Проблемы и перспективы воспроизводства запасов нефти в Западной Сибири. Воспроизводство запасов нефти


Воспроизводство запасов нефти в РФ отстает от добычи // Экономика // Новости

Уровень воспроизводства запасов нефти и конденсата в РФ продолжает отставать от объемов их добычи. Об этом стало известно из сообщения Министерства природных ресурсов.

В 2002 году прирост запасов составил 254 млн. т (добыча - 380 млн. т), в 2003 году, по предварительным оценкам, - 240 млн. т (добыча - 421 млн. т). "Планируемая добыча нефти, исходя из анализа проектных документов нефтяных компаний, обеспечена запасами вплоть до 2010 года. Однако начиная с 2010 года и особенно после 2010 года, разведанных запасов может не хватить...", - сказал глава департамента МПР Ринат Мурзин, которого цитирует сообщение. В настоящее время свыше 90% ресурсов уже переданы недропользователям, в нераспределенном фонде недр осталось чуть более 8% трудноизвлекаемых запасов нефти.

Месторождения, даже средние по запасам, готовые к разработке, в государственном резерве отсутствуют. В этой связи наибольшее внимание необходимо уделять геологоразведочным работам, воспроизводству минерально-сырьевой базы. "Дефицит запасов можно покрыть, в частности, за счет геологоразведочных работ в Восточной и Западной Сибири, на Дальнем Востоке, а также в акваториях морей", - говорится в сообщении.

Рост объема добычи нефти в России в 2004 году продолжится и достигнет приблизительно 440 млн. т, а при сочетании благоприятных внутренних и внешних условий и факторов, увеличится до 490 млн. т в 2010 году и до 520 млн. т к 2020 году. При этом уровень добычи будет определяться в основном спросом на жидкое топливо и уровнем мировых цен на него, развитостью транспортной инфраструктуры, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.

Ситуация с разведанными запасами газа значительно лучше, чем с нефтью. По разведанным запасам газа Россия занимает первое место, обладая 32% мировых запасов и 30% мировой добычи этого вида сырья. Начальные суммарные ресурсы газа составляют 236 трлн. кубометров газа, а накопленная добыча составляет всего 6% или 13.5 трлн. кубометров. При этом на долю разведанных запасов приходится 20% или 48 трлн. от общего объема ресурсов. При этом почти 73% разведанных запасов находятся в 22 уникальных и крупных месторождениях, которые обеспечивают сегодня около 90% добычи газа.

В целом, объем добычи газа в России при благоприятных условиях социально-экономического развития к 2010 году может составить порядка 645-665 млрд. кубометров, к 2020 году - 710-730 млрд. кубометров. В 2003 году этот показатель составил 595 млрд. кубометров. Об этом сообщает Reuters.

neftegaz.ru

Мировая Политика и Ресурсы » Blog Archive » Геологоразведка не спасет. Добыча нефти превысит воспроизводство запасов

За счет одной только геологоразведки в ближайшие два десятилетия не удастся достичь достаточных для воспроизвод­ства добычи запасов нефти и конденсата. Согласно прогнозам Минэкономразвития, приведенным ведомством в рамках подготовки Энергостратегии России до 2030 года (имеются в распоряжении РБК daily), при сценарии инновационного развития страны и планомерном росте цен на нефть в ближайшие два года уровень добычи превысит уровень воспроизвод­ства минерально-сырьевой базы по нефти на 19 млн т. А после 2021 года разрыв составит 300—400 млн т, если не уделить должного внимания внедрению инновационных технологий разработки месторождений и увеличения коэффициента неф­теизвлечения (КИН).

Энергостратегия России до 2020 года, которая была принята в конце августа 2003 года, предусматривает внесение корректировок через каждые пять лет. На сегодняшний день приведенные в ней прогнозы добычи углеводородов, а также цен на них на внешних и внутренних рынках на текущий период сильно занижены по сравнению с реальностью. Новый вариант Энергостратегии России до 2030 года должен быть подготовлен до конца этого года, а до декабря 2009-го планируется подготовить проекты докладов в правительство о реализации параметров документа. Разработку программы курирует Минэнерго при участии других профильных ведомств, в частности Минэкономразвития, Минприроды, Минфина и т.д.

Минэкономразвития продолжает дорабатывать свой вариант Энергостратегии России до 2030 года, но на сегодняшний день наиболее приоритетными выглядят сценарии, предполагающие инновационное развитие страны. Это подразумевает использование конкурентных преимуществ отечественной экономики не только в традиционных секторах, таких как энергетика, транспорт и аграрный, но и в наукоемких секторах. При этом предполагается превращение инновационных факторов в основной источник экономиче­ского роста. Два ключевых варианта этого сценария отличаются динамикой цен на нефть. Но даже в более оптимистичном цена топлива прогнозируется до 75 долл. в 2011—2015 годах и до 85 долл. в 2016—2020 годах, в более умеренном — до 63 долл./барр. к 2016—2020 годам.

По прогнозам Минэкономразвития, при уровне добычи нефти 1,519 млрд т за период с 2008 по 2010 год прирост запасов нефти и конденсата за счет геологоразведочных работ составит не более 1,5 млрд т. С 2021 по 2025 год разница между этими показателями ожидается на уровне 300 млн т (2,8 млрд т — добыча и 2,5 млрд т — прирост запасов). Всего же с 2008 по 2030 год предполагается прирастить 11,65 млрд т нефти и конденсата при уровне добычи 12,528 млрд. Но с учетом увеличения КИН при использовании передовых, но дорогих в применении технологий, например парогазовых или химических, прирост запасов можно было бы повысить на 2,1 млрд т за этот период, а при более высоких ценах на нефть — на 4,59 млрд т на уже открытых месторождениях.

Минприроды также обращает внимание на необходимость повышения КИН. В аналитических материалах ведомства, подготовленных по итогам совещания в Усть-Луге по наполнению трубо­проводов (имеются в распоряжении РБК daily), отмечается, что на сегодняшний день 92% текущих запасов нефти находится в распределенном фонде, 83,3% запасов разрабатывается, 6,1% подготовлено к разработке и 10,55% находится в разведке. Минерально-сырьевая база углеводородов истощается, и в ее структуре нарастает доля трудноизвлекаемых запасов. Геологоразведка с 1994 года в нефтедобывающих регионах не обеспечивает прироста запасов нефти, необходимого для простого их восполнения, а в большинстве центров добычи нет промышленных запасов нефти, чтобы кратно увеличить добычу после 2010 года.

Ведомство видит решение проблемы в увеличении инвестиций в геологоразведку до 6 млрд долл. в год в ценах прошлого года, повышении КИН, создании технологий и оборудования для разработки трудноизвлекаемых запасов и налоговом стимулировании разработки таких месторождений.

По данным экспертов, коэффициент КИН в целом по России снизился с 51% в 1960 году до 25—28% в нынешнем. В то же время в США эти показатели в среднем составляют свыше 45%.

С выводами министерств согласны и в нефтяных компаниях. В частности, советник главы «Зарубежнефти» Аркадий Боксерман, один из разработчиков Концепции программы по преодолению падения нефтеотдачи, напоминает, что вопросом стимулирования увеличения КИН в масштабах страны уже занялись на государственном уровне. Еще в феврале Росэнерго создало специальную рабочую группу с участием экспертов, чиновников и нефтяников. Но она провела всего два заседания, а с ликвидацией ведомства работа в этом направлении затормозилась. Однако он утверждает, что работа на этом не закончится, а будет продолжена уже под эгидой Мин­энерго и при участии комитета Совета Федерации по природным ресурсам и охране окружающей среды.

ЛЮДМИЛА ПОДОБЕДОВА

Метки: Геологоразведка, Добыча, Ресурсы

Запись создана в Вторник, 17 Июнь 2008 г. в 15:40. Рубрика: Бизнес, Геологоразведка, Добыча, Ресурсы, США. Вы можете подписаться на комментарии к этой записи RSS 2.0. Вы можете оставить отзыв, или отправить trackback со своего сайта.

www.wprr.ru

Проблемы и перспективы воспроизводства запасов нефти в Западной Сибири

Транскрипт

1 Соколов А.В. к.г.-м.н., Директор по геологоразведке ООО «ПЕТРОГЕКО» ООО «ПЕТРОГЕКО» Экспертиза и консультации в нефтегазовой геологии Проблемы и перспективы воспроизводства запасов нефти в Западной Сибири Саммит ТРИЗ и НЕТРАДИЗ г. Москва, 22 марта 2016 Соколов А.В. (916) Как известно, сегодня правительство РФ обсуждает с иностранными партнерами возможность «заморозки» добычи, чтобы переломить тенденцию падения мировой цены на нефть. Хочу сказать, что среди нашего профессионального сообщества небезосновательно есть опасение того, что через год и или два «замораживать» ничего не придется - добыча начнет падать сама. Уже рассматриваются сценарии, где добыча будет уменьшаться на млн.т. в год. И так считать есть все основания. На рисунке ниже представлены графики динамики добычи нефти по стране. Обратите внимание - в основном драйвере нефтедобычи страны, ХМАО-Югре, несмотря на возрастающие объемы эксплуатационного бурения, годовая добыча падает с 2008 года. Причина этого кроется в том, что за 10 лет среднесуточный дебит новых добывающих скважин уменьшился в 1,5 раза.

2 И, несмотря на рост добычи на Юге Тюменской области за счет Уватского проекта, ожидание роста добычи в ЯНАО за счет выхода на проектную мощность Ярудейского месторождения, или же добыча с Ванкорского проекта, где достигнут максимальный уровень, все же совокупный эффект прироста добычи этих проектов недостаточен для компенсации падения по Западной Сибири. Пару слов про Ванкор. Хотя административно месторождения Ванкорского кластера собственно Ванкорское, Лодочное, Тагульское, Сузунское, находятся в Красноярском крае и статистику по добыче относят на Восточную Сибирь, будет правильно с геологической точки зрения, эти объекты относить к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Как известно, на Западную Сибирь приходится текущих извлекаемых запасов нефти АВС1 = 10,7 и С2=6,5. млрд.т. Казалось бы, обеспеченность запасами 60 лет при добыче по 300 млн.т. в год! Но понятие «обеспеченность запасами» оказалось очень лукавым и сыграло с нами «злую шутку». По мере падения добычи, коэффициент «обеспеченность запасами» увеличивается. Общеизвестный факт, что качество запасов всегда ухудшается по мере истощения и выработки разрабатываемых месторождений. Значит, на эту же пропорцию должны «улучшаться» оставшиеся и появляться новые запасы. К сожалению, сегодняшние запасы АВС1 и С2 (по Новой классификации А-В1-В2 ) это в основном периферийные, низкодебитные и обводненные запасы, небольшие пропущенные залежи и возвратные объекты. А если это так, то реальная величина текущих извлекаемых запасов и реальная цифра «обеспеченности» или «кратности» запасов намного меньше. И, соответственно, текущая величина КИНа на разрабатываемых месторождениях НАМНОГО МЕНЬШЕ.

3 Первая официальная оценка «насколько меньше» была озвучена на прошлой неделе, 16 марта в «Российской газете», где сказано, что текущих извлекаемых запасов в стране у нас «в два раза меньше». Осталось дело за «малым» - закрепить эту цифру в государственном балансе запасов. Есть только два пути «улучшения» качества запасов страны это повышение степени извлечения нефти на старых месторождениях и прирост свежих запасов за счет открытий новых месторождений. Поскольку наша конференция посвящена Трудноизвлекаемым и Нетрадиционным запасам, хочу высказать свое отношение к этим важным темам в контексте их влияния на воспроизводство МСБ страны. Для того, чтобы стимулировать разработку ТРИЗов, введенная в этом году Новая Классификация Запасов, должна дать возможность через понимание пропорций сколько в стране рентабельных и сколько убыточных запасов, перейти к адресному государственному администрированию, применяя налоговые льготы и стимулируя разработку убыточных запасов. Однако из-за возрастающих нагрузок на госбюджет вследствие низких цен и санкций, есть большое опасение того, что наши истощенные месторождения НЕ попадут в «налоговый рай» и большая часть ТРИЗов так и останется убыточными, не получив льготы. Поэтому, из-за влияния этих причин, эффект от вовлечения всех ТРИЗов в активную разработку, может быть сильно занижен. Кстати, а как будем отменять налоговые льготы, когда цены на нефть «рванут наверх»? Нигде об этом не говорится. Несколько слов про НЕТРАДИЗы. Термин - «нетрадиционные», крепко засел в нашем сознании. Существует множество толкований на этот счет, но нет четкого понимания как отличить ТРИЗы от НЕТРАДИЗов? Сегодня, на понятийном уровне, к НЕТРАДИЗам относят бажен, доманик и хадумиты, которые нерентабельны для извлечения в текущей экономической ситуации. Следует сказать, что они были нерентабельными и в прошлые, лучшие времена. Вот почему, накопленная добыча из бажена за всю историю освоения Западной Сибири составляет не более =2 млн.т., несмотря на то, что феномен, нефтеносности бажена, известен не один десяток лет. Из остальных, так называемых нефтематеринских толщ, извлекли: хадумиты =160 тыс.т и доманик = 20 тыс.т. Почему так мало? Потому, что мы не понимаем тип коллектора этих отложений, не понимаем как выделять эффективный объем и не знаем, как считать ЗАПАСЫ. И, как следствие, не можем корректно рассчитать - СКОЛЬКО будем добывать? Отсюда и разброс оценок запасов у разных исследователей от 1 до 100 млрд. т. Поэтому, пока не будут найдены технологические решения рентабельной добычи, вовлечение НЕТРАДИЗов в активную разработку остается далеко за горизонтом среднесрочного планирования и вклад в ближайшую добычу будет ничтожным. Теперь об открытии Новых месторождений. В целом, необходимо отметить, что размеры открытий в подавляющей своей массе уменьшились до мельчайших, при этом объемы ГРР упали до неприличных. И опять обратимся за статистикой к ХМАО-Югре. Какие запасы там открывались и какая была эффективность ГРР? За всю историю можно выделить ПЯТЬ этапов развития МСБ Широтного Приобья: 1. Начальный этап открытия гигантов при относительно небольших объемах ГРР; 2. Оптимальный этап кратное увеличение объемов ГРР и подтверждение гигантских приростов запасов; 3. Провальный этап постперестроечный период, развал Союза, геологоразведка умирает; 4. Восстановительный этап Начало лицензирования недр, появление ставки ВМСБ в первой половине этапа ( ) и затухающая эффективность после ее отмены, а также мораторий на выдачу новых лицензий во второй половине этапа ( ). В

4 начальный период восстановительного этапа наблюдался всплеск активизации ГРР и прироста запасов. В этот период, для «улучшения» показателей, стали включать в расчет эффективности запасы категории С2. 5. Современный этап ( ). появление лицензий на геологическое изучение на условиях предпринимательского риска. Эффект выразился в некотором увеличении объемов ГРР и прироста запасов. Но эти эффекты затухли к 2015 году. Наверное, можно сказать, что с 2016 года начался НОВЕЙШИЙ, 6й этап не только в истории ХМАО, но и всей страны отрасль перешла на Новую Классификацию Запасов. Этап длится чуть меньше 3 месяцев. Рассмотрим результаты двух предпоследних этапов 4го и 5го: средний размер открытых месторождений составил 3,3 млн.т. При этом траектория размера открытий неуклонно снижается. накопленный прирост запасов С1+С2 новых месторождений равен 0,7 млрд. т при том, что суммарная добыча достигла 4,7 млрд.т.. Таким образом, среднемноголетнее воспроизводство запасов составило не более 15% за счет открытия новых месторождений. в последние годы ( ), доля прироста за счет открытий новых месторождений не дотягивает и до 5% от общего прироста. Остальные 95% годовых приростов приходятся на этап разведки и эксплуатации. Такие же пропорции - 5 / 95 сохраняются и для остальных нефтегазоносных провинций (в целом Западная Сибирь, Волго-Урал, Тимано-Печора, Восточная Сибирь). На следующем рисунке представлена экспертная оценка долей вклада прироста запасов на различных этапах ГРР. Мы видим, что процесс ГРР продолжается в течение всей жизни месторождения и наблюдаем движение запасов, начиная от поисков и до самой поздней стадии разработки. Однако осознание факта, что имеется дефицит крупных открытий это еще часть дела. Надо понять почему этот дефицит существует? Обычно дефицит открытий объясняют недостаточным

5 финансированием ГРР, как со стороны государства, так и стороны частных компаний. Действительно, любая гениальная идея останется клочком бумаги, если не будет сейсморазведки и бурения. Но с другой стороны, есть понимание того, что продолжение поисков маргинальных запасов экономически противопоказано. И тогда можно утверждать, что «недостаточные» объемы финансирования ГРР, по сути, оказались благом для государства и для компаний, поскольку сэкономили миллиарды бюджетных и частных средств на поиски заведомо убыточных месторождений? Другие объяснения того, что искать новые месторождения нам мешают низкие цены на сырье и санкции, также не принимаются. К счастью, эффективность ГРР от санкций и цены на нефть не зависит, а зависит только от мозгов! Дебаты о необходимости стимулирования ГРР будут продолжаться до тех пор, пока геологи не предложат рынку новые, рентабельные разведочные идеи, которые будут нацелены на экономически эффективные открытия. Только в этом случае, начнут появляться венчурные геологоразведочные компании, нацеленные на коммерческий поиск нефти. Имея опыт работы с такими венчурными компаниями, могу сказать, что для них главным в принятии решения о начале ГРР является не степень геологического риска, не размер инвестиций, а потенциальная прибыль, которую можно в результате этого риска получить. Другими словами, частный капитал готов пойти на финансирование самых рисковых и дорогостоящих поисковых проектов с нулевой стадии «грин филд». А пока нет идей, нет и финансирования работ. И никакие меры стимулирования ГРР не помогут привлечь ни частного, ни государственного инвестора. На мой взгляд, крайне важно, чтобы участники геологоразведочного процесса государство и частные компании договорились по целому ряду вопросов: ГДЕ ИСКАТЬ? Концентрация геологоразведки в первую очередь должна быть организована там, где добывается сейчас и будет добываться ближайшие десятилетия основная нефть страны. А это Западно- Сибирская нефтегазоносная провинция. Разумеется, никто не сбрасывает со счетов Волго-Урал или Тимано-Печору, или шельф Сахалина, или Якутию и Иркутскую область! Их надо продолжать изучать и там открывать новые месторождения.

6 Но все-таки, в первую очередь, необходимо создать комфортные условия для частных и государственных инвестиций в геологразведку именно в Западной Сибири! Вот почему, тема моего сообщения посвящена этому региону. Обратите внимание только 30% площади богатейшей нефтегазоносной провинции мира лицензировано. 24% площади составляет НФН в пределах области так называемой «установленой нефтегазоносности». 46% площади занимает Территория, где нефть и газ даже не искали.

7 Почему не искали? Потому, что «есть мнение», что с позиций органической теории происхождения нефти, тут не может быть УВ и поэтому эта Территория признана бесперспективной! А что если не так? Мировая история нефтеразведки знает много примеров, когда открывались новые провинции там, где их никто не ждал. Существует золотое правило в нефтепоисковой геологии территория считается перспективной, пока не будет доказано обратное! КАКИЕ ЗАПАСЫ ИСКАТЬ? За последние 60 лет геологоразведочных работ в Западной Сибири, накоплена богатейшая статистика успешности поисков. Важно понимать не только, какой был процент успешности открытий в разных стратиграфических комплексах, но и какая есть подтверждаемость уже открытых запасов при переводе в более высокие категории при дальнейшем разведочном бурении и далее разработке. Такой анализ был проведен уважаемым тюменским геологом Хафизовым Ф.З. в 2015 году. Как следует из представленных на следующем рисунке графиков, коэффициент подтверждаемости запасов для мелких месторождений отличается от крупных. Этот закон можно сформулировать так: Маленькое открытие окажется еще меньше. Большое открытие будет еще больше. Причем понятен диапазон запасов, который не поменялся за весь период от открытия, через разведку и до разработки. Эти месторждения были открыты и поставлены на баланс с запасами С1+С2 в диапазоне от 10 до 30 млн.т. Все открытые месторождения, которые при открытии оценивались менее 10 млн.т., в дальнейшем, при подготовке к разработке уменьшились в два раза и более. Месторождения, которые при открытии оценивались более 30 млн.т., в последствии стали еще больше 1,5 раза! Необходимо помнить, что по Западно-Сибирской статистике, месторождение, которое находится даже в обустроенном районе, с запасами до 5 млн. т., находится на грани рентабельности. Поэтому, проведенный анализ подтвреждаемости запасов указывает на важный ориентир если подготовленный сейсморазведкой объект может привести к открытию не более 10 млн.т., то такие запасы НЕ НАДО ИСКАТЬ. Поиски становятся экономически неоправдаными, т.к. от запасов месторождения, когда оно будет подготовлено к разработке, останется только 1/3 и его разработка будет убыточна.

8 Таким образом, начало поисковых работ целесообразно начинать при подготовленной ловушке с ожидаемыми запасами С1+С2 в случе открытия не менее 30 млн.т. КАКИЕ ЛОВУШКИ ИСКАТЬ? Антиклинальная эра поисков нефти в Западной Сибири, длящаяся 55 лет, закончилась. Это свершившийся факт. Весь фонд антиклинальных ловушек на суше практически выявлен и разведан. Чтобы продолжить открывать Новые месторождения, надо сменить парадигму поисков и начать целенаправленно искать нефть в прогибах, в отрицательных формах подземного рельефа, на моноклиналях т.е. в НЕАНТИКЛИНАЛЬНЫХ ловушках. При этом длительность поисков таких ловушек и стоимость ГРР увеличится. В качестве иллюстрации, на следующем рисунке хочу привести пример целенаправленных поисков неантиклинальных ловушек в новейшей истории Западной Сибири, которые проходили под моим управлением. На площади 2,5 тыс.км2 на территории НФН в результате проведенных сейсморазведки и бурения, в Колтогорском прогибе ХМАО-Югра, в отложениях средней и верхней юры, были открыты два нефтяных месторождения Колтогорское и Западно-Колтогорское, суммарные извлекаемые запасы которых по категориям С1+С2 составляют 138 млн.т. извлекаемых запасов. Приведенный пример говорит о том, что на территории нераспределенного фонда недр ЗападноСибирской провинции можно сделать еще много новых крупных открытий в неантиклинальных ловушках. В заключение своего доклада я хотел бы остановиться на извечном вопросе - ЧТО ДЕЛАТЬ? Собственнику недр надо уяснить простую вещь. За последние 12 лет в стране появился совершенно новый вид бизнеса венчурные инвестиции в нефтеразведку. Собственники такого

9 бизнеса, как правило, не являются специалистами в геологоразведке и тем более не хотят становиться нефтяниками. Но они понимают, что рынок приобретения прав недропользования уже существует, правила поведения отрабатываются, случайных игроков становится меньше изза усиления конкуренции. И самое главное, пришло понимание того, что цена «барреля нефти в земле» постоянно растет и стремится к мировой цене, а также то, что искать новые ресурсы во много раз дешевле, чем покупать готовый бизнес. Именно поэтому, опыт последних лет показывает, что интерес к приобретению участков недр для геологического изучения со стороны подобных структур резко возрос. В условиях постоянного и тотального дефицита бюджетных средств, у нас нет другого выбора, как привлекать частных инвесторов в геологоразведочные проекты. Но для этого необходимо повысить мотивацию и создать условия для участия венчурного капитала в нефтепоисковых работах на нераспределенном фонде недр. Я очень рад тому, что ожидается скорейшее введение в жизнь предложения МинПрироды о заявительном принципе получения лицензий на геологическое изучение недр. Это серьезным образом улучшит ситуацию. Но этого недостаточно! Необходимо скорейшее принятие других экстренных мер по стимулированию ГРР: 1. Отменить оплату бонуса за открытие месторождения в рамках лицензии на геологическое изучение недр. Что сегодня происходит на практике? Это условие «убивает» все желание открывать новые месторождения. Если удалось открыть крупное месторождение, размер бонуса может превысить уже понесенные затраты на ГРР. Я понимаю, что для Собственника недр это будет трудный шаг. И то, что в прошлом году облегчили разовую нагрузку на «счастливчиков» - разрешили сразу платить только 20%, остальное потом за три года, говорит о том, есть прогресс в этом вопросе. Но должно быть и другое понимание если оставить по-прежнему, то будущие платежи станут ничтожными, такими же, как и сами открытия. И чем быстрее отменят это дискриминационное правило платить за открытие, тем больше будет желания проводить нефтепоисковые работы. 2. У компании должно быть право, прописанное в лицензионном соглашении на геологическое изучение, предложить собственнику недр выкупить будущее открытие по заранее оговоренной формуле цены. А тот в свою очередь, гарантирует покупку в случае обращения о продаже. Казалось бы, такое предложение может сейчас увеличить нагрузку на бюджет. На самом деле это не так. Во-первых, нефтепоисковые работы относятся к длинным бизнес-процессам и подобная ситуация возникнет не ранее, чем через пять лет с момента выдачи лицензии на поиск. Во-вторых, совершенно не обязательно, что должны быть быстрые денежные расчеты. Допускаю, что акционерам нефтепоисковой компании гораздо выгоднее будет делегировать право продажи государством на аукционе их открытия и получить свою долю потом, по итогам аукциона. А как происходит сегодня? Получение лицензии на добычу и жесткие сроки ввода месторождения в разработку, сразу ставят перед частником необходимость привлечения совершенно других средств, намного больше, чем это требовалось для поисковых работ, что превышает возможности акционеров, у которых, как я уже сказал выше, нет желания и возможностей становиться нефтяниками. Реализация подобного плана привлечения финансовых средств частных инвесторов позволит получить ряд других дополнительных преимуществ, помимо прироста запасов нефти: Увеличение венчурных нефтепоисковых компаний приведет к увеличению заказов на сейсморазведочные работы и глубокое бурение. Неизбежно повысится культура производства и научно-техническое обеспечение геологоразведочных работ, поскольку стоимость компаний напрямую зависит от доказанных запасов. Приобретая уже открытые запасы, государство практически сведет к нулю свой риск.

10 Хотелось бы озвучить еще две рекомендации по стимулированию ГРР, которые необходимо экстренно реализовать для распределенного фонда недр. 1. Отменить запрет на поисково-разведочное бурение ниже горного отвода. Иначе никаких открытий в глубоких горизонтах нам не видать. 2. Разрешить многократную прирезку площади лицензионного участка в случае расширения границ месторождения как по латерали, так и по вертикали. При этом отменить правило, что можно прирезать не более 20% от общих запасов месторождения. Заканчивая свое выступление, хочу сказать, что скорейшее внедрение в жизнь предложенных выше рекомендаций, послужит мощным стимулом для открытий новых месторождений, что в свою очередь, улучшит ситуацию с воспроизводством МСБ не только в Западной Сибири, но и во всех остальных нефтедобывающих регионах нашей страны. СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!

docplayer.ru

РЕГУЛИРОВАНИЕ ВОСПРОИЗВОДСТВА ЗАПАСОВ НЕФТИ НА ОСНОВЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИХ СТОИМОСТИ. Сильванский А.А. ТюмГНГУ

Внастоящее время на территории

1 МЛРД ТОНН НЕФТИ ЮГРЫ: ЭКОНОМИКА БУДУЩЕЙ ДОБЫЧИ СЕРГЕЙ ФИЛАТОВ АУ «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана» Нефтяная промышленность Западной Сибири, а именно Югры, характеризуется более чем полувековой историей. В

Подробнее

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

www.lukoil.ru ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА 3 Добыча нефти и газа ОАО «ЛУКОЙЛ» Компания уделяет огромное внимание расширению и укреплению сырьевой базы, составляющей основу нефтегазодобычи. ЛУКОЙЛ

Подробнее

1. Цели и задачи дисциплины:

2 1. Цели и задачи дисциплины: Цель: обучение студентов теоретическим основам и практическим навыкам экономической обеспеченности постановки всех видов геологоразведочных работ: региональных, поисковых,оценочных,

Подробнее

Минтимер Шарипович Шаймиев

Состояние ресурсной базы Республики Татарстан и воспроизводство запасов нефти П р е з и д е н т Р е с п у б л и к и Т а т а р с т а н Минтимер Шарипович Шаймиев Республика Татарстан старейший нефтегазодобывающий

Подробнее

ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ П О С Т А Н О В Л Е Н И Е от 26 сентября 2013 г. 846 МОСКВА О порядке подготовки предложений о применении особых формул расчета ставок вывозных таможенных пошлин на нефть

Подробнее

ISSN Neftegasovaâ geologiâ. Teoriâ i practika (RUS) URL:

1 УДК 550.8:553.98.04(470.13) Желудова М.С., Куранов А.В., Зегер Н.А. ООО «Тимано-Печорский Научно-исследовательский Центр», г. Ухта, Республика Коми, Россия, [email protected] АНАЛИЗ ДИНАМИКИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ

Подробнее

Ханты-Мансийского автономного округа Югры

Департамент по недропользованию ПРАВИТЕЛЬСТВО ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА - ЮГРЫ Отчѐт о выполнении государственной программы Ханты- Мансийского автономного округа Югры Ханты-Мансийск 2015 1 «РОССИЯ

Подробнее

АУДИТ И ФИНАНСОВЫЙ АНАЛИЗ

АУДИТ И ФИНАНСОВЫЙ АНАЛИЗ 2 2013 3.8. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЕРОЯТНОСТНОЙ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ ОБЪЕКТОВ ЛИЦЕНЗИРОВАНИЯ В НЕФТЕДОБЫЧЕ И ЕЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ В УПРАВЛЕНИИ КОНКУРСАМИ И АУКЦИОНАМИ Лейберт Т.Б.,

Подробнее

Сегодня на территории округа

ДВА ДЕСЯТИЛЕТИЯ ЛИЦЕНЗИРОВАНИЯ НЕДР ЮГРЫ: ИТОГИ И ПРОБЛЕМЫ СВЕТЛАНА РЫЛЬЧИКОВА, ЛИЛИЯ СУЛЕЙМАНОВА, МАРИНА АКУЛЕНКО, ЗУЛЬФИЯ АМИНОВА НАЦ РН им. В.И.Шпильмана 34% Одним из основных направлений деятельности

Подробнее

Код УДК 338. А.М. Ефименко

Код УДК 338 А.М. Ефименко МЕТОД ПРИВЕДЕННЫХ ЗАТРАТ КАК МЕТОД ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТОВ Согласно Методическим рекомендациям по оценке эффективности инвестиционных проектов от 21 июня 1999 ВК 477, утвержденным

Подробнее

В2010 году Россия заняла первое место

8 Тренд Обоснован ли ресурсный оптимизм? Молачиев Артур, старший эксперт-аналитик Института энергетической стратегии (ЗАО «ГУ ИЭС») Россия занимает восьмое место в мире по запасам нефти. Но только треть

Подробнее

Предложения по доработке Р

Предложения по доработке Р 50.2.062 2008 пп Положения Р 50.2.062 2008 Предлагаемые изменения Обоснование Сведения о рекомендациях по метрологии 1 РАЗРАБОТАНЫ Государственным предприятием Ханты-Мансийского

Подробнее

docplayer.ru