Каждой скважине — по адресу и налогу

Ковидный 2020 год нанес такой ущерб мировой нефтяной отрасли, что шрамы от него будут затягиваться очень долго. В США уже потребовались дроны для поиска заброшенных нефтяных скважин, количество которых в этой стране приближается к двум миллионам. В России статистика по бесхозным нефтяным объектам не меняется больше 15 лет, и не потому, что не растет их число, а потому что их просто не считают! На протяжении этих лет считается, что в нерабочем состоянии находятся порядка четверти из всех когда-либо действующих эксплуатационных скважин, из них более десяти тысяч никому не принадлежат. Завершение инвентаризации этого заброшенного хозяйства перенесено на 2021 год, поэтому новых данных по числу заброшенных объектов так и не появилось. Не секрет, что проблема бесхозных скважин преследует отрасль все постсоветское время. Как сообщил «НиК» исполнительный директор Ассоциации независимых нефтегазодобывающих организаций «АссоНефть» Борис Вязовов, большое число скважин, пробуренных в советское время, к сегодняшнему дню пришло в негодность и представляет прямую угрозу для окружающей среды и населения. В ходе приватизации 1990-х гг. эти скважины не были включены в состав имущества недропользователей. По оценкам члена экспертного совета при Росимуществе, гендиректора Консалтингово-Аналитического Союза Артема Генкина, в России сегодня не менее 13 тысяч нефтяных и нефтегазовых скважин находятся на балансе государства и при этом не вовлечены (или даже не могут быть вовлечены) в хозяйственный оборот. Свыше 80% из этого количества вообще не передано в собственность, то есть никому не принадлежит и, стало быть, за них вообще никто не отвечает! При этом правительство РФ с завидной регулярностью пытается как-то побороть эту бесхозяйственность. Первая программа по борьбе с бездействующими скважинами стартовала еще в начале двухтысячных годов. Еще в 2006 году приводились данные о том, что неработающий фонд составляет 19,3% от эксплуатационных скважин, и сокращение этого показателя хотя бы до 10% может увеличить годовую добычу нефти на 30 млн тонн. Согласно более свежей статистике, в России заброшены порядка четверти из всех когда-либо действующих нефтяных скважин. Потенциально они могут дать до 70% объема от всей добычи. Однако пока они, судя по всему, не только ничего не дают, но и просто угрожают окружающей среде и людям. В 2015 году начальник отдела контроля Госгортехнадзора России Юрий Гиричев сообщал, что в Тюменской области, Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах находятся более чем 330 заброшенных скважин, из которых происходят выбросы нефти и газа. Тогда же сообщалось, что Росимущество выявило в России около 1,8 млн бесхозных казенных скважин. Причем Ольгу Дергунову, которая тогда возглавляла ведомство, удивило не количество этих объектов, а то, что данной проблемой все озабочены больше десяти лет, но ничего не делается. Она приводила данные о том, что 12 брошенных скважин находятся в Астраханской области, и они выделяют сероводород. Самое большое количество бесхозных скважин находится в Ямало-Ненецком автономном округе: их насчитывается около 800. Заметим, что после столь эмоциональной оценки Дергуновой ситуация не изменилась. В 2016 году в Оренбургской области в Бугуруслане спецкомиссия обнаружила более 70 бесхозных нефтяных скважин, которые могли быть причиной загрязнения воздуха. В 2018 году на территории республики Коми находилось 4,5 тыс. заброшенных нефтяных скважин, из них почти 2 тыс. в нераспределенном фонде недр. Как сообщал министр природных ресурсов и охраны окружающей среды республики Роман Полшведкин, только 85 бесхозных скважин насчитывается на территории города Ухты, прямо под жилыми постройками. Даже под одним из городских бассейнов есть скважина, которая газирует или выдает нефтепроявления. Порядка 170 скважин — на особо охраняемых природных территориях, много их по берегам рек. В конце декабря 2018 г. в Осинском районе Иркутской области из-за разгерметизации законсервированной газовой скважины был введен режим чрезвычайной ситуации. В 2020 году глава Тюменской ассоциации нефтегазосервисных компаний Владимир Борисов в своем комментарии для «НиК» рассказывал, что недостаточно квалифицированно законсервированных скважин в большой Тюменской области насчитывается более 10 тыс. Он, кстати, еще тогда предлагал решение данной проблемы, с помощью которой можно было бы сразу «убить двух зайцев»: решить проблему заброшенных скважин путем распределения господрядов по обследованию и консервации бесхозных скважин среди независимых нефтесервисных компаний. Такой подход к решению данной проблемы позволил бы предотвратить экологические катастрофы, а также сохранить предприятия и высококвалифицированные рабочие места и поддержать их заказами в нелегкий пандемийный год. Существует мнение, что опасные скважины надо передать в безвозмездное пользование бизнесу. При этом возникает вопрос, а, собственно, зачем частным компаниям пользоваться этими объектами? Но тут надо вспомнить об инновациях, а также о практически исчерпанных запасах «легкой» нефти в стране. За последние 30 лет технологии, в том числе и российские разработки, ушли далеко вперед, нерентабельные ранее скважины можно эффективно эксплуатировать. К тому же после первого, еще советского, освоения нефтяных месторождений под землей осталось приличное количество нефти. Например, компания «Транснефть» в 2019 году сообщала, что в скважинах в Краснодарском крае, остающихся бесхозными со времен разработки в советское время, сохраняются запасы качественной нефти, содержание серы в которой 0,2%. Об этом стало известно после того, как на реке Пшиш появились нефтяные пятна. Было установлено, что их источником оказались заброшенные скважины. Всего, согласно экспертной оценке, с 1965 года нефтяники оставили под землей более 15 млрд тонн потенциально извлекаемых запасов. По мере падения давления в добычной скважине начинают использовать методы повышения нефтеотдачи, используют методы заводнения, бурят новые скважины. После исчерпания всех методов компании стараются перемещаться на новые активы. Такая политика компаний, сформированная еще в советское время, сейчас поддерживается современной налоговой системой. В проектных документах каждая скважина обязана выработать определенную долю запасов. Эксплуатация низкодебитных скважин требует более гибкой налоговой нагрузки. Поэтому пока в пластах остается еще немало «черного золота». С 1960 по 2020 гг. коэффициент извлечения нефти в России снизился с 51% до 35%, утвержденная проектная величина коэффициента извлечения нефти (КИН) продолжает неуклонно снижаться и опустилась до уровня 27-28, что является одним из наиболее низких уровней использования запасов нефти в мире. Падает и дебит нефтяных скважин. К 2030 году он может составить всего 5,39 тонн в сутки вместо 7,8 тонн в 2015 году. В Соединенных Штатах, где немало выработанных месторождений, благодаря гибкой налоговой политике поддерживается высокий уровень добычи нефти, хотя средний дебит 583 тыс. действующих нефтяных скважин не превышает 1,5 тонны в сутки, а 75% эксплуатационного фонда работает с дебетом менее 1 тонны в сутки. Кстати, там регуляторы, а также банковский сектор фактически дотируют малые и средние нефтяные компании. Помимо налоговых льгот у них есть доступ к дешевым кредитам. Такая политика позволяет малым предприятиям добывать сырье из старых скважин, которые дают почти треть всего объема нефти. В России же сегмент малых предприятий-нефтедобытчиков сокращается. Хотя в условиях налоговых преференций нашлись бы желающие работать с низкорентабельными скважинами. Старший аналитик Rystad Energy Дарья Мельник в своем комментарии для «НиК» сообщила, что, к сожалению, из-за отсутствия доступа к проектной документации месторождений нет возможности дать глубокую оценку динамике КИН. Однако на уровне отдельных месторождений действительно попадалась информация о том, что фактические уровни добычи не соответствуют проектным, пробуренные скважины истощаются быстрее плана, а государство сталкивается со случаями хищнической разработки, когда разрабатываются только самые продуктивные залежи, а остальные простаивают. «Если судить по данным о зрелости портфеля активов и по исторической динамике добычи, то хорошие результаты в плане повышения КИН показывает, например, „Татнефть“. Компания c 2005 года успешно поддерживает стабильную добычу на своем ключевом и очень зрелом активе, Ромашкинском месторождении. Также в портфеле компании имеется много старых и достаточно выработанных месторождений Татарстана, однако общая добыча „Татнефти“ уже достаточно давно не выказывает признаков снижения. Среди российских крупных компаний ЛУКОЙЛ имеет, пожалуй, самый зрелый портфель активов, однако, несмотря на рост ежегодного числа новых введенных скважин, значительных изменений в темпах падения добычи не наблюдается. „Роснефть“ сейчас больше интересует новый проект „Восток Ойл“, а свои неприоритетные активы, в числе которых есть и выработанные, она продает другим компаниям (сделка с ННК по продаже ПАО Варьеганнефтегаз и ООО Северо-Варьеганское, в портфеле которых есть месторождения, введенные в 1970х-9180х годов)», — рассказала эксперт. По ее словам, одна из ключевых проблем, мешающих компаниям повышать КИН на выработанных месторождениях, — нестабильность налоговой системы. «Льготы для выработанных месторождений сначала ввели, потом в 2020 году отменили, потом предложили выработанным месторождениям перейти на НДД. Параллельно с этим постоянно видоизменяется формула НДПИ, вводятся новые коэффициенты, которые повышают налог. Такой подход не способствует уверенности компаний в завтрашнем дне и их инвестициям в технологии и мероприятия по повышению нефтеотдачи. Государство должно помогать, если перед ним стоит задача рационального использования недр (а такая задача прописана в нашем законе о недрах), а компании не могут в рыночных условиях добиться экономической эффективности разработки старых месторождений. Например, в США и Канаде, где налогообложение происходит на уровне скважин, выработанные месторождения пользуются льготами, учитывающими их экономику», — заявила Мельник. Она считает, что решить проблему снижения КИН и роста фонда заброшенных скважин, помимо обеспечения стабильности налоговой системы, может передача выработанных месторождений малым добывающим предприятиям. «МНК более гибкие, чем крупные компании, у них низкие удельные административные расходы, что позволяет им получать более высокую прибыль от разработки старого месторождения, чем у ВИНКов. В отличие от крупняков, малые компании действительно заинтересованы в доразработке старых месторождений. Однако сектор МНК сейчас очень плохо развит (всего на их долю приходится около 4% от общей нефтедобычи России). Малые компании не имеют голоса при принятии важных для нефтянки решений и потому не могут пролоббировать свои интересы, в число которых входит разработка механизмов передачи в их руки выработанных месторождений, которыми ВИНКи уже не хотят заниматься», — резюмировала аналитик. Эксперт Центра энергетики Московской школы управления СКОЛКОВО Екатерина Грушевенко напомнила, что, во-первых, говоря о падении КИН в современной России по сравнению с данными времен СССР, важно понимать, что в те времена проектный КИН не рассчитывался, а скорее устанавливался сверху. По сути, значение 0,6 — это желаемый КИН, а не реальный. Отчасти аналогичная ситуация остается и сегодня, однако уже не в таких масштабах, поэтому проектные КИН становятся намного ближе к реальности. «Еще одной причиной падения КИН можно назвать рост доли трудноизвлекаемых запасов в общем объеме запасов, соответственно, это требует современных технологий, которые стоят дороже, чем традиционные технологии разработки нефтяных месторождений. Более того, велика доля истощенных и обводненных месторождений. Для части этих месторождений увеличения КИН можно было бы добиться за счет применения третичных методов увеличения отдачи (МУН), например химических или закачки СО2, однако, снижение цен на нефть, а также особенности налогообложения, при котором все windfull profits (букв. „доходы, принесенные ветром“, неожиданная прибыль — НиК) получает государство, а не компания, дестимулируют последних. Однако и со стороны недропользователей наблюдается нерациональная разработка запасов — стремление добыть больше, дешевле и быстрее из наиболее продуктивных участков», — пояснила эксперт. По ее мнению, отдельно стоит отметить, что для повышения КИН требуются не только новые технологии добычи, например, третичные МУН, но и технологии изучения геологического строения коллекторов, без них выбор и применение третичного МУН становится неэффективным. «По состоянию на 2019 год третичные МУН не имеют широкого распространения в мире: по данным Международного энергетического агентства (МЭА) всего 2% от мировой добычи. В настоящее время в мире действует около 375 проектов по применению третичных МУН, добывающих чуть более 100 млн т нефти. Исторически использование третичных МУН было сконцентрировано в Северной Америке, но в последние годы другие страны тоже начали внедрять технологии третичных МУН. Так, Малайзия начала добычу нефти с использованием третичных МУН на шельфе. Объединенные Арабские Эмираты, Кувейт, Саудовская Аравия, Индия, Колумбия и Эквадор начали реализацию пилотных проектов третичных МУН», — рассказала эксперт. Какой-то одной конкретной причины, тормозящей развитие третичных МУН, нет, это скорее комплекс различных факторов, которые ограничивают распространение этих методов: «Рост ресурсной базы, главным образом ресурсов сланцевой нефти и глубоководного шельфа. Это серьезный фактор, так как одним из главных стимулов применения третичных МУН является истощение ресурсной базы. В настоящее время в секторе Upstream отдается предпочтение проектам, которые могут приносить быструю прибыль. Так, например, инвестиции в добычу сланцевой нефти могут окупиться уже через два года с начала добычи. Проекты третичных МУН требуют намного больше времени для планирования, тестирования и реализации, а прибыль можно получить только на последних стадиях жизненного цикла месторождения, через 5-7 лет после первых инвестиций. Кроме того третичные МУН являются по сути нишевым бизнесом среди нефтяных и сервисных компаний, а необходимые навыки, технологии и опыт по их применению не доступны для всех компаний. Например, всего пять нефтегазовых компаний в настоящее время осуществляют большинство проектов СО2-МУН в США. Непопулярность приводит к экономико-технологическому отставанию. Как и остальные затраты в отрасли, затраты на применение третичных МУН снизились с 2014 года, но затраты на другие проекты, включая сланцевые и оффшорные месторождения, снизились еще быстрее», — рассказала Грушевенко. Резюмируя все вышесказанное, стоит отметить, что есть объективные и субъективные причины нежелания добывать оставшиеся под землей более 15 млрд тонн потенциально извлекаемых запасов. Изменение фискальной нагрузки является пока наиболее доступным решением проблемы. Однако без окончательных результатов инвентаризации нефтегазовых месторождений, адресной поддержки от правительства для повышения КИН и ликвидации бесхозных скважин ждать сложно. Как сообщил 16 марта начальник департамента добычи и переработки нефти и газа Минэнерго Антон Рубцов, ведомство планирует на этой неделе провести совещание с нефтяниками по вопросу инвентаризации нефтегазовых месторождений. Поэтому будем ждать! Екатерина Вадимова