авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 6 |
-- [ Страница 1 ] --

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Ухтинский государственный технический

университет»

(УГТУ)

А. В. Павловская

ЭФФЕКТИВНОСТЬ

ИННОВАЦИОННОГО РАЗВИТИЯ

НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА

НА ЕВРОПЕЙСКОМ СЕВЕРЕ

Монография

Ухта, УГТУ, 2013

УДК 622.32:005.591.6 ББК 65.9 (2) 23 Я 7 П 12 Павловская, А. В.

П 12 Эффективность инновационного развития нефтегазового комплекса на европейском Севере [Текст] : монография / А. В. Павловская. – Ухта :

УГТУ, 2013. – 226 с.;

ил.

ISBN 978-5-88179-743-0 Монография предназначена для бакалавров, специалистов, магистров и аспирантов нефтегазовых вузов, а также для работников организаций нефтяной и газовой промышленности.

В монографии изложены тенденции и закономерности инновационного развития нефтегазового комплекса, методология оценки эффективности инве стиций: историческое развитие методов оценки эффективности инвестиций и методология оценки эффективности инвестиций в рыночных условиях;

произ ведена адаптация новых методов оценки эффективности инвестиций к инвести ционной деятельности буровых, нефтегазодобывающих организаций и организаций транспорта нефти и газа и приведены расчёты экономической и коммерческой эффективности использования инновационных технологий в бу рении скважин, добыче и транспорте нефти и газа.

УДК 622.32:005.591. ББК 65.9 (2) 23 Я Монография рекомендована к изданию научно-техническим советом Ухтинского государственного технического университета.

Рецензенты: В. В. Фаузер, профессор кафедры менеджмента и маркетинга Сыктывкарского государственного университета, д.э.н.;

В. В. Каюков, профес сор кафедры менеджмента Ухтинского государственного технического универ ситета, д.э.н.

© Ухтинский государственный технический университет, © Павловская А. В., ISBN 978-5-88179-743- Введение Главным приоритетным направлением экономического и социального развития страны, повышения национальной конкурентоспособности, значи тельного улучшения качественного уровня жизни населения, обозначенным во всех стратегических документах Российской Федерации и Республики Коми, является переход к инновационному социально ориентированному типу эконо мического развития.

Термин «инновационная экономика» всё чаще звучит в зарубежных и отечественных научных исследованиях и используется для определения типа экономики, где знания и их коммерциализация играют решающую роль в ус тойчивом росте валового внутреннего продукта, а производство знаний стано вится основным ресурсом сохранения устойчивого роста. Конкурентные преимущества экономики, основанной на инновациях, возможности её модер низации определяются накопленным в стране и реализованным интеллектуаль ным потенциалом.

В настоящий момент в российской экономике наблюдается диспропорция между наличием инновационных возможностей и их реальным воплощением на практике. Немногие предприятия России имеют сильный инновационный по тенциал, но ещё меньше могут эффективно его использовать. Проблема связана с отсутствием комплексных исследований, методологических разработок и концептуальных подходов к оценке инновационного потенциала и эффективно сти его использования.

Инновация в соответствии с Международными стандартами в статистике науки, техники и инноваций – конечный результат инновационной деятельно сти, получивший воплощение в виде нового или усовершенствованного про дукта, внедренного на рынке, нового или усовершенствованного технологического процесса, используемого в практической деятельности, либо в новом подходе к социальным услугам.

Инновации присущи в равной мере три свойства: научно-техническая но визна, производственная применимость, коммерческая реализуемость.

В условиях рыночной экономики активизируется поиск предприятиями путей повышения эффективности производства с целью получения максималь ной прибыли. Поэтому принимаемые руководством предприятий новые техни ческие решения должны быть экономически обоснованы с точки зрения эффективности вкладываемого капитала и получения прибыли.

Последние методические рекомендации по комплексной оценке эффек тивности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического про гресса в нефтяной промышленности, разработаны в 1989 г. В этих методических указаниях экономический эффект рассчитывается по всему жиз ненному циклу создания и использования мероприятия научно-технического прогресса как превышение стоимостной оценки результатов над стоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов. Однако эти методические рекомендации не дают ответа на вопрос, за счёт каких средств осуществлять реализацию ме роприятия, какие из источников финансирования будут наиболее выгодны для предприятия на современном этапе.

При нехватке собственных средств для финансирования того или иного проекта предприятие может привлекать заёмные средства, наиболее распро странёнными видами которых являются кредиты банков, вторичная эмиссия ценных бумаг и иностранные инвестиции. При различных формах привлечения денежных средств перед предприятием стоит проблема выбора источника ин вестирования с целью рационального сочетания денежных потоков и получения максимального дохода от внедрения того или иного мероприятия.

В связи с этим в последние годы сложились новые методические подходы по оценке эффективности инвестиций, которые нашли отражение в «Методиче ских рекомендациях по оценке эффективности инвестиционных проектов», ут верждённых Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом по строительству, архитектуре и жилищной поли тике и изданных в 2000 г. Основными экономическими критериями оценки эф фективности инвестиций в этих методических рекомендациях являются годовой чистый доход, чистый дисконтированный доход, индекс доходности, внутренняя норма доходности и срок окупаемости, принятые в мировой эконо мической практике оценки эффективности инвестиций.

В связи с этим необходима разработка методик оценки эффективности внедрения новой техники и новых технологий в строительстве нефтяных сква жин, в добыче и транспорте нефти и газа на основе адаптации новых методиче ских подходов по оценке эффективности инвестиций к условиям буровых работ, добычи и транспорта нефти и газа.

В монографии разработана методология оценки эффективности инвести ций в строительство нефтяных и газовых скважин, добычу и транспорт нефти и газа и приведены примеры расчётов оценки экономической и коммерческой эффективности инновационных технологий в бурении нефтяных и газовых скважин, добыче и транспорте нефти и газа.

1 СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИННОВАЦИОННОГО РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА 1.1 Тенденции и закономерности развития нефтегазового комплекса в Российской Федерации Роль топливно-энергетического комплекса, отдельных его отраслей и их продукции в экономике страны и жизнедеятельности общества всегда была очень высока. Предприятия ТЭК обеспечивают свыше 30% объёма производст ва промышленной продукции России, более половины всех налоговых плате жей в бюджетную систему, свыше 70% поступлений страны от экспорта.

Капитальные вложения в отрасли ТЭК за счёт всех источников финансирования составляют более трети общего объёма инвестиций. Несмотря на то, что отрас ли ТЭК в основном относятся к первичному сектору экономики, объём продук ции в расчёте на одного работника в ТЭК более чем в 2 раза превышает средний показатель по промышленности. Россия – крупнейший в мире произ водитель и экспортёр нефти и газа как по физическим объёмам и энергетиче ской ценности, так и по денежным доходам от продаж нефти, газа и угля на международных рынках.

Крупнейшая составляющая ТЭК – нефтегазовый комплекс (НГК).

Нефтегазовый комплекс является основой экономики Российской Федерации.

Доля НГК в налоговых поступлениях в государственный бюджет от ТЭК составляет свыше 90%, в инвестициях в основной капитал – 75% [49]. Нефть и газ составляют более 70% в структуре первичного топливно-энергетического баланса страны.

В этих условиях эффективная работа НГК, с одной стороны, определяет возможности страны по реализации экономических и геополитических интересов в мире, а с другой – экономическую и энергетическую безопасность собственно российской экономики.

В энергопроизводящих, прежде всего энергоизбыточных (экспортирующих энергоресурсы), странах, к которым относится Россия, главное условие обеспечения энергетической безопасности – надёжное и устойчивое функциони рование отраслей ТЭК. Важнейший фактор долгосрочного развития ТЭК – расширенное воспроизводство минерально-сырьевой базы с учётом ожидаемых объемов внутреннего потребления и выполнения экспортных обязательств.

Минерально-сырьевой потенциал нашей страны огромен. В России сосредоточено около 13% мировых разведанных запасов нефти и более 36% мировых разведанных запасов газа [45].

Основными направлениями геологоразведочных работ на ближайшие 5 лет останутся перспективные территории Западной Сибири, Прикаспия, Ти мано-Печорского региона, Восточной Сибири, Дальнего Востока и шельф Рос сийской Федерации.

Важно отметить, что ресурсы углеводородов убывают, а на подготовку к эксплуатации нового месторождения уходит не менее пяти-семи лет. С 1990 по 2011 гг. в разработку вводились залежи по соседству с действующими, а не вновь открытые. Поэтому можно предположить дальнейшее замедление темпов роста добычи нефти [72].

Вновь открываемые месторождения становятся более капиталоёмкими в эксплуатации, так как сосредоточены в труднодоступных регионах и регионах Крайнего Севера, а также на шельфах северных морей.

Доля внутрироссийского потребления первичных энергоресурсов состав ляет примерно 65%. Потребление нефти в российской экономике составляет более 1/2 добываемого объёма нефти (в 2011 г. – 56,3%) и 3/4 добываемого природного газа, остальная часть первичных энергоресурсов и нефтепродуктов (около 35%) экспортируется.

В таблице 1.1 показано изменение показателей добычи нефти и газа в Со ветском Союзе в период с 1940 по 1990 годы.

Таблица 1.1 – Добыча нефти, включая газовый конденсат, и газа в Советском Союзе в 1940-1990 гг.

Наименование 1940 1950 1960 1970 1975 1980 Нефть, млн т в год 31 38 148 353 491 603 Газ, млрд м3 в год 3 21 45 198 312 435 Данные таблицы 1.1 показывают, что нефтегазовый комплекс интенсивно развивался в советское время до 1980 г., после чего началось падение показате лей в период перехода к новым экономическим условиям. Показатели добычи газа увеличивались высокими темпами и достигли к 1990 г. 810 млрд куб. м.

На рисунке 1.1 представлена динамика объёмов добычи нефти в России за период с 2000 по 2011 гг., а на рисунке 1.2 – динамика темпов прироста объ ёмов добычи нефти за 2001-2011 гг. [65].

Объёмы добычи нефти в современных условиях соответствуют значени ям середины 1970-х годов.

Рисунок 1.1 – Динамика объёмов добычи нефти в России за 2000-2011 гг., млн т Рисунок 1.2 – Динамика темпов прироста объёмов добычи нефти в России за 2001-2011 гг., % Последние одиннадцать лет в целом характеризуются положительной ди намикой объёмов добычи нефти. Как видно из рисунков 1.1 и 1.2 в 2011 г. от носительно уровня 2000 г. объём добычи нефти возрос на 58,22% или на 188,2 млн т. Как показывает график цепных темпов прироста, начиная с 2004 г.

наблюдается менее интенсивное наращивание объёмов добываемого сырья в процентном соотношении. Самый большой по значению прирост наблюдался в 2003 г. и составлял 10,99%. В 2008 г. добыча нефти в России сократилась на Данные за период с 2000 по 2009 гг. представлены с использованием статьи Коржубаева А. Г., Эдера Л. В.

«Долгосрочные тенденции и итоги 2009 года в нефтяной промышленности России»

(http://lib.ieie.nsc.ru/docs/2010-05_PEUNG.pdf) Данные за 2010 г. представлены с использованием статьи Коржубаева А. Г., Эдера Л. В. «Нефтедобывающая промышленность России» (http://lib.ieie.nsc.ru/docs/2011-04_BN_Russia_Oil_production.pdf) Данные за 2011 г. представлены с использованием данных сайта http://minenergo.gov.ru/activity/oilgas/ 0,57% и составила 488,49 млн т. Фундаментальными причинами замедления роста и падения добычи нефти являются истощение сырьевой базы на значи тельной части эксплуатируемых месторождений в традиционных районах неф тедобычи – Западно-Сибирской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинциях;

смещение сроков реализации проектов в Тимано-Печорской неф тегазоносной провинции, Восточной Сибири и на Северном Каспии. В 2009 г. в связи с началом реализации новых нефтегазодобывающих проектов, прежде всего в Восточной Сибири, Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, на Сахалине, добыча нефти несколько возросла – до 494 млн т, т. е. на 1,18% отно сительно уровня 2008 г. В 2010 г. добыча нефти в России увеличилась на 2,21% и составила 505 млн т, что несколько выше прогнозов экспертов – 498 млн т, а в 2011 г. – на 1,24% и составила 511,4 млн т. Благодаря росту международных цен (2008 г. – в первой половине), завершению формирования к концу 1990-х гг. новых организационно-экономических условий работы отрасли, массовому внедрению технологий интенсификации добычи при увеличении инвестиций в России происходило быстрое наращивание добычи нефти [30].

Россия располагает значительными ресурсами углеводородов. Прогноз ные ресурсы нефти составляет 6,3% от мировых запасов нефти. Из них четверть располагается на континентальном шельфе. На долю двух федеральных окру гов – Уральского и Сибирского – приходится примерно 60% всех ресурсов неф ти. Из остальных регионов выделяется Дальний Восток – около 6% прогнозных ресурсов нефти.

Официальная оценка международного сообщества – 9,5 млрд т. Россий ские оценки колеблются от 12 до 25 млрд т, причём основные запасы сосредо точены в Западной Сибири. Ориентировочно на континентальном шельфе находится по меньшей мере 15 млрд т. По данным международного аудита, официально доказанные запасы 5 крупнейших российских нефтяных компаний составляют 6,4 млрд т. Среди них крупнейшей по запасам является «Роснефть» – свыше 2,2 млрд т, затем «ЛУКОЙЛ» – свыше 2 млрд т. «ТНК» и «Сургутнефтегаз»

владеют приблизительно 1 млрд т, «Сибнефть» – 0,6 млрд т. Таким образом, по российским данным нефтяные запасы значительно превосходят западные оцен ки. Если же принять во внимание запасы на континентальном шельфе, то РФ выходит на 1 место по количеству углеводородного сырья (40 млрд т против 36 у Саудовской Аравии). Без учёта морских ресурсов РФ занимает 2 место в мире [46].

Доказанные запасы на 2007 год составляли 60 миллиардов бареллей. При добыче в 9,5 миллионов баррелей в день этих запасов хватит на 17 лет. Несмот ря на существование таких прогнозов, Правительство России планирует увели чение добычи нефти к 2030 году до 530 млн т в год. Так, крупнейшие месторо ждения нефти в России представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 – Разрабатываемые крупнейшие месторождения нефти в России Месторождение Предполагаемые запасы, млн т Самотлорское (Ханты-Мансийский АО) 3 Ромашкинское (Волго-Уральская провинция) 2 Приобское (Ханты-Мансийский АО) 2 Лянторское (Тюменская обл.) 2 Фёдоровское (Тюменская обл.) 1 Проект Сахалин-5 до 1 Мамонтовское (Тюменская обл.) 1 Красноленинская группа (Ханты-Мансийский АО) 1 Курмангазы (с Казахстаном) (шельф Каспийского моря) 1 Проект Сахалин-3 Южно-Хыльчуюское (Ненецкий АО) Туймазинское (Волго-Уральская провинция) Русское газонефтяное (Ямало-Ненецкий АО) Арланское нефтяное (Волго-Уральская провинция) Северо-Долгинское (шельф Баренцева моря) Проект Сахалин-1 Ванкорское (Красноярский край) Из таблицы 1.2 видно, что более половины российской добычи нефти со средоточены в районах Урала и Западной Сибири. Большинство месторожде ний этого региона отличаются высокой степенью выработки, поэтому большое значение для России имеет разработка новых, перспективных месторождений.

К 2020 году планируется сформировать новые центры нефтяной промышленно сти в Восточной Сибири и Республике Саха, на шельфе о. Сахалин, в Баренце вом море и российском секторе Каспийского моря. Увеличится добыча нефти в Тимано-Печорской провинции.

К новым месторождениям активной разработки в России относятся ме сторождение им. Юрия Корчагина в российской зоне Северного Каспия и ряд других (недропользователь «ЛУКОЙЛ»);

месторождения Ямала: Сузунское, Русское, Тагульское и Русско-Реченское (ТНК-ВР);

Ванкорское нефтегазовое месторождение («Роснефть», Восточная Сибирь) – крупнейшее из открытых и введённых в эксплуатацию в России за последние 25 лет;

месторождения Респуб лики Саха («Сургутнефтегаз»): Алдинское, Талаканское, Северо-Талаканское.

Доказанные запасы природного газа в мире составляют около 173 трил лионов кубических метров, если к ним прибавить ещё и неоткрытые запасы, которые по предварительным расчётам составляют около 120 триллионов ку бических метров, в сумме получается около 300 триллионов кубических мет ров. Такого количества газа землянам хватит примерно на 65 лет.

В России разведано 50 триллионов кубометров запасов газа, которых с учётом ещё не разведанных запасов, может, хватит стране ещё на 100 лет. А ес ли учесть, что примерно 25% всего газа сжигается впустую, то при рациональ ном использовании голубого топлива можно «прожить» ещё дольше. Конечно, эти показатели весьма оптимистичны. Ежегодно использование природного га за в качестве топлива в мире растёт на 2,4%, а к 2030 году объёмы его потреб ления удвоятся, и около 26% всего «сжигаемого» углеводородного сырья будет приходиться именно на газ. Крупнейшими потребителями газа являются про мышленность (45%) и электроэнергетика (33%).

Основными факторами, повлиявшими на увеличение объёмов добычи сырья в 2011 г., являются дальнейшее перспективное освоение и соответст вующий рост добычи нефти на месторождениях Восточной Сибири (+8,5 млн т) и рост объёмов эксплуатационного бурения на 1,5 млн м проходки. 2011 г. был отмечен рядом значимых событий в части реализации инфраструктурных про ектов: окончено строительство нефтепровода БТС-2 (мощность 30 млн т);

в сентябре установлена одна из крупнейших в мире платформ по добыче углево дородного сырья на нефтяном Приразломном месторождении, расположенном в Печорском море;

в октябре состоялся запуск нефтепровода «Пурпе Самотлор». В части перспективного освоения континентального шельфа в ОАО «Роснефть» в августе подписано соглашение с «ЭксонМобил» по совместному перспективному освоению участков недр континентального шельфа. Оконча тельно сформирована система программных документов российского топлив но-энергетического комплекса, включающего в себя Генеральную схему развития нефтяной отрасли до 2020 г. (утверждена приказом Минэнерго России от 06.06.2011), Программу комплексного освоения углеводородного сырья ме сторождений ЯНАО и севера Красноярского края (утверждена приказом Мин энерго России от 10.09.2011). В 2011 г. разработаны и внесены изменения в статью 342 НК РФ в части установления нулевой ставки НДПИ на нефть, добы той на участках недр, расположенных в акватории Чёрного и Охотского морей;

установления нулевой ставки НДПИ на нефть, добытой на территории ЯНАО (севернее 65 градуса северной широты);

введение понижающего коэффициента к НДПИ на нефть, добытую на месторождениях с извлекаемыми запасами до 5 млн т и выработанностью не менее 5%. Особенно стоит отметить, что с ок тября для нефтяной отрасли внедрён новый режим таможенно-тарифного регу лирования – система «60-66», который позволит обеспечить стратегические интересы как государства (модернизация производства за счёт увеличения глу бины переработки нефти, поддержание добычи за счёт повышения рентабель ности бурения новых скважин, стабильность бюджетных поступлений), так и бизнеса в лице нефтегазовых компаний, то есть создание дополнительной стоимости в секторе нефтедобычи [97].

На рисунке 1.3 представлено соотношение объёмов добычи нефти и при роста запасов нефти в России за 2000-2011 гг., млн т.

Рисунок 1.3 – Соотношение добычи и прироста запасов нефти в России за 2000-2011 гг., млн т За период с 2000 по 2005 гг. наблюдаются колебания, а с 2006 г. – ста бильный рост объемов запасов нефти вплоть до 2011 г.

На рисунке 1.4 представлена динамика «проедания» / «расширения» запа сов нефти в России за 2000-2011 гг., млн т.

Следует отметить, что такой показатель, как «проедание» / «расширение»

запасов нефти представляет собой разность между приростом запасов и объё мом её добычи. На графике «проедание» отмечено отрицательными значения ми, «расширение» – положительными.

Данные по приросту запасов нефти за 2000-2009 гг. представлены с использованием статьи Коржубаева А. Г., Эдера Л. В. «Долгосрочные тенденции и итоги 2009 года в нефтяной промышленности России»

(http://lib.ieie.nsc.ru/docs/2010-05_PEUNG.pdf) Данные по приросту запасов нефти за 2010 г. представлены с использованием материалов сайта http://www.newsland.ru/news/detail/id/606763/ Данные по приросту запасов нефти за 2011 г. представлены с использованием материалов сайта http://quote.rbc.ru/topnews/2011/11/25/33488605.html Рисунок 1.4 – Динамика «проедания» / «расширения» запасов нефти в России за 2000-2011 гг., млн т Причиной прироста запасов нефти за данный период времени является доразведка уже существующих, а не открытие новых месторождений, что по влияло на повышение результативности поисково-разведочного бурения.

На основе этого можно заключить, что в период с 2000 по 2007 гг. на блюдается так называемое «проедание» запасов вследствие превышения объ ёмов добычи над приростом запасов. Начиная с 2008 г. наблюдается «расширение» объёмов разведанных запасов нефти от 500 млн т до 600 млн т в 2011 г. Наибольший объём «расширения» запасов нефти наблюдался в 2010 г.

и составил 245 млн т, наибольшее «проедание» наблюдалось в 2004 г. и соста вило 241 млн т. [65].

Текущую добычу нефти обеспечивают, прежде всего, регионы Западной Сибири, открытые в 1960 гг. (добыча в 2010 г. – 318,3 млн т, или 63%), где бо лее 80% добычи приходится на Ханты-Мансийский автономный округ;

евро пейской части (152,4 млн т, или 30,2%), крупнейшими в которой являются регионы Поволжья (64,1 млн т, из них на Татарстан приходится 32,4 млн т), Урала (47,5 млн т) и месторождения Тимано-Печоры (31,5 млн т);

а также Вос точной Сибири и Дальнего Востока, с добычей нефти, составившей 19,7 и 14,9 млн т соответственно [46].

Но, несмотря на рост добычи, существует ряд противодействующих фак торов. В традиционных районах добычи происходит увеличение глубины про дуктивных пластов, снижение объёма запасов, усложнение геологического строения месторождений, уменьшение пластовых давлений, ухудшение коллек торов и т. п. В таких регионах, как Башкортостан и Татарстан, месторождения которых находятся в поздней стадии разработки (степень выработанности – бо лее 70%), данные обстоятельства способствуют внедрению прогрессивных ме тодов и технологий нефтеотдачи. Однако в ближайшие годы будет трудно сохранить добычу на достигнутом уровне без открытия новых крупных место рождений с применением передового опыта их разработки и эксплуатации, по скольку текущие разведанные запасы нефти в целом по России выработаны бо лее чем на 50%.

Согласно данным по состоянию на 01.01.2010, потенциальные ресурсы нефти России оцениваются в 56,46 млрд т, что составляет примерно 35% миро вых;

12,2 млрд т из них наиболее достоверные перспективные (категория С3), половина которых приходится на Западно-Сибирский нефтегазоносный бас сейн (НГБ). Потенциальные ресурсы газа оцениваются в 162,8 трлн м3 (из них перспективные – 31,3 трлн м3), а учтённые государственным балансом РФ запа сы составляют почти 68 трлн м3 (разведанные категории A+B+C1 составляют 48,2 трлн м3), 47% которых также располагается на территории Западно Сибирского НГБ [73]. Таким образом, согласно прогнозным данным (категория D1+D2), долгосрочное освоение затронет в первую очередь месторождения За падной Сибири, а также Восточной Сибири, Восточной Арктики, Тимано Печорского НГБ, Волго-Уральского бассейна, Охотского моря, Баренцево Карского НГБ. Для разработки этих месторождений привлекается западный ка питал, а на законодательном уровне закрепляются льготные периоды налогооб ложения разработки перспективных месторождений Восточной Сибири и шельфа Каспия.

Наиболее мощными вертикально-интегрированными нефтяными компа ниями (ВИНК) в России являются ОАО «Роснефть», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «ТНК-ВР» и ОАО «Газпром-нефть». В таблицах 1.3 и 1.4 представлена динамика и структура объёмов добычи нефти по нефтяным компаниям за 1999-2011 гг. [31].

Наибольший удельный вес в общем объёме добычи нефти в России за нимает ОАО «Роснефть», который в среднем за последние 5 лет составляет 21,7%, затем ОАО «ЛУКОЙЛ» – 18,1% и ОАО «ТНК-ВР» – 14,2%. Наи меньший удельный вес по объёму добычи нефти занимает ОАО «Газпром», ОАО «РуссНефть» и ОАО «Башнефть» – до 3% от годового объёма добычи нефти по России.

Основные показатели эффективности производственно-хозяйственной дея тельности ОАО «НК «Роснефть» за 2007-2011 гг. представлены в таблице 1.5 [99].

Таблица 1.3 – Динамика объёмов добычи нефти по нефтяным компаниям России за 1999-2011 годы Компания 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 ОАО «НК «Роснефть» 12554 13473 14958 16112 19569 21601 74417 81710 110382 113846 116286 112 395 114 ОАО «ЛУКОЙЛ» 53354 61278 74070 75253 78870 84068 87813 90417 91431 90245 92179 90 102 85 ОАО «ТНК-BP» 39615 39243 50659 53697 61579 70259 75347 72420 69437 68794 70236 71 654 72 ОАО «Сургутнефтегаз» 35573 40621 44028 49175 54025 59619 63858 65551 64494 61682 59634 59 548 60 ОАО «Газпром нефть» 16322 17199 20282 25436 31394 33984 33040 32716 32665 30775 29880 29 829 30 ОАО «Татнефть» 24065 24337 24606 24605 24669 25099 25332 25405 25740 26060 26107 26 112 26 ОАО «Башнефть» 12261 11941 11864 12015 12046 12073 11934 11727 11605 11738 12234 14 145 15 ОАО «Газпром» 9915 10010 10550 10976 11022 11963 12788 13401 13154 12723 12042 13 547 14 ОАО «Славнефть» 11930 12267 13573 14638 18097 22009 24162 23300 20910 19571 18894 18 363 18 ОАО «РуссНефть» 1984 6597 12181 14755 14169 14246 12688 12 986 13 Прочие компании 87468 91955 83630 97901 108092 111533 49114 49126 37319 38806 44028 38 196 41 РОССИЯ в целом 305057 323224 348220 379628 421347 458805 469986 480528 491306 488486 494228 505 130 511 Таблица 1.4 – Структура объёмов добычи нефти по нефтяным компаниям России за 1999-2011 годы Компания 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 ОАО «НК «Роснефть» 4,12 4,17 4,3 4,24 4,64 4,71 15,83 17,0 22,47 23,05 23,53 22,25 22, ОАО «ЛУКОЙЛ» 17,49 18,96 21,27 19,82 18,72 18,32 18,68 18,82 18,61 18,26 18,65 17,84 16, ОАО «ТНК-BP» 12,99 12,14 14,55 14,14 14,61 15,31 16,03 15,07 14,13 13,92 14,21 14,18 14, ОАО «Сургутнефтегаз» 11,66 12,57 12,64 12,95 12,82 12,99 13,59 13,64 13,13 12,48 12,07 11,79 11, ОАО «Газпром нефть» 5,35 5,32 5,82 6,7 7,45 7,41 7,03 6,81 6,63 7,34 6,05 5,91 5, ОАО «Татнефть» 7,89 7,53 7,07 6,48 5,85 5,47 5,39 5,29 5,24 5,27 5,28 5,17 5, ОАО «Башнефть» 4,02 3,69 3,41 3,16 2,86 2,63 2,54 2,44 2,36 2,38 2,47 2,80 2, ОАО «Газпром» 3,25 3,1 3,03 2,89 2,62 2,61 2,72 2,79 2,68 2,57 2,43 2,68 2, ОАО «Славнефть» 3,9 3,8 3,9 3,86 4,3 4,8 5,14 4,85 4,26 3,96 3,82 3,63 3, ОАО «РуссНефть» - - - - 0,47 1,44 2,59 3,07 2,88 2,89 2,57 2,58 2, Прочие компании 28,67 28,45 24,02 25,79 25,65 24,31 10,45 10,22 7,61 7,88 8,92 11,17 11, РОССИЯ в целом 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100, Таблица 1.5 – Основные показатели эффективности производственно хозяйственной деятельности ОАО «НК «Роснефть» за 2007-2011 гг.

Темп роста Показатели 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г.

2011 г к 2010 г Выручка от продажи това ров, продукции, работ, 1 066 718 1 271 630 1 232 533 1 573 112 2 142 700 136, услуг, млн руб.

Прибыль от продаж, 357 578 341 004 370 569 468 614 524 100 111, млн руб.

Прибыль до налогообложе 381 220 223 512 340 963 448 402 492 200 109, ния, млн руб.

Чистая прибыль, млн руб. 245 154 142 715 252 882 343 184 384 000 111, Рентабельность продукции, % 50,4 36,6 43,0 44,8 32,4 72, Рентабельность продаж, % 33,5 26,8 30,1 30,9 24,5 79, Рентабельность производст 34,6 15,3 29,3 31,6 23,7 75, венной деятельности, % Производительность труда, 1 042,3 666,3 696,5 669,6 680 101, т/чел.

Производительность труда, 10,1 7,4 7,4 9,4 12,7 135, млн руб./чел.

Среднесписочная числен 105 903 170 872 166 951 167 854 168 373 100, ность персонала, чел.

Фондоотдача ОПФ, руб./руб. 2,4 2,2 1,8 1,9 2,2 115, В динамике за последние пять лет рентабельность продаж уменьшилась с 33,5% в 2007 г. до 24,5% в 2011 г., т. е. на 26,9%;

рентабельность продукции – с 54,4% до 32,4%, т. е. на 35,7%;

рентабельность производственной деятельности – с 34,6% до 23,7%, т. е. на 31,5%. Производительность труда за рассматриваемый период уменьшилась на 34,8%. Динамика показателей рентабельности свиде тельствует о снижении эффективности добычи нефти и эффективности исполь зования трудовых ресурсов в ОАО «НК «Роснефть» за 2007-2011 гг.

ОАО «ЛУКОЙЛ» – одна из крупнейших международных вертикально ин тегрированных нефтегазовых компаний, обеспечивающая 2,2% мировой добы чи нефти. «ЛУКОЙЛ» реализует проекты по разведке и добыче нефти и газа в 12 странах мира.

Сегодня «ЛУКОЙЛ» выпускает широкий ассортимент высококачествен ных нефтепродуктов, продукции газопереработки и нефтехимии и реализует свою продукцию оптом и в розницу более чем в 30 странах мира. Новые техно логии и инновации являются одними из основных конкурентных преимуществ ОАО «ЛУКОЙЛ». Специалисты Компании занимаются разработкой новейших и модернизацией существующих технологий.

Основные показатели эффективности производственно-хозяйственной деятельности ОАО «ЛУКОЙЛ» представлены в таблице 1.6 [100].

Таблица 1.6 – Основные показатели эффективности производственно хозяйственной деятельности ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2007-2011 годы Темп роста Показатели 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г.

2011 г. к 2010 г.

Выручка от продажи това ров, продукции, работ, ус- 609 822 623 980 536 708 35 041 35 107 100, луг, млн руб.

Прибыль от продаж, 66 948 52 138 44 908 7 058 6 002 85, млн руб.

Прибыль до налогообло 86 456 88 315 53 962 142 413 251 131 176, жения, млн руб.

Чистая прибыль, млн руб. 65 127 67 192 45 148 140 138 242 637 173, Рентабельность продукции, % 12,3 9,12 9,13 25,2 20,6 81, Рентабельность продаж, % 11,0 8,36 8,37 20,14 17,1 84, Рентабельность производ.

12,0 11,8 9,2 500,4 833,7 166, деятельности, % Производительность труда, 603,9 592,0 642,8 693,1 709,2 102, т/чел.

Производительность труда, 4,0 4,1 3,7 0,3 0,3 млн руб./чел.

Среднесписочная числен 151 400 152 500 143 400 130 000 120 300 92, ность персонала, чел.

Фондоотдача ОПФ, 95,1 107,4 104,5 6,5 6,0 92, руб./руб.

В ОАО «ЛУКОЙЛ» значения показателей рентабельности в динамике за 2007-2011 гг. ниже, по сравнению с аналогичными показателями эффективно сти добычи нефти в ОАО «НК «Роснефть» за этот период, но показатели рента бельности имеют устойчивую тенденцию к увеличению: рентабельность продаж увеличилась с 11,0% в 2007 г. до 17,1% в 2011 г., т. е. в 1,6 раза;

рента бельность продукции – с 12,34% до 206%, т. е. в 1,7 раза. Производительность труда за рассматриваемый период увеличилась с 603,9 т/чел. до 709,2 т/чел., т. е. на 17,4%. Положительная динамика показателей рентабельности свиде тельствует о повышении эффективности добычи нефти и эффективности ис пользования трудовых ресурсов в ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2007-2011 гг.

Производительность труда в ОАО «НК «Роснефть» и в ОАО «ЛУКОЙЛ»

в 2011 г. примерно одинакова и составляет около 700 т/чел.

На территории Российской Федерации все нефтегазоносные провинции выявлены, но степень изученности недр, разведанности и выработанности запа сов по провинциям значительно различается. Наибольшим ресурсным потенциа лом обладают Западно-Сибирская, Восточно-Сибирская НГП и шельфы морей.

Из текущих запасов нефти 19% находятся в подгазовых зонах нефтегазовых залежей, 14% относятся к тяжёлым и высоковязким нефтям. Доля активных запасов нефти в балансе большинства нефтяных компаний составляет около 45% и продолжает снижаться. Более 50% разведанных и перспективных недоказанных запасов находятся в неосвоенных территориях севера страны, Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, значительная доля ресурсов – в арктических широтах, освоение которых потребует больших капитальных вложений в развитие соответствующей транспортной инфраструктуры.

По объёму экспорта газа (40% мирового объёма) и нефти Россия зани мает первое место в мире. В середине 2006 г. Россия стала лидировать в мире по объёмам нефтедобычи, обойдя бессменного лидера предыдущих двадцати лет – Саудовскую Аравию. Добыча нефти в Аравии искусственно занижается по требованию ОПЕК, а в России находится на пределе: пользуясь отличной ценовой конъюнктурой, россияне стараются экспортировать возможно боль шие объёмы нефти из страны. К осени 2007 г. Россия уже в течение года за нимала первую строчку в мировом рейтинге. Однако огромное число нерешённых проблем российской нефтяной индустрии ставят под вопрос её долгосрочное лидерство в мире.

Главным рынком сбыта российской нефти остаётся Европа (93% всего экспорта нефти из России). Постепенно растут поставки нефти в страны Азиат ско-Тихоокеанского региона. На этом рынке преобладают поставки нефти в Китай, они же обеспечивают и основной прирост. В будущем планируется ук репление позиций России на нефтяном рынке США. В настоящее время в Рос сийской Федерации осуществляется развитие системы магистральных нефтепроводов и морских терминалов для поставки нефти на внешние рынки.

В таблицах 1.7, 1.8, 1.9, 1.10 представлена динамика экспорта нефтепро дуктов [91], сырой нефти [93] и природного газа [92] за 2000-2011 годы Россий ской Федерации.

В 2009 г. доходы от экспорта нефти, нефтепродуктов и газа составили около 190709,5 млн долл., а в 2010 г. – 254009,7 млн долл., т. е. увеличились на 33,2%, в 2011 г. – 341,811 млн долл., т. е. увеличились на 34,6%. Удельный вес доходов от экспорта нефти во всём объёме российского экспорта в 2009 г. со ставил 52,7%, в 2010 г. – 53,5%, в 2011 г. – 53,2%, а в 2000 г. – 47,8%.

Таблица 1.7 – Экспорт сырой нефти из России за 2000-2011 гг.

Всего в том числе Средние экспортные цены, долл. за баррель в страны дальнего зарубежья в страны СНГ в том числе Год объём, стоимость, всего объём, стоимость, объём, стоимость, в страны дальнего млн т млн долл. США в страны СНГ млн т млн долл. США млн т млн долл. США зарубежья 2000 144,4 25271,9 127,5 22911 16,9 2360,9 23,94 24,58 19, 2001 164,5 24990,3 140,8 22020,4 23,7 2969,9 20,78 21,39 17, 2002 189,5 29113,1 156,5 25444,6 33 3668,5 21,02 22,24 15, 2003 228 39679 190,7 34693,7 37,2 4985,3 23,81 24,88 18, 2004 260,3 59044,8 220,3 51173,3 40,1 7871,4 31,02 31,78 26, 2005 252,5 83438 214,4 73825,8 38 9612,2 45,21 47,1 34, 2006 248,4 102282,9 211,2 90755,5 37,3 11527,5 56,32 58,79 42, 2007 258,6 121502,8 221,3 107418 37,3 14084,8 64,28 66,4 51, 2008 243,1 161147 204,9 142675,7 38,2 18471,2 90,68 95,27 66, 2009 247,5 100593,2 211 88650,9 36,5 11942,3 55,61 57,47 44, 2010 250,7 135799,3 224,1 124889,4 26,6 10909,9 74,11 76,24 56, 2011 244,5 181812,4 214,4 168199,5 30 13612,8 101,74 107,3 62, Таблица 1.8 – Экспорт природного газа из России за 2000-2011 гг.

Средние экспортные цены, долл. за тыс. м Всего в том числе в страны дальнего зарубежья в страны СНГ в том числе Год объём, стоимость, всего объём, стоимость, объём, стоимость, в страны дальнего млрд м3 млн долл. США в страны СНГ млрд м3 млрд м млн долл. США млн долл. США зарубежья 2000 193,9 16644,1 134 - 59,9 - 85,84 - 2001 180,9 17770 131,9 - 48,9 - 98,25 - 2002 185,5 15897,3 134,2 - 51,3 - 85,69 - 2003 189,4 19980,9 142 - 47,3 - 105,51 - 2004 200,4 21853,2 145,3 - 55,1 - 109,05 - 2005 209,2 31670,5 161,7 - 47,5 - 151,36 - 2006 202,8 43806,2 161,8 - 41 - 216 - 2007 191,9 44837,4 154,4 - 37,5 - 233,66 - 2008 195,4 69107,1 158,4 - 37 - 353,69 - 2009 168,4 41971,4 120,5 - 47,9 - 249,27 - 2010 177,8 47739,3 107,4 - 70,4 - 268,48 - 2011 189,7 64290,1 117,2 - 72,5 - 338,88 - Таблица 1.9 – Экспорт нефтепродуктов из России за 2000-2011 гг.

Всего в том числе Средние экспортные цены, долл. за тонну в страны дальнего зарубежья в страны СНГ в том числе Год объём, стоимость, всего объём, стоимость, объём, стоимость, в страны дальнего млн т млн долл. США в страны СНГ млн т млн долл. США млн т млн долл. США зарубежья 2000 62,6 10918,8 59 10150,8 3,5 768 174,53 171,92 218, 2001 63,3 9374,5 60,8 8831,7 2,5 542,8 147,99 145,17 216, 2002 75,5 11253,2 72,9 10826,7 2,6 426,5 149,13 148,61 163, 2003 77,7 14060 74,2 13420,1 3,5 639,9 181,01 180,83 184, 2004 82,4 19269,1 78,3 18288,2 4,1 980,9 233,84 233,68 236, 2005 97,1 33806,5 93,2 32376,1 3,9 1430,4 348,27 347,52 366, 2006 103,5 44671,7 97,7 41998,9 5,8 2672,8 431,63 430,06 457, 2007 112,3 52227,6 105,5 49054,1 6,8 3173,5 465,15 464,87 469, 2008 118,1 79885,6 107,8 72697,2 10,3 7188,4 676,54 674,62 696, 2009 124,5 48144,9 115,5 44781,6 9 3363,3 386,76 387,68 374, 2010 133,2 70471,1 126,8 66837,9 6,4 3633,2 529,16 527,3 565, 2011 132,1 95709,9 120,1 87555 12 8154,9 724,69 729,04 681, Таблица 1.10 – Структура распределения добытой нефти в России за 2000-2011 гг.

из них: Производство основных нефтепродуктов, млн. т Экспорт сырой нефти, Первичная переработка Год Добыча первичная автомобильный дизельное % от добычи сырой нефти, % от добычи Экспорт мазут переработка бензин топливо 2000 324 144,4 174 27,2 49,3 48,4 44,6 53, 2001 349 164,5 178 27,6 50,1 50,3 47,1 51, 2002 380 189,5 185 29,0 52,7 54,2 49,9 48, 2003 421 228 190 29,3 53,8 57,2 54,2 45, 2004 459 260,3 195 30,4 55,3 58,4 56,7 42, 2005 470 252,5 207 31,9 59,9 56,7 53,7 44, 2006 480 248,4 220 34,4 64,2 59,4 51,8 45, 2007 491 258,6 229 35,1 66,4 62,4 52,7 46, 2008 488 243,1 236 35,7 69,0 63,9 49,8 48, 2009 494 247,5 236 35,8 67,3 64,4 50,1 47, 2010 505 250,7 250 36,0 69,9 69,5 49,6 49, 2011 511 241,8 258 36,8 70,2 72,9 47,3 50, Доходы от экспорта нефти составляют более половины всех доходов от экспорта нефти, природного газа и нефтепродуктов и имеют тенденцию к увеличению.

В 2000-2011 гг. быстрыми темпами расширялся экспорт нефтепродуктов:

сейчас экспортируется более 70% мазута, производство которого выросло в 1,5 раза по сравнению с 2000 г. [47];

более 50% дизельного топлива (рост про изводства составил 142%) и менее 10% автомобильного бензина (объём произ водства вырос в 1,3 раза). Загрузка установок по первичной переработке при этом выросла с 2000 г. по 2010 г. на 6,8% и составила 92,3% при мощности пе реработки в 271 млн т.

От поставок энергоносителей из нашей страны зависит функционирова ние экономики многих стран, прежде всего Европы, где более 30% всего им порта нефти и около половины импорта газа приходится на Россию. В свою очередь процессы в мировой экономике влияют на ситуацию в НГК страны, по скольку уже около 50% продукции нефтяной промышленности и свыше 30% газа экспортируются.

В настоящее время добычу нефти в России осуществляют 325 организа ций, в т. ч. 145 предприятий, входящих в структуры вертикально интегриро ванных нефтегазовых компаний (ВИНК), 177 независимых структур и структуры, действующие на условиях соглашений о разделе продукции. Свыше 90% добычи нефти приходится на 8 ВИНК: «Роснефть», «ЛУКОЙЛ», ТНК-ВР, «Сургутнефтегаз», «Газпром», «Татнефть», «Башнефть», «РуссНефть».

По прогнозам западных и российских экспертов, мировой спрос на нефть и газ будет расти, причём на газ – более быстрыми темпами, а в ближайшие де сятилетия он может заменить нефть в качестве основного топлива, как в своё время нефть заменила уголь. Поэтому на фоне стабильно растущих цен экспорт углеводородов ещё долго будет оставаться основной статьёй доходов россий ского бюджета.

Активная политика в области инноваций, успешное развитие научно технической деятельности являются одними из главных элементов развития российских ВИНК, так как использование нововведений позволяет им увеличи вать эффективность бизнеса по всей цепочке вертикальной интеграции.

Бурение нефтяных и газовых скважин осуществляется с целью обеспече ния прироста запасов нефти и газа и создания новых производственных нефте газодобывающих мощностей.

В таблицах 1.11 и 1.12 приведены динамика и структура объёмов проход ки в эксплуатационном и разведочном бурении за 2007-2011 гг. [31].

Таблица 1.11 – Объёмы проходки по нефтяным компаниям за 2007-2011 гг.

2007 2008 2009 2010 онное бурение онное бурение онное бурение онное бурение онное бурение Эксплуатаци Эксплуатаци Эксплуатаци Эксплуатаци Эксплуатаци Разведочное Разведочное Разведочное Разведочное Разведочное бурение бурение бурение бурение бурение Итого Итого Итого Итого Итого Компания ОАО «ЛУКОЙЛ» 2637,9 125,1 2763 2973,6 118,9 3092,5 2382,8 61,7 2444,5 2284,3 100,9 2385,2 2489,4 119,2 2608, ОАО «НК «Роснефть» 2513,9 79,7 2593,6 2488,5 55,4 2543,9 2587,3 27,9 2615,2 2811,6 61,9 2873,5 3451 69,6 3520, ОАО «Сургутнефтегаз» 3191,4 168,1 3359,5 3126,9 169,2 3296,1 3657,1 182,8 3839,9 4208 221,8 4429,8 4530,3 216,3 4746, ОАО «ТНК-BP Хол динг» 1106,1 102,2 1208,3 1318,7 114,9 1433,6 1333 37,6 1370,6 1636,3 82,8 1719,1 1890 97,2 1987, ОАО «Татнефть» 487,8 53,9 541,7 448,5 62,1 510,6 394,1 47,2 441,3 464 26,9 490,9 487,9 21,1 ОАО «Газпром нефть» 1693,7 53,4 1747,1 2036,3 67,8 2104,1 2158,5 17 2175,5 2557,7 59,1 2616,8 2221,4 51,3 2272, ОАО «АНК «Башнефть» 298,2 35,1 333,3 426,4 34 460,4 245,7 10,5 256,2 233,9 6,8 240,7 121,4 26,7 148, ОАО «НГК «Славнефть» 866,7 49,2 915,9 743 56,9 799,9 756,8 11,5 768,3 941,3 32 973,3 780,5 15,9 796, ОАО НК «РуссНефть» 202,6 32,2 234,8 369,5 24 393,5 178,2 5,6 183,8 334,4 0 334,4 559,4 14,9 574, Нефтяные компании проходка всего 12998,3 698,9 13697,2 13931,4 703,2 14634,6 13693,5 401,8 14095,3 15471,5 592,2 16063,7 16531,3 632,2 17163, ОАО «Газпром» 0 0 0 0 12,9 0 12, ОАО «НОВАТЭК» 0,5 1,5 2 34,2 14,8 49 42,6 0,3 42,9 52,4 2,1 54,5 60,9 4,1 Прочие компании 762,1 166,1 928,2 637,1 133,7 770,8 267,3 62,3 329,6 1050,6 118,6 1169,2 1403,5 110,1 1513, Итог 13760,9 866,5 14627,4 14602,7 851,7 15454,4 14003,4 464,4 14467,8 16574,5 712,9 17287,4 18008,6 746,4 Таблица 1.12 – Структура объёма проходки по нефтяным компаниям за 2007-2011 гг.

2007 2008 2009 2010 Эксплуатацион Разведочное бу Эксплуатацион Разведочное бу Эксплуатацион Разведочное бу Эксплуатацион Разведочное бу Эксплуатацион Разведочное бу бурение бурение бурение бурение бурение Итого Итого Итого Итого Итого Компания рение рение рение рение рение ное ное ное ное ное ОАО «Лукойл» 19,17 14,44 18,89 20,36 13,96 20,01 17,02 13,29 16,90 13,78 14,15 13,80 13,82 15,97 13, ОАО «НК «Роснефть» 18,27 9,20 17,73 17,04 6,50 16,46 18,48 6,01 18,08 16,96 8,68 16,62 19,16 9,32 18, ОАО «Сургутнефтегаз» 23,19 19,40 22,97 21,41 19,87 21,33 26,12 39,36 26,54 25,39 31,11 25,62 25,16 28,98 25, ОАО «ТНК-BP Хол динг» 8,04 11,79 8,26 9,03 13,49 9,28 9,52 8,10 9,47 9,87 11,61 9,94 10,49 13,02 10, ОАО «Татнефть» 3,54 6,22 3,70 3,07 7,29 3,30 2,81 10,16 3,05 2,80 3,77 2,84 2,71 2,83 2, ОАО «Газпромнефть» 12,31 6,16 11,94 13,94 7,96 13,61 15,41 3,66 15,04 15,43 8,29 15,14 12,34 6,87 12, ОАО «АНК «Башнефть» 2,17 4,05 2,28 2,92 3,99 2,98 1,75 2,26 1,77 1,41 0,95 1,39 0,67 3,58 0, ОАО «НГК «Славнефть» 6,30 5,68 6,26 5,09 6,68 5,18 5,40 2,48 5,31 5,68 4,49 5,63 4,33 2,13 4, ОАО НК «РуссНефть» 1,47 3,72 1,61 2,53 2,82 2,55 1,27 1,21 1,27 2,02 0 1,93 3,11 2,00 3, Нефтяные компании проходка всего 94,46 80,66 93,64 95,40 82,56 94,70 97,79 86,52 97,43 93,35 83,07 92,92 91,80 84,70 91, ОАО «Газпром» 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,07 0 0, ОАО «НОВАТЭК» 0,004 0,17 0,01 0,23 1,74 0,32 0,30 0,06 0,30 0,32 0,29 0,32 0,34 0,55 0, Прочие компании 5,54 19,17 6,35 4,36 15,70 4,99 1,91 13,42 2,28 6,34 16,64 6,76 7,79 14,75 8, Итог 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0% 100,0 100,0 100,0 100, В 2011 году общий объём проходки составил 18742,1 тыс. м. Объём эксплуа тационного бурения составил 17995,7 тыс. м. – это 96% всего объёма проходки, объём разведочного бурения составил 746,4 тыс. м – это 4%. По сравнению с 2007 годом, общий объём проходки вырос на 30,89%, объём годового эксплуатаци онного бурения в 2011 г. вырос на 20,06%. Объём годового разведочного бурения в 2011 году, по сравнению с 2007 годом, уменьшился на 13,9%.

Под влиянием кризиса многие компании вынуждены были пересмотреть свои инвестиционные программы, что вылилось в сокращение вложений в разведку и добычу в течение первой половины 2010 года. При этом основное снижение кос нулось как раз инвестирования в проведение геологоразведочных работ.

Ключевым регионом в сегменте бурения является Западная Сибирь, на которую в 2008 году, по оценке Douglas Westwood, пришлось 50-52% рынка.

Далее следует Восточная Сибирь (24-26%), Волго-Уральский регион (12-14%) и Тимано-Печора (8-10%);

на другие регионы приходится порядка 3% [71].

Основными точками роста рынка буровых работ являются Западная и Восточная Сибирь, а также Дальний Восток. Суммарная доля этих регионов к 2012 году планируется на уровне 85-90%, в то время как объём работ в Тимано Печоре и Волго-Уральском регионе останется практически без изменения [71].

Наибольший рост – 10-15% в год, по мнению Research Techart, произой дёт в сегменте разведочного бурения. Оптимистичные прогнозы связаны с за планированным увеличением крупнейшими ВИНК вложений в геологоразведку. В «Роснефти» в целях освоения участков в Восточной Сибири и на шельфе Чёрного моря собираются увеличить проходку в разведочном бу рении на 60%.

Прирост в сегменте эксплуатационного бурения будет достаточно сдер жанным. По мнению ряда экспертов, ещё в докризисный период рынок уже до стиг определённого насыщения, что подтверждалось замедлением темпов его роста в последние годы.

Лидерами в эксплуатационном и разведочном бурении за 2011 год явля ются: «Сургутнефтегаз» – 4746,0 тыс. м (25,3%), из них эксплуатация – 4530 тыс. м (25,1%), разведка – 216,3 тыс. м (29,0%);

«Роснефть» – 3520,6 тыс. м (18,61%), из них эксплуатация – 3451 тыс. м (19,2%), разведка – 69,6 тыс. м (9,3%);

«Газпром нефть» – 2272,7 тыс. м (12,1%), из них эксплуата ция – 2221,4 тыс. м (12,3%), разведка – 51,3 тыс. м (6,9%).

Темп роста объёма проходки в 2008 г. составил 105,7%, в 2009 г. – 93,6%, в 2010 г. – 119,5%, в 2011 г. – 108,4%.

Следует отметить, что объём проходки в разведочном бурении за послед ние пять лет уменьшился на 13,9%. В 2007 г. объём проходки в разведочном бурении составлял 866,5 тыс. м, в 2011 г. – 746,4 тыс. м. Объём проходки в экс плуатационном бурении в 2007 г. составил 13760,9 тыс. м, а в 2011 г. – 17995,7 тыс. м, т. е. увеличился на 30,8%.

Средний темп годового прироста объёма проходки в эксплуатации и раз ведке за последние пять лет составил 6,8%.

В России функционируют 27 крупных НПЗ и 211 малых НПЗ (МНПЗ). Кроме того, ряд газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) также используют в качестве сырья жидкие фракции. В данной отрасли имеет место высокая концентрация производ ства – 86,4% (216,2 млн т) всей переработки жидких углеводородов в 2010 г. осу ществлялось на НПЗ, входящих в состав 7 ВИНК. Свыше 10% (24,5 млн т) перерабатывалось крупными заводами, не входящими в структуру ВИНК, на долю МНПЗ приходилось порядка 3% (7,4 млн т). В географическом плане 50% НПЗ на ходится в Поволжье и на Западном Урале, 18% – в Центральном районе, 16% – в Сибири. В настоящее время по мощностям и объёму переработки нефти Россия за нимает 3 место в мире после США и Китая.

Сегмент нефтепереработки в России развит недостаточно. После распада СССР на территории России не было построено ни одного нефтеперерабатывающе го завода (НПЗ). Степень износа отечественных НПЗ составляет 65%, а загрузка со ставляет менее 80%. Только в ОАО «ЛУКОЙЛ» коэффициент загрузки мощностей приблизился к отметке в 95%, а принадлежащий Сургутнефтегазу Киришский НПЗ работает на пределе мощности с загрузкой почти 100%. Ввод в действие новых мощностей по углублению переработки нефтяного сырья и повышение качества выпускаемых нефтепродуктов позволят увеличить выпуск высококачественных, конкурентоспособных на мировом рынке моторных топлив (высокооктановых ма рок автобензина, малосернистого дизельного топлива, авиакеросина).

С одной стороны, сбыт нефти на внутреннем рынке по-прежнему будет зави сеть от выгодности экспорта продуктов первичной переработки нефти и перспектив глубокой переработки углеводородов в России. С другой стороны, неравномер ность загрузки НПЗ приводит к сдерживанию экспорта российских нефтепродук тов. В 2011 г. впервые с 2001 г. объёмы первичной переработки превысили объёмы экспорта нефти и достигли рекордной отметки в 258 млн т, что, прежде всего, было связано с увеличением внутреннего спроса на нефтепродукты.

Текущий рост спроса на внутреннем рынке и увеличение перерабатывае мых мощностей приведут к дальнейшему увеличению объёмов и глубины пе реработки. Объёмы производства вырастут за счёт ввода в эксплуатацию нефтеперерабатывающего комплекса «ТАНЕКО» в Республике Татарстан, ком плекса по глубокой переработке нефти на «Киришинефтеоргсинтезе», а также за счёт плановых увеличений объёмов переработки на других НПЗ.

В период с 2003 по 2008 гг. в нефтяном секторе не обошлось без банкротства крупных нефтяных организаций, а также и не без вступления на этот рынок новых крупных «игроков». В этот период банкротами оказались такие нефтяные компа нии, как «ЮКОС» и «Сибнефть». В 2003 году удельный вес объёма добычи нефти в ОАО «ЮКОС» составлял 14,07% всего объёма добычи по нефтяным компаниям России, а общий объём проходки составлял 1224 тыс. м. В 2006 году удельный вес этой компании составлял 4,26%, а объём общей проходки, по сравнению с 2003 го дом, упал в 2,3 раза и составил 524,8 тыс. м. В 2007 году «ЮКОС» полностью исчез из нефтяного сектора. В нефтяной компании «Сибнефть» в 2003 году удельный вес объёма добычи нефти составлял 8,49% всего объёма добычи по нефтяным компа ниям России и общий объём проходки составлял 738,4 тыс. м. В 2005 году удель ный вес этой компании по объёму добычи нефти составлял 7,64%, а уже в 2006 она полностью исчезла из нефтяного сектора.


В 2004 году появилось совместное англо-российское предприятие «ТНК ВР Холдинг», и в 2005 году его удельный вес в общем объёме добычи нефти составил 16,0%, общий объём проходки составил 816,5 тыс. м. На конец 2008 года его удельный вес в общем объёме добычи нефти составлял 13,9%, а общий объём проходки составил 1433,7 тыс. м. Также следует добавить, что в этот период с 2003 по 2008 годы на рынке нефтяного сектора появилась нефтя ная компания «Газпромнефть». На конец 2008 года её удельный вес в общем объёме добычи составил 7,3%, общий объём проходки составил 2104,1 тыс. м.

Анализ современного состояния нефтяной промышленности позволил выявить следующие тенденции и закономерности её развития:

1. Увеличение капиталоёмкости добычи 1 т нефти за счёт увеличения сметной стоимости бурения скважин и нефтегазопромыслового обустройства.

2. В связи с ростом цен на нефть на мировых рынках наблюдается высо кая доля экспорта в общем объёме добытой нефти.

3. Увеличение удельного веса добычи нефти на нефтяных предприятиях с государственной формой собственности.

Основными направлениями решения проблем нефтедобывающей отрас ли, на наш взгляд, являются следующие:

• обеспечение сохранения и расширенного воспроизводства ресурсной базы нефтяного сырья, прежде всего, за счёт увеличения инвестиций;

• внедрение перспективных технологий по строительству скважин, по разработке месторождений, по добыче и транспорту нефти;

• развитие систем магистрального трубопроводного транспорта новых ре гионов (север европейской части России, Восточной Сибири, Дальний Восток и Каспийский регион).

Республика Коми и Ненецкий АО – основа европейского Севера России.

Месторождения этого региона являются наиболее эффективными для бюджета страны за счёт близости к рынкам сбыта. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, которая находится на территории этих субъектов и акватории Пе чорского моря, обладает около 1,48 млрд т разведанных запасов и 7,5% потен циальных ресурсов нефти России. 40% разведанных запасов приходится на 8 крупных месторождении, среди которых наиболее перспективными являются месторождения им. Романа Требса и им. Анатолия Титова в Ненецком АО.

Нефти бассейна в основном хорошего качества, лёгкие, с высоким выходом лёгких фракций, мало- и среднесернистые;

два месторождения (Ярегское и Усинское) содержат тяжёлые вязкие нефти. Разведанность начальных извле каемых ресурсов бассейна не превышает 30%, прогнозные ресурсы оценивают ся почти в 3,2 млрд т.

Из таблицы 1.13 видно, что 1/5 часть добычи в европейской части России приходится на Тимано-Печорскую нефтегазоносную провинцию [46]. На рисунке 1.13 приведена динамика добычи нефти в Республике Коми и Ненецком АО.

Таблица 1.13 – Добыча нефти по регионам европейской части России 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г.

Регион млн т млн т млн т % % % Тимано-Печора 28,1 32,2 31,5 19,7 21,6 20, Урал 43,7 45,3 47,5 30,7 30,4 31, Поволжье 59,8 61,8 64,1 42,0 41,4 42, Северный Кавказ 10,7 9,9 9,3 7,5 6,6 6, В 2005-2009 гг. НАО стал наиболее быстро растущим регионом добычи нефти в России: добыча нефти увеличилась почти в 2 раза – с 10 до 19 млн т. В основном это было связано с началом разработки «Нарьянмарнефтегазом»

(ОАО «ЛУКОЙЛ») Южно-Хыльчуюского месторождения. На рисунке 1.5 вид но, что в 2011 году в Ненецком АО произошло резкое снижение добычи с 18, до 13,8 млн т, т. е. на 34,1% (в целом по Тимано-Печоре – с 31,5 до 27,2 млн т, т. е. на 15,8%), вызванного ошибками в оценке запасов на Южно-Хыльчуюском ме сторождении, где добыча снизилась почти в два раза. По прогнозам, в 2012-2013 гг.

спад на Южно-Хыльчуюском месторождении может быть остановлен.

Рисунок 1.5 – Динамика добычи нефти в НАО и Республике Коми за 2000-2011 гг.

В НАО открыто 89 месторождений углеводородного сырья, из которых в распределённом фонде находятся 66. В сфере разведки и добычи УВ в округе работают 27 компаний. Основной объём добычи обеспечивают ТПП «ЛУКОЙЛ Нарьянмарнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», ООО «РН-Северная нефть», Total (на условиях СРП) и «Полярное сияние». В 2011 г. в Ненецком АО на Колвин ском месторождении начала добычу компания «Alliance Oil», на Висовом ме сторождении – «Русвьетпетро», которая в 2012 г. начнёт разработку Западно Хоседаюского месторождения.

В Республике Коми добыча нефти и газа ведётся на 87 месторождениях, из которых 65 находятся в промышленной эксплуатации и 22 – в пробной или опытно-промышленной. Кроме этого, предприятиями Республики Коми ведётся разработка 14 месторождений на территории Ненецкого автономного округа (НАО). Наибольший объём нефти приходится на месторождения Печоро Колвинской нефтегазоносной области (около 40%). Наиболее выработаны ре сурсы нефти Печоро-Колвинской нефтегазоносной области, наименее – Северо Предуральской. Большинство разрабатываемых месторождений по запасам от носятся к категории средних и мелких. Около 70% запасов нефти относятся к разряду трудноизвлекаемых. Крупные месторождения, обеспечивающие основ ную долю объёмов добычи нефти, характеризуются высокой степенью вырабо танности запасов [101].

На рисунке 1.6 представлена динамика объёмов добычи нефти в Респуб лике Коми за 2000-2011 гг.

Рисунок 1.6 – Динамика объёмов добычи нефти в Республике Коми за 2000-2011 гг., млн т На рисунке 1.7 представлена динамика темпов прироста объёмов добычи нефти в Республике Коми за 2001-2011 гг. [65].

Рисунок 1.7 – Динамика темпов прироста объёмов добычи нефти в Республике Коми за 2001-2011 гг., % Данные по объёму добычи нефти за 2000 г. представлены с использованием информации сайта http://www.agiks.ru/data/gosdoklad/gd2005/h5_1.htm Данные по объёмам добычи нефти за 2001-2009 гг. представлены с использованием информации сайта http://rkomi.ru/page/420/ Данные по объёму добычи нефти за 2010-2011 гг. представлены с использованием информации сайта http://sykt24.ru/news/ Как видно из графиков, в Республике Коми за период с 2000 по 2008 гг.

наблюдался стабильный рост объёмов добычи нефти. Относительно 2000 г.

темп прироста увеличился на 51,21%. Наибольший пик в объёмах добычи при ходится на 2008 г., затем наблюдается спад на 4,39%, а за последние 2 года уро вень объёмов добычи нефти восстановился до объёма 2009 г., т. е. 13,4 млн т.

Стабильность работы нефтегазового комплекса Республики Коми обу словлена рядом факторов. Первый – «мирное сосуществование» многих компа ний, что связано с большими перспективными объёмами работы отрасли.

Второй – наличие доминантного игрока рынка, ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», инте ресы которого, так или иначе, приходится учитывать всем участникам процес сов, в том числе и руководству республики. Третий, весьма неоднозначный фактор – отсутствие на территории крупных перспективных месторождений, обеспечивающих быстрое получение положительных финансовых результатов.

Такой перспективный «кусок» в соседнем с Коми Ненецком автономном округе – месторождения Требса и Титова с общими запасами 142 млн т и уровнем добы чи до 10 млн т в год – не так давно стал причиной борьбы между «ЛУКОЙЛом»

и «Башнефтью». Конфликт разрешился весьма благополучно для обеих компа ний, но сам факт такой «стычки» двух крупных компаний вряд ли добавил ста бильности в работу отрасли.

По сообщению Минэкономразвития Республики Коми, в 2011 г. нефтедо бывающие предприятия региона добыли на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции 19,7 млн т нефти. Из общего объёма добычи на три основные предприятия приходится почти 90%, из них на ООО «ЛУКОЙЛ Коми» – 68,9%, 13% добычи обеспечивает ООО «РН – Северная нефть», около 8% – ООО «Енисей». Политика ОАО «ЛУКОЙЛ» на территории региона пол ностью отражает общий для Компании тренд – большие инвестиции, стабиль ная работа и стремление к максимально полному освоению месторождений с применением новейших технологий. В 2011 г. на геологоразведку и добычу в этом регионе было направлено 4,5 млрд руб., больше половины этой суммы было выделено со стороны ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Прирост запасов составил 16 млн т нефтяного эквивалента и 3,3 млрд куб. м газа. ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

на конец 2011 г. является оператором 47 месторождений, на четырёх из кото рых годовая добыча превышает 1 млн т в год. Крупнейшими месторождениями ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» являются Харьягинское и Усинское (добыча по 2,5 млн т в год), а также Возейское и Кыртаельское (по 1 млн т в год). Добыча на этих месторождениях либо стабилизировалась, либо снижается. Суммарно по четырём крупнейшим месторождениям ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» добыча в 2011 г. осталась на уровне 7 млн т. Общий объем добычи «ЛУКОЙЛа» в ре гионе составил в 2011 г. 13,6 млн. т.

Согласно программе стратегического развития Компании до 2012 г., на территории Коми ставка будет сделана на интенсивное развитие – повышение эффективности нефтедобычи. Так, например, планируется повысить на 30% ко эффициент извлечения высоковязкой нефти на пермокарбонатной залежи Усинского месторождения. На Ярегском месторождении с помощью примене ния новых технологий планируется оптимизировать как шахтную добычу неф ти, так и отработать возможность поверхностной добычи. В части перспектив добычи нефти Яреги большую роль может сыграть политика государства:


нефть здесь отличается вязкостью и большими затратами на добычу, поэтому без существенных налоговых послаблений развитие добычи может быть нерен табельно. С другой стороны, ценность этой нефти обусловлена возможностью получения уникальных нефтепродуктов: именно из нефти Яреги делают луч шие в стране компоненты для дорожного покрытия. Сегодня ООО «ЛУКОЙЛ Коми» занимает второе место среди всех предприятий «ЛУКОЙЛ» по добыче нефти (первое место традиционно держат западносибирские предприятия).

Крупнейшая государственная нефтяная компания ОАО «Роснефть» на чала свою работу на территории республики в 2003 г., приобретя активы ком пании «Северная нефть». В абсолютном исчислении доля ООО «РН-Северная нефть» («дочка» ОАО «Роснефть» в Республике Коми и НАО) в общем объёме добычи в Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции ничтожна – 3,6 млн т по двум регионам и порядка 1,35 млн т в Республике Коми за 2011 г. Объем ин вестиций – почти 5 млрд руб. В середине прошлого десятилетия добыча дохо дила до 5,7 млн т в год, и сегодня, за счёт трёх месторождений – Осовейского, Лабаганского и Наульского – достижение этого объёма добычи нефти вновь становится возможным. Впрочем, доля разведанных запасов ООО «РН Северная нефть» в общей доле компании весьма невелика – всего 2%, а объём добычи – 4% от объёма всей компании. Плюсом в данном случае является раз ветвлённая инфраструктура доставки нефти – как по нефтепроводу Усинск Ярославль, так и за рубеж, посредством морского пути через порт Мурманска, что значительно сокращает зависимость ООО «РН-Северная нефть» от дефи цитных на северо-западе страны трубопроводов компании ОАО «Транснефть».

Нижегородское ООО «Енисей» появилось в регионе в 1999 году, выиграв тендер на освоение Западно-Сынатыского месторождения в Усинском районе.

Объёмы добычи «Енисея» относительно скромны: порядка 500 тыс. т нефти в 2011 г. В ближайшие годы «Енисей» намерен увеличить объём собственной до бычи нефти до 3-4 млн т в год. Динамика добычи нефти в первые месяцы 2012 г., как и тенденция развития отрасли в целом, характеризуется «скромным ростом»: 2,2 млн т за первые зимние месяцы, рост на 4% по сравнению с про шлым годом. И, скорее всего, такое положение дел будет сохраняться: перспек тив для нахождения крупных запасов нефти на территории республики пока нет. Вместе с тем «площадок» для работы в ближайшие годы достаточно – это Печоро-Колвинская и Ижмо-Печорская нефтегазоносная область, гряда Чер нышёва, Денисовская впадина. Потенциал этих участков позволяет обеспечить стабильность работы отрасли на многие годы вперёд [102].

В таблице 1.14 представлена динамика объёмов добычи нефти в Респуб лике Коми по нефтегазодобывающим организациям за 2003-2009 гг. [2].

Таблица 1.14 – Динамика объёмов добычи нефти в Республике Коми по компаниям за 2003-2009 гг., тыс. т Компании 2003 2004 2005 2006 2007 2008 «ЛУКОЙЛ-Коми» 5884,9 6651,2 8059,1 9721,3 9874 11920,9 13373, «РН-Северная нефть» 2267,1 3403,2 4875,1 5610,1 5616,3 5349,6 «Енисей» 732,9 826,9 831,8 832,1 759,4 694,2 661, «Комнедра» 103,8 116,1 196,7 221,9 296,6 407,7 552, «Колванефть» 270,6 313,3 357,4 312,6 340,7 419,8 494, «Печоранефтегаз» 290,7 276,7 301,3 333,8 342,2 348,1 304, «Севергазпром» 339 340,5 339,1 302,8 218,8 262,9 232, «НефтУС» 131,3 111,8 146,3 192,7 217,6 300,7 213, «Печоранефть» 153,8 312,4 359,6 372,1 287 239,9 202, «Речер-Коми» - 24,5 15,2 37,2 86,1 99,4 131, «Диньёльнефть» 29,1 30,2 75,7 124,8 121,3 87,4 96, «Печорская энерге 5,1 5,2 4,8 10,5 12,5 30,2 34, тическая компания»

«Timan-Pechora - 14,1 44,7 28,5 17,1 15,5 13, Exploration»

«Тэбук» 2,6 2,1 1 0,5 2,4 5,1 4, «Чедтый нефть» 6,2 6,2 5 5,5 4,1 4,9 «Печорнефтегазпром» 3,6 3,7 3,8 4,2 4,3 4,3 4, Основной объём добычи нефти на территории Республики Коми прихо дится на долю ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (68,9% общего объёма добычи) и ООО «РН-Северная нефть» (9,3%). Центром нефтедобычи в республике является Усинский район, в 2009 году его доля в общем объёме добываемой нефти со ставила 63,4% (8,5 млн тонн), на втором месте Печорский район – 15,8% (2,1 млн тонн), в Сосногорском районе добыто 1,2 млн тонн (9,1%). Дальней ший рост объёмов добычи нефти возможен при применении принципиально новых технологий разработки залежей высоковязкой тяжёлой нефти Ярегского и Усинского месторождений.

На протяжении последних лет добыча нефти в Республике Коми поддержи вается на уровне 13-13,5 млн т. Однако крупные месторождения характеризуются здесь высокой степенью выработанности запасов. Большинство месторождений относятся к категории средних и мелких, около 70% запасов являются трудноиз влекаемыми. Из 152 открытых месторождений добыча ведётся на 87, большая часть которых вошла в стадию падающей добычи. Основной объём производства приходится на долю ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» и дочернюю компанию «Роснефти» – ООО «РН-Северная нефть» (таблица 1.15) [46].

Таблица 1.15 – Основные недропользователи Ненецкого АО и Республики Коми Добыча нефти 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 ОАО «НК «Роснефть» – ООО «РН-Северная н/д н/д н/д н/д 3403 4875 5610 5616 5349 4759 нефть» (в составе с 2004 г.) ОАО «ЛУКОЙЛ» – ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

3952 2201 3278 5885 6651 8095 9721 9873 11920 13374 (до 2001 г. – «КомиТЭК», в составе с 1999 г.) ОАО «ЛУКОЙЛ» – н/д н/д н/д н/д н/д 600 500 617 2207 7577 «Нарьянмарнефтегаз»

Компания «Полярное сияние» (50% принадле н/д н/д н/д н/д н/д н/д н/д н/д 1063 912 жит «НК «Роснефть», 50% – «ConocoPhillips») Таким образом, на месторождениях Ненецкого АО, наряду с другими перспективными регионами, происходит постепенное наращивание объёмов добычи нефти с выходом к прибрежной части Баренцева моря и приток ино странного капитала. В Республике Коми, согласно приведённой динамике (ри сунок 1.6), произошла стабилизация добычи, и в ближайшие десятилетия в связи с ухудшением структуры и истощением активных запасов решающим фактором разработки становится использование методов увеличения произво дительности эксплуатируемых скважин.

Северо-Западный ФО, наряду с Дальневосточным и Южным ФО, имеет наименьшее число НПЗ, несмотря на то, что он признан наиболее перспектив ным с точки зрения экспорта нефтепродуктов. На единственный крупный НПЗ европейского Севера – ОАО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка» – в 2009 г.

приходилось 4 243 тыс. т нефти (1,8%), в 2010 г. – 4 098 тыс. т нефти (1,6%) от всего объёма первичной переработки в стране [47]. Мощность загрузки НПЗ составила 100%. Остальная часть нефти по северному магистральному нефте проводу поступает на Ярославский НПЗ. Экспорт сырой нефти осуществляется через морской Варандейский терминал в Ненецком АО. Показатели экспорта через терминал в 2009-2010 гг. составили по 7,5 млн т [48]. Это 3% от всего экспорта российской нефти и 40% от объёма добычи Ненецкого АО.

Краткий анализ нефтяной промышленности европейского Севера России показал, что в будущем вероятен сдвиг производства в Республике Коми в сто рону переработки нефти с увеличением глубины и мощности переработки. В 2012-2013 гг. компания «Енисей» планирует ввод в эксплуатацию второй оче реди нефтеперерабатывающего комплекса. Отметим, что мощность первой оче реди составляет 1 млн тонн нефти в год. На наш взгляд, это является ключевым фактором сохранения позиций в топливно-энергетическом комплексе страны.

Постепенный переход сырьевого комплекса на север – в Ненецкий АО, с даль нейшим выходом к месторождениям Баренцева моря, сопровождается актив ным участием заинтересованных иностранных компаний и российских компаний, ранее не участвовавших в разработке месторождений Тимано Печорской НГП. Прямое влияние на это также оказала политика государства в области НДПИ в Ненецком АО, когда максимальный срок освобождения от на лога может составить 7 лет [44]. Увеличение объёмов добычи может привести и к увеличению экспорта через самый северный морской терминал России «Ва рандей». При этом следует учитывать, что анализ чувствительности разработки среднего нефтяного месторождения Ненецкого АО показывает, что наиболее сильное влияние на экономическую эффективность в современных условиях оказывает достоверность оценки запасов нефти. Поэтому дальнейшая добыча будет зависеть в основном от точности геологоразведочных работ. Общая же тенденция перехода разработки месторождений в неосвоенные территории Си бири и Дальнего Востока делает положение европейского Севера более выгод ным за счёт роста удалённости от центров переработки и сбыта остальных.

1.2 Состояние инновационного развития нефтегазового комплекса в Республике Коми В настоящее время нефтегазовый комплекс является одним из ключевых факторов экономического роста России и обладает одним из максимальных ин вестиционных мультипликаторов, обеспечивающим значительную часть посту плений в бюджетную систему государства. Нефтегазовый комплекс является сложным, с технологической точки зрения, производством. Он представляет собой совокупность хозяйствующих субъектов, обеспечивающих разведку ме сторождений, строительство скважин, добычу, транспортировку, переработку и реализацию нефти, газа и продуктов их переработки. Дальнейшее увеличение объёмов добычи нефти и газа сегодня связано с освоением мелких месторожде ний и месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, что требует значитель ных средств на обустройство и эксплуатацию, в связи с чем для их разработки необходимы меры государственной поддержки.

Необходимо отметить, что инновации, внедряемые и используемые в до быче нефти и газа, являются результатом общественных, технических и эконо мических процессов. Данные процессы направлены на изменение первоначальной структуры производственного механизма, переход на новый уровень развития в соответствии с научно-техническим прогрессом. Общест венные процессы подразумевают изменение профессиональной и квалифика ционной структуры рабочей силы;

технические – изменение средств производства, используемой технологии;

экономические – изменение организа ции в целом с целью получения экономического эффекта как определённого ре зультата деятельности.

На сегодняшний день нефтегазовые компании осуществляют свою деятель ность в нестабильной и неопределённой экономической ситуации. Динамически устойчивое развитие компаний в будущем в рыночной среде зависит от их спо собности быстро реагировать на изменяющиеся условия внешнего окружения, адаптироваться к ним, удерживать и приобретать новые конкурентные преимуще ства в борьбе на внешних и внутренних рынках. Главные факторы, определяющие превосходство компании над конкурентами, измеряются такими экономическими показателями, как дополнительная прибыль, более высокая рентабельность, доля на рынке, объём продаж. Одним из факторов сохранения конкурентоспособности являются инновации, создаваемые в результате постоянного совершенствования научно-технической деятельности нефтегазовой компании.

Инновация – конечный результат внедрения новшества с целью измене ния объекта управления и получения экономического, социального, экологиче ского, научно-исследовательского или другого вида эффекта.

Одним из источников конкурентных преимуществ могут стать инновации, создаваемые в результате научно-технической деятельности подразделений НИОКР в компании. Сфера научно-исследовательских работ и разработок является реальным потенциалом, который компания может использовать для удержания и создания новых конкурентных преимуществ. Инновационная деятельность компа нии включает создание, внедрение и распространение инноваций.

Инновационные технологии в транспорте нефти приведены в табли це 1.16 [104].

Таблица 1.16 – Инновационные проекты и направления научно исследовательских и опытно-конструкторских разработок в ОАО «АК «Транснефть» в 2011-2020 гг.

№ Период Потребности Направление НИОКР п/п реализации ОАО «АК «Транснефть»

1 Разработка высокотехнологичного 2011-2020 Разработка и производство элек комплекса высокоточных внутри- троники, энергетических источни трубных диагностических комплексов ков питания приборов 2 Создание системы обнаружения 2011-2017 Программное обеспечение, утечек и контроля активности технологии монтажа на трассе 3 Создание системы мониторинга 2011-2020 Разработка, поставка оборудования, автотранспорта на базе ГЛОНАСС программного обеспечения, модификация программного обеспечения 4 Создание банка качества нефти 2011-2013 Создание базы данных, разработка с учётом изменений в ТЭК на период методик применения до 2020 г.

5 Разработка технологий и оборудова- 2015-2020 Разработка технологий, ния для объектов нефтепроводного оборудования транспорта в районах с аномально геолого-климатическими условиями 6 Создание современной системы ком- 2014-2020 Разработка Программы, плексного управления бизнес- программная и методическая процессами Компании, включая реализация управление экономико-финансовым сектором, персоналом и информаци онной базой Компании В некоторых источниках экономической литературы встречаются различ ные основания для классификации инноваций на рынке нефти и нефтепродук тов. В таблице 1.17 сгруппированы три признака классификации, имеющие взаимосвязь [105].

Сегодня нефтяная отрасль преследует следующие основные цели разви тия: стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на углеводородное сырьё и продукты его пере работки, обеспечение энергетической безопасности страны и политических ин тересов России в мире, формирование устойчивого платёжеспособного спроса на продукцию сопряжённых отраслей российской экономики.

Таблица 1.17 – Классификация инноваций в нефтяной отрасли Уровень сложности Предмет, сфера применения Эффект от внедрения Технические инновации Изменение количественных Низший уровень Производство углеводородов с свойств системы, сохране Инновации 1-го порядка новыми усовершенствованными ние и обновление её сущест свойствами вующих функции Технологические инновации Перегруппировка составных Возникают при применении улуч- частей системы с целью шенных, более совершенных спо- улучшения ее функциониро Инновации 2-го порядка собов добычи нефти, технологий вания, элементов производст переработки сырья и готовой про- венной системы с целью дукции в системе нефтепроводов приспособления друг к другу Организационно-управленческие Адаптация системы с целью Связанные с процессами оптималь- взаимного приспособления Инновации ной организации производства, 3-го порядка транспортировки, снабжения и сбыта Организационно-экономические Меняются все или большин Внедряются на региональном, на- ство свойств системы, но Инновации 4-го порядка циональном и международном базовая структурная кон уровнях с целью оптимизации цепция и функциональный субъектного состава, финансово- принцип сохраняются экономических условий хозяйст- Высшее изменение в функцио вования, методов государствен- нальных свойствах системы ного регулирования рынка, направленных на создание дина Инновации 5-го порядка мичных, гибких, способных к Высший уровень адаптации в меняющихся услови ях нефтяных территориально производственных комплексов Лидер российского нефтяного бизнеса – ОАО «ЛУКОЙЛ», провозгласив своей целью стать компанией мирового класса, осуществляет целенаправлен ную деятельность по наращиванию собственного научно-технического потен циала. Сегодня научно-технический комплекс компании, включающий Научно инженерный центр, четыре региональных института и ряд научно производственных подразделений в дочерних обществах, представляет собой тот реальный потенциал, который способен вывести компанию на передовые рубежи в разработке и использовании новейших технологий в нефтедобыче, переработке нефти и сфере сбыта, а также способствовать диверсификации её деятельности в направлении развития сектора газа и нефтехимии.

Инновационная политика становится одним из главных элементов разви тия ОАО «ЛУКОЙЛ». Использование современных технологий позволяет уве личивать эффективность бизнеса. Сегодня ОАО «ЛУКОЙЛ» – первая российская компания, получающая опыт работы на глубоководном шельфе За падной Африки. Компания продолжает совершенствовать технологии по добы че тяжёлой и высоковязкой нефти в России. В 2010 г. ОАО «ЛУКОЙЛ» обеспе чило 20% общероссийской добычи нефти этой категории. В 2010 г. в Группе был создан единый корпоративный научно-исследовательский центр – ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг». Его задачами являются организация и выпол нение научно-технических работ по геологии, разработке и добыче по всем объектам группы «ЛУКОЙЛ». На базе ОАО «РИТЭК» было создано управле ние по работе со сложными и малопродуктивными месторождениями, которое станет центром активного внедрения инновационных методов нефтедобычи.

Программа инновационного развития ОАО «НК «Роснефть» направлена на создание и внедрение новых технологий для решения ключевых производст венных задач, вытекающих из Стратегии развития ОАО «НК «Роснефть». С учётом результатов анализа технологических вызовов, стоящих перед Компа нией, были определены 20 приоритетных направлений инновационной дея тельности ОАО «НК «Роснефть» [99]:

1) геологоразведка и исследование пластов;

2) геология и разработка месторождений;

3) строительство скважин;

4) технологии добычи нефти и газа;

5) строительство и эксплуатация объектов наземной инфраструктуры;

6) нетрадиционные источники углеводородов (вязкие нефти, газогидраты, нефть из угля);

7) неуглеводородное сырьё;

8) шельфы;

9) информационные технологии «Апстрим»;

10) технологии нефтепереработки;

11) технологии нефтегазохимии, GTL;

12) разработка собственных катализаторов;

13) разработка новых продуктов нефтепереработки;

14) переработка тяжёлых нефтяных остатков;

15) информационные технологии «Даунстрим»;

16) инжиниринговая поддержка внедрения новых технологий корпора тивными проектными институтами;

17) энергосбережение;

18) экология;

19) альтернативная энергетика;

20) системы распространения знаний и общекорпоративные информаци онные технологии.

В таблице 1.18 представлены ключевые направления научно-технических разработок (НТР) и технологий в нефтегазовом комплексе [99].

Таблица 1.18 – Ключевые направления НТР и технологии Направление Ключевые Необходимые технологии деятельности производственные задачи Разведка - Перевод ресурсов Восточ- - Высокоразрешающие технологии поиска и ной Сибири и шельфов в оценки запасов доказанные запасы - Лабораторные комплексы для углублён - Минимизация стоимости ных нестандартных исследований свойств прироста запасов пластов и флюидов - Технологии 3D-моделирования сложных геологических структур Разработка - Увеличение коэффициен- - Новые системы разработки низкопрони и добыча та извлечения нефти цаемых и сложнопостроенных пластов - Минимизация удельных - Технологии проектирования и строитель капитальных и эксплуата- ства высокотехнологичных скважин ционных затрат - Технологии локализации и выработки - Увеличение использова- остаточных запасов ния попутного нефтяного - Технологии сепарации газа и выделения газа до 95% ценных компонент - Установки для производства жидких угле водородов из газа Шельфовые - Эффективное освоение - Технологии обустройства и эксплуатации проекты Арктического шельфа и месторождений в условиях ледовой обста шельфа Чёрного моря новки и сезонности работ - Технологии обеспечения экологической безопасности морских работ - Технологии защиты подводного оборудо вания от сероводорода Нефтеперера- - Увеличение глубины пе- - Отечественные катализаторы и процессы ботка реработки нефти до уровня нового поколения ведущих зарубежных ком- - Технологии получения новых продуктов паний (полимеров, реактивного топлива, масел) с - Развитие нефтехимии и уникальными характеристиками производства масел - Сохранение операцион ных затрат В Рекомендациях по сбору и анализу данных по инновациям (Руково дство Осло) выделяются следующие виды инноваций [98]:



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 6 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.