учета и отчетности недропользователей по отдельным участкам недр, институциональных преобразований (развитие горного аудита, независимой экспертизы), широкого использования тендерных процедур, совершенствования системы государственного регулирования в сфере недропользования и в том числе эффективной координации действий финансовых ведомств, включая ФНС России, и соответствующих служб и агентств МПР России.

В-четвертых, перейти к рентному налогообложению и отказаться от специфической ставки НДПИ на нефть можно будет только после решения проблемы определения для целей исчисления налогов рыночных цен на нефть.

Один из путей решения этой проблемы — использование директивных базовых цен, назначаемых государством. Базовые цены могут устанавливаться в нескольких базовых пунктах магистральных нефтепроводов ОАО "Транснефть", через которые проходит основная часть нефти. Они исчисляются как средневзвешенные от экспортных цен при экспорте нефти и внутренних цен. Для каждой нефтедобывающей компании цена вычисляется как цена в ближайшем по направлению перекачки нефти базовом пункте за вычетом тарифа на перекачку.

И если с экспортными ценами все ясно, то с внутренними есть вопросы. Дело в том, что цены свободных продаж из-за широкого применения трансфертных цен не всегда в полной мере отражают ценность нефти на внутреннем рынке. Поэтому наиболее целесообразно внутреннюю цену нефти определять на основе розничных цен нефтепродуктов.

Розничные цены на бензин и дизельное топливо включаются в оперативную отчетность, формируемую Федеральной службой государственной статистики, и их значения хорошо контролируемы, что минимизирует и количество дополнительных административных действий. Кроме того, возникает отрицательная обратная связь, и снижение цен на розничном рынке нефтепродуктов будет выгодно компаниям благодаря уменьшению налоговых обязательств.

В Российской Федерации соотношение между ценой на нефть свободного рынка и розничной ценой на бензин и дизельное топливо достаточно устойчиво, в среднем оно равно 0,22. Таким образом, в целях налогообложения расчетную цену нефти на внутреннем рынке можно принимать равной 0,22 от средневзвешенной розничной цены на основные светлые нефтепродукты — автомобильный бензин и дизельное топливо. При расчете средневзвешенной розничной цены на основные светлые нефтепродукты следует исходить из структуры их поставок на внутренний рынок с учетом перевода их количества из литров в тонны.

В качестве дополнительного налогового механизма, способствующего освоению нефтегазовых ресурсов континентального шельфа Российской Федерации, можно выделить возвращение утраченной в 2002 г. инвестиционной льготы по налогу на прибыль, хотя целесообразнее было бы не ее возвращать, а предоставлять инвестиционные налоговые кредиты. Инвестиционной льготой пользовались организации всех отраслей народного хозяйства, государство же должно определять приоритеты, например перерабатывающие отрасли или нефтяные компании, деятельность которых способствует достижению целей национальной энергетической программы, и направлять финансовые ресурсы на развитие этих приоритетных отраслей.

По сути, речь идет о той же льготе, но "записанной" в федеральном бюджете, так как в его расходной части предусматриваются средства на предоставление инвестиционных налоговых кредитов.

Таким образом, если государство заинтересовано в развитии добычи нефтегазовых ресурсов на континентальном шельфе Российской Федерации, оно может способствовать выделению инвестиционных налоговых кредитов для проектов разработки морских месторождений углеводородов. В частности, в Великобритании предоставляется 100%-ная инвестиционная льгота на новые капитальные вложения в британском секторе Северного моря.

Целесообразно широко использовать налоговые кредиты на финансирование инновационной деятельности путем изменения срока уплаты налога. В этом случае компаниям предоставляется возможность уменьшать платежи по налогу с последующей поэтапной уплатой суммы кредита и начисленных процентов. Инновационный налоговый кредит может быть предоставлен по налогу на прибыль, а также по региональным и местным налогам при технологическом обновлении процессов нефтедобычи, в том числе при повышении уровня защиты окружающей среды от загрязнения.

Также нужно предоставить недропользователям право сокращать сроки амортизации оборудования и сооружений морского промысла в 2 — 3 раза в зависимости от группы основных средств или в целом до 10 лет. Это уменьшит срок возврата инвестиций и снизит налоговую нагрузку по налогу на прибыль в первые годы реализации проекта.

Освоение шельфовых месторождений может производиться как на базе обычной системы налогообложения, приспособленной к нефтедобыче на континентальном шельфе, так и на основе соглашений о разделе продукции (СРП), учитывающих специфику освоения морских месторождений.

Особенностью СРП в России является рамочный характер законодательства, что позволяет варьировать параметры соглашений.

Для внедрения СРП крайне важно разработать и ввести модельное соглашение о разделе продукции. Практически в каждой стране, использующей механизм СРП, существует такое модельное соглашение, с которым может ознакомиться потенциальный инвестор. В нем прописаны основные условия, предъявляемые государством. При переговорах они уточняются и дополняются спецификой конкретного проекта. Это позволяет снизить субъективный фактор при принятии решения, а также значительно ускорить переговоры между государством и инвестором.

Учитывая, что разработка месторождений и участков недр на континентальном шельфе Российской Федерации связана с тяжелыми природно-климатическими и горно-геологическими условиями добычи, высокими технологическими рисками и большими затратами, для таких объектов следует установить особый (без проведения аукционов) порядок включения в перечень участков недр, право пользования которыми может быть предоставлено на условиях раздела продукции, с максимальным упрощением алгоритма проведения переговоров и заключения СРП.

Полноценной реализации механизма СРП в России мешает существующий подход к разделу продукции, например в определении цены на сырье. Так, законодательством определено, что при заключении договора с инвестором цена нефти, по которой рассчитываются НДПИ и доход для целей раздела прибыльной продукции, не может быть ниже среднего за отчетный период уровня цен нефти сырой марки "Юралс". Добытая на шельфе нефть, не соответствующая этому сорту, может доводиться до данного стандарта различными способами. При этом, если добываемое сырье хуже марки "Юралс" и, соответственно, продается по меньшей цене, разница инвестору не компенсируется.

Подобная ситуация характерна для добычи нефтегазовых ресурсов на шельфах северных морей. В частности, уникальное месторождение нефти Приразломное на шельфе Баренцева моря, которое первоначально предполагалось разрабатывать на условиях СРП, содержит нефть качеством хуже, чем стандартная марки "Юралс". Предполагается, что она будет смешиваться с более легкими сортами через танкер-накопитель.

В мировой практике разработки шельфов часто используется принцип "одного окна", который реализуется через специальную государственную организацию или компанию. Ее участие в процессе освоения шельфа позволяет успешно вести переговоры с потенциальными потребителями и координировать сбыт продукции от всех шельфовых проектов на взаимовыгодной для всех инвесторов основе. Такая организация или компания также берет на себя все проблемы по взаимодействию инвесторов с органами исполнительной и законодательной государственной власти. Помимо организационных функций, она может нести расходы по проекту, т.е. выступать как полноценный инвестор.

В каждой стране сформированы свои "правила игры" для освоения шельфа. Например, в Бразилии, где самый низкий в мире коэффициент коммерческого успеха, основную часть геологических рисков при освоении шельфа берет на себя государственная компания "Petrobras". Она проводит геологическое изучение за счет государства и предоставляет геологическую информацию инвесторам, действующим на основании договоров подряда.

В Китае в качестве субъекта государственного регулирования процесса освоения шельфа выступает Китайская национальная нефтегазовая компания (CNOGC), участвующая в каждом СРП, а также проводящая геолого-разведочные работы и осуществляющая разработку месторождений собственными силами.

В Норвегии для ведения коммерческой деятельности на шельфе в интересах государства в 1972 г. была создана компания "Statoil". До 2001 г. государство владело полным пакетом акций этой компании, затем началась постепенная приватизация, и на сегодняшний момент государству в лице Министерства нефти и энергетики Норвегии принадлежит 70,9% ее акций. Во второй по значимости норвежской нефтегазовой компании "Norsk Hydro" государство в лице Министерства промышленности и торговли владеет пакетом акций в размере 43,8%.

В Великобритании, чей шельф характеризуется высокой степенью изученности, низкими перспективами коммерческих открытий, развитой инфраструктурой и находится на этапе падающей добычи, государственное регулирование направлено на стимулирование геолого-разведочных работ и разработку мелких месторождений, при этом такой "инструмент", как государственная компания, уже не используется.

В целом, опираясь на мировой опыт, можно сделать вывод, что участие государства в процессе освоения шельфа подчиняется четкой закономерности: на начальном этапе, когда шельф мало изучен, отсутствуют транспортная инфраструктура и технологии, в подавляющем числе государств создается специализированная национальная компания, которая принимает участие на всех этапах подготовки и реализации проектов; впоследствии, по мере развития добычи, она постепенно теряет часть своих полномочий и приватизируется.

В Российской Федерации при создании такой компании предпочтение должно быть отдано той, что сможет вкладывать собственные средства в разработку месторождений или участвовать в создании транспортной инфраструктуры для обеспечения шельфовых проектов.

Но в любом случае эта государственная компания должна быть максимально прозрачной в отношении как денежных потоков, так и принимаемых решений.

Очевидно, что налогообложение добывающих отраслей промышленности, эксплуатирующих невозобновляемые природные ресурсы, должно осуществляться в интересах не только нынешнего, но и будущих поколений россиян. Поэтому система налогообложения нефтедобычи на континентальном шельфе Российской Федерации должна быть ориентирована на наиболее рациональное, максимально полное извлечение нефти, создавать для добывающих компаний приемлемые условия хозяйствования на долгосрочную перспективу и обеспечивать инвестиционную привлекательность нефтегазодобычи, увеличивая через мультипликативный эффект общий объем налоговых поступлений в бюджеты различных уровней.

О.В.Крылова

Ведущий инспектор

Счетной палаты

Российской Федерации

17 ноября правительство Российской Федерации собирается рассмотреть проект федеральной программы разведки российского континентального шельфа и разработки его природных ресурсов. Если будет одобрен ее инновационный вариант (на этом настаивают сами авторы проекта), дорога на шельф для его масштабного освоения будет открыт.

Этот документ подготовлен министерством природных ресурсов и экологии и рассчитан на освоение шельфовых месторождений в 2012-2030 годах. В течение этого срока в проект будет вложено от 4.8 до 6.4 триллиона рублей. Согласно плану, к 2030 году на шельфе будет добываться ежегодно 40-80 миллионов тонн нефти (это составляет 8-16% от уровня всей добычи сегодня) и 190-210 миллиардов кубометров газа (32-35%). На материке получить подобный прирост сегодня уже невозможно. Прокомментировать федеральную программу, которая на прошлой неделе была несколько доработана и отправлена на рассмотрение в Белый дом, «Российская бизнес-газета» попросила кандидата экономических наук Елену Дьячкову, консультанта министерства природных ресурсов и Государственной Думы, одного из ведущих разработчиков проекта.

— Елена Арнольдовна, с точки зрения недропользования, что сегодня представляет собой континентальный российский шельф?

-Если говорить коротко, то это — 6.5 миллионов квадратных километров акватории, из которых 4-4.4 миллиона признаны перспективными касательно содержания в них углеводородов. К сожалению, территория эта пока изучена плохо — немного лучше Дальневосточный и Западно-Арктический регион, совсем плохо — Восточно-Арктический. Государственным балансом учтено только 25 месторождений нефти и 44 — газовых месторождений.

— Нам кажется, сегодня отношение к шельфу меняется.

— Главное – это то, что пришло понимание, что если с шельфом тянуть и дальше, можно в итоге опоздать. И дело даже не в том, что на материке сегодня запасы истощаются. Российскому газу имеется альтернатива – это сжиженный природный газ. Сегодня во многих государствах довольно активно сооружаются портовые терминалы, строятся специальные суда. Поэтому угроза потерять основательно освоенные нами рынки отнюдь не надумана.

— В руках у тех, кто считает освоение шельфовых месторождений нерентабельным, есть один сильный аргумент — дорого. Это действительно так?

— Безусловно, это совсем другой порядок цифр, иная экономика. В Западной Сибири сегодня, например, добыча одного барреля нефти обходится в среднем в 5-7 долларов, а на шельфовых месторождениях, за исключением Каспия, естественно, — 13.7- 27 долларов. Мы уже сделали соответствующие расчеты: при имеющейся системе налогообложения, даже если учитывать установленные недавно налоговые каникулы по НДПИ, всего четыре континентальных шельфовых месторождения России можно считать экономически эффективными. Но даже они, можно сказать, эффективны только условно. Если государством им не предоставят налоговые льготы или вдруг значительно качнется мировая конъюнктура, они тоже станут нерентабельными. Российский шельф сильно неоднородный. Имеются месторождения, на которых при любом льготном налоговом обложении затраты на добычу не окупятся.

— Зачем же нужно идти на их освоение?

— Частично я уже ответила, зачем. Конечно, необходимо максимально уменьшать бюджетные издержки, стараться привлекать частный капитал. Да и возможности для этого есть. По планируемой программе государство возьмет на себя финансирование региональных ГРР, а также все затраты, связанные с формированием обеспечивающей инфраструктуры – связь, мониторинг, природоохранные мероприятия, навигационные системы. По нашим расчетам, в рамках осуществления инерционного сценария, это будет 1 триллион рублей, то есть 21% всех затрат. Остальное должны вносить будущие недропользователи. Но и эти государственные капвложения тоже можно сократить. Мы планируем ввести геологическое исследование шельфа в качестве отдельного вида пользования недрами. В настоящее время компании вынуждены заниматься приобретением так называемых совмещенных лицензий, которые объединяют исследование, разведку и разработку месторождений. Если исследование станет самостоятельным видом, появится возможность привлекать к этому бизнесу частные фирмы, которые после завершения работ будут продавать результаты добытчикам. А уже те будут думать, подавать заявки на получение лицензий по разработке или же лучше не рисковать. По нашим предварительным расчетам, это даст возможность сэкономить практически 300 миллиардов рублей государственных средств, но перед этим потребуется внести поправки в текущую версию Закона «О недрах». При внедрении инновационного сценария в проект вовлекается намного больше месторождений, при этом суммарные капитальные затраты составят 6.4 триллионов рублей, из них государственные — 700 миллиардов, что составляет 11%.

— Насколько можно понять, это предложение включено только в инновационный сценарий. В инерционном его нет?

— Его там и не может быть. Что собой представляет инерционный сценарий? Это попытка создать необходимые условия для того, чтобы освоение шельфовых месторождений было осуществимо в рамках ныне действующего законодательства, смягчив его набором льгот. Существует, например, льгота по НДПИ для российского континентального шельфа, которая касается добычи нефти, — вполне оправданно отнести ее и к добыче газа. Пока нет льготы по экспортной пошлине, поэтому нужно подумать о прерогативах и в этой области. К 2030 году инерционный сценарий может принести 6.2 триллиона рублей доходов в федеральный бюджет, а с учетом дальнейшего развития – 17.9 триллионов рублей.

— Ну, это совсем не мало.

— Да, но учтите, что при этом освоение шельфа не будет сделано широким фронтом, можно будет наблюдать, как идет выдергивание отдельных, выгодных на текущий момент месторождений. В данном случае мы даже не сможем за счет увеличения морской добычи компенсировать тот естественный спад, который будет на материке в 2022-2025 годах.

Зато инновационный сценарий работает совсем по-другому. В нем отсутствуют льготы, это совершенно иной налоговый режим, который в значительной степени адаптирован к поставленной задаче. Мы считаем, что в итоге это должна быть отдельная глава Налогового кодекса, посвященная налоговому режиму на континентальном шельфе. Он не предполагает наличия специфических твердых ставок, они будут адвалорными, то есть соотноситься в процентах к стоимости, а налоговая нагрузка должна равномерно распределяться между частью налога, взимаемого с валового дохода добывающих компаний, и налогами с финансового результата, или прибыли. Для такого режима не будет районов, убыточных только из-за недостатков налогового режима. Такой вариант дополнен решениями правовых задач, которые связаны с регулированием таможенного законодательства, со снятием различных административных барьеров и расширением субъектного состава добытчиков, о котором мы уже говорили. Согласно инновационному сценарию, доходы госбюджета к 2030 году составят 8 триллионов рублей, а суммарно за все время разработки шельфовых месторождений – 25.2 триллиона.

— Кто может быть допущен на российский шельф?

— Согласно Закону «О недрах» — компании с долей госучастия более 50% при наличии пятилетнего опыта работы на континентальном шельфе. Сегодня этим условиям отвечают только две компании – «Роснефть» и «Газпром».

— И они будут вынуждены между собой конкурировать, не так ли? Не совсем понятно, зачем так искусственно сужать круг разработчиков: даже среди государственных компаний есть много структур, желающих и способных работать на шельфе. К примеру, та же «Зарубежнефть».

— У нее имеется один недостаток — отсутствует опыт работы в России.

— Ну и что?

Бурение скважин на шельфе

Зато зарубежного более чем достаточно.

— Потому-то мы и внесли предложения о поправках в действующее законодательство — не делить опыт на зарубежный и отечественный, а ограничиться пятилетним стажем, независимо от того, в каком месте он приобретен.

— В инновационный сценарий вы заложили громадную цифру внебюджетных средств – 5.7 триллионов рублей. Откуда возьмутся частные инвестиции, если не будет частных компаний? «ЛУКОЙЛ» на Каспии активно осваивает шельф, а в Арктику ему путь заказан?

— У Каспия имеется особый статус, и там тоже существует масса правовых неясностей. И все же это не значит, что «ЛУКОЙЛу», как и многим другим частным отечественным компании, дорога в Арктику недоступна. У «ЛУКОЙЛа» есть возможность заключить взаимовыгодное соглашение с «Роснефтью» или «Газпромом» и начать работу на шельфе в одной связке с ними, просто не в качестве обладателя лицензии.

— А иностранцы, которые должны принести на российский шельф опыт и технологии?

— Точно так же.

— Каким образом они будут делить прибыль?

-Здесь проблем нет — как договорятся, так и будут делить, но при одном условии — сохранении 50%-й государственной доли. Есть налоговые шероховатости, которые связаны с отнесением затрат на ГРР и на расходы, вычитаемые из прибыли в качестве налогов. Но, я думаю, с нами можно согласиться: тот, кто работает на континентальном шельфе по соглашению, никакой дискриминации подвергаться не должен.

— На данный момент есть желающие прийти на шельф при таких условиях?

— Согласно имеющейся информации, есть.

— Откуда начнем освоение?

— Согласно прогнозам, изложенным в Программе, больше всего капитальных вложений в разведку и разработку углеводородных месторождений – 2.23 триллиона рублей до 2030 года отечественные компании вложат, скорее всего, в Баренцево море. Оно несколько лучше изучено, к тому же там есть Штокман. В Печорское море вложат 1.44 триллион рублей, в Охотское и Карское моря — соответственно 850 и 600 миллиардов рублей. Но все эти цифры могут быть как минимум на порядок выше, если будут открыты новые мощные месторождения, на что и нацелена наша программа.

Бурение нефтегазовых скважин

Среди всех бюджетообразующих отраслей России нефтегазовая характеризуется наибольшими объемами поступлений (до 7 млрд.руб. в год), третьим в мире показателем экспорта (свыше 10 млн. баррелей в сутки) и шестыми в мире объемами разведанных запасов (более 100 млрд. баррелей). Несмотря на общемировое падение цен на энергоносители, в обозримом будущем перспективы у отрасли более чем серьезные – и бур нефти и газа (при условии своевременного внедрения современных технологий) гарантирует получение высокой прибыли как добывающим компаниям, так и государству. Иначе говоря, понятия бурение и нефть однозначно продолжают оставаться синонимами финансового благополучия.

Способы бурения скважин на нефть

Технологически бурение скважин на нефть и газ (промышленный бур нефти и газа) представляет собой обустройство надежно укрепленных шахт и устанавливаемых в них колонн путем использования механических и немеханических способов бурения. При этом основная доля (свыше 60%) приходится на скважины средней глубины (3,0 – 4,5 км), хотя встречаются как мелкие (менее 1,5 км), так и сверхглубокие (более 6,0 км) варианты.

Бурение нефтегазовых скважин различается по множеству параметров, в т.ч.:

• По геометрической направленности скважинных шахт

• вертикальное
• наклонно-направленное
• горизонтальное

По целенаправленности бурения

разведочное

наблюдательное

нагнетательное

оценочное

добывающее и т.д.

По методу разрушения породы

винтовое

роторно-турбинное

реактивно-турбинное

ударно-канатное

термическое

гидравлическое

электроимпульсное и т.д.

Бурение вертикальных скважин

Различные способы бурения скважин на нефть появлялись параллельно совершенствованию уровня технологий – и бурение вертикальных скважин было среди них «пионером».

Бурение нефтегазовых скважин

Возникнув в середине 19 века, данная технология успешно применяется и поныне – разумеется, с учетом обогащения ее передовыми методами бурения, уникальным буровым инструментом и использованием обсадных колонн, телеметрии и прочих достижений прогресса.

Бурение наклонно-направленных скважин

Технологически бурение наклонно-направленных скважин стало более «гибким» современным продолжением вертикальной технологии, получив при этом ряд важных преимуществ. Главными из них следует назвать возникновение возможности расположения скважин кустовым методом и бурение на нефть и газ на месторождениях, пласты которых располагаются в недоступных для вертикального бурения местах (под водоемами, скалистыми образованиями, населенными пунктами и т.д.).

Бурение горизонтальных скважин

Последний способ – бурение горизонтальных эксплуатационных скважин – стал логичным следствием развития предыдущих технологий и позволил получить еще больший ряд преимуществ. Основным из них стало существенное повышения коэффициента извлечения энергоносителя (поскольку залегание пластов в абсолютном большинстве случаев является горизонтальным). Кроме того, это упростило разведку – причем бурение разведочных скважин стало еще и значительно более щадящим с экологической точки зрения, ввиду пропажи необходимости в столь частом расположении входящих вертикальных стволов. Наконец, глобально увеличить эффективность позволила зарезка боковых горизонтальных стволов скважин, поскольку это открыло путь к ранее невозможной добыче трудноизвлекаемых запасов и недорогому вовлечению в разработку участков пластов, по разным причинам до этого не задействованных.

Современные технологии бурения

Учитывая неизбежное истощение уже существующих месторождений и постоянно повышающиеся технические сложности, которые вызывает бурение разведочных скважин в труднодоступных местах извлечения (в частности, на морском шельфе и в сланцевых пластах), новые технологии бурения нефтегазовых скважин являются единственным способом сохранять и даже увеличивать объемы и эффективность добычи.

Передовые технологии бурения достаточно многообразны, и, по мере появления на рынке, среди них необходимо выделить внедрение обсадных колонн, морское (в т.ч. арктическое) бурение нефтегазовых скважин на шельфе, бурение с управляемым давлением и такую инновацию, как система непрерывной циркуляции бурового раствора.

• Обсадные колонны

  Впервые были применены крупнейшим международным концерном Weatherford International Ltd (в 2009 году проданным американскими владельцами швейцарцам). Технологическим новшеством в них стала идеология заливки затрубных пространств в шахтах цементными составами, одновременно обеспечившими герметичность, высокую надежность и прочность забойных каналов. Кроме того, результат внедрения вылился примерно в 30%-ное сокращение сроков монтажа, улучшение очистки стволов и обеспечение высокой скорости циркуляции промывочных жидкостных смесей.

• Бурение с управляемым давлением

  Данная система БУД обязана своим появлением телеметрической технологии MWD (measurement while drilling), идущей «рука об руку» со схожей системой каротажа бурения LWD (logging while drilling). Получение данных (метрических и геологических) в режиме реального времени позволили полностью контролировать направление и силу давления в бурах – в связи с чем специалисты относят эти инновации к наиболее перспективным и в ближайшем будущем.

• Непрерывная циркуляция бурового раствора

  Если предыдущая технология (БУД) решает проблему управляемости, то СНЦ является гарантией безопасности и непрерывной работы нефтегазового оборудования. До ее появления различные причины внешнего характера часто приводили к прекращению стабильной циркуляции буровых растворов – что уже спустя 10-15 минут неизбежно вызывало обвалы, порчу инструмента и, в самых критических ситуациях, к безвозвратной потере скважины в целом.

Очевидно, что бурное совершенствование технологий будет происходить и дальше – поскольку конкуренция на нефтегазовом рынке только растет, а извлекаемость запасов усложняется.