Содержание к диссертации
Введение
1. Исследование особенностей и закономерностей потенциального развития нефтедобывающей промышленности 20
1.1 Роль энергетики в развитии мировой экономики 22
1.2 Энергетический потенциал России и особенности развития топливно-энергетического комплекса страны 33
1.3 Формирование потоковых методов в нефтедобывающей промышленности 41
Заключение по 1 главе 62
2. Методологический подход к стратегическому управлению инновационно-инвестиционной деятельностью в нефтедобывающей промышленности 64
2.1 Стратегические подходы инновационно-инвестиционных трансформаций в промышленной экономике 65
2.2 Стимулирование новых технологий и методов интенсификации производственного процесса за рубежом 75
2.3 Динамическая модель перспективного развития нефтедобывающей промышленности на основе реверсивного потока 90
Заключение по 2 главе 101
3. Стратегии развития и механизмы стимулирования инновационно-инвестиционной активности предприятий добычи нефти 103
3.1 Формирование стратегии развития группы компаний на основе потоковых принципов 105
3.2 Альтернативный фактор производства для нефтедобывающего предприятия 123
3.3 Современные технологии, как основной фактор повышения эффективности производственной деятельности при добыче нефти 135
Заключение по 3 главе 146
4. Методика оценки эффективности инновационно инвестиционного перспективного развития добычи нефти 149
4.1 Механизмы управления энергетическими затратами в нефтедобыче 150
4.2 Общие положения и основные принципы экономической оценки инновационно-инвестиционных проектов 173
4.3 Экономическая оценка инновационно-инвестиционных решений при эксплуатации промышленных объектов 196
Заключение по 4 главе 228
5. Государственное регулирование и управление инновационно инвестиционной деятельностью для повышения эффективности добычи нефти 231
5.1 Необходимость участия государства в создании научных полигонов и автоматизированных объектов добычи нефти 232
5.2 Государственное управление реверсивным потоком для увеличения конечного извлечения фактора производства на основе совершенствования основы налога на добычу полезных ископаемых 241
5.3. Развитие независимых нефтяных компаний для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти 262
Заключение по 5 главе 272
Выводы и предложения 277
Список использованных источников 290
Приложение А 310
- Энергетический потенциал России и особенности развития топливно-энергетического комплекса страны
- Динамическая модель перспективного развития нефтедобывающей промышленности на основе реверсивного потока
- Общие положения и основные принципы экономической оценки инновационно-инвестиционных проектов
- Развитие независимых нефтяных компаний для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти
Энергетический потенциал России и особенности развития топливно-энергетического комплекса страны
Огромные природные ресурсы России, которыми мы гордимся, всегда служили для ее выживания в трудные периоды и восстановления после них. А сегодня эти ресурсы способствуют прогрессу, демократизации и процветанию народов, населяющих РФ. Нефтегазовый потенциал России намного выше среднемирового [23]. Природные ресурсы России являются основой ее экономики, а нефть и газ – ее локомотивом [40]. Мы ими торгуем. Ничего плохого в этом нет. Тем более что в суровых климатических условиях России и при огромных территориях добыча нефти и газа требует больших усилий и нелегкого труда.
Особое место в российской экономике занимает ТЭК, как по объему производимой продукции, так и по той роли, которую он играет в формировании финансовых потоков. Многие сферы общественной, экономической и политической жизни страны находятся под влиянием процессов, происходящих в данном секторе экономики, особенно в нефтегазовой ее части.
Россия является в настоящее время и остается в рассматриваемой перспективе основным источником удовлетворения растущих потребностей Европы в нефти и газе. Существует значительный потенциал для поставок российских УВ из восточных регионов страны в Китай и Японию, а также поставок из других стран бывшего СССР (Казахстан и Туркменистан).
ТЭК РФ является системообразующей отраслью экономики России. На долю ТЭК приходится 26,3 % внутреннего валового продукта (ВВП) (в том числе нефтяная промышленность – 16,3 %, газовая отрасль – 6,7 %, электроэнергетика – 2,4 %, угольная отрасль – 0,9 %). ТЭК обеспечивает 30,5 % промышленной продукции, 56,3 % экспорта (нефтяной промышленность – 39,6 %, газовый сектор – 15 %). В отраслях ТЭК работает 1,8 млн. человек (14 % от занятых в промпроизводстве России) [18].
План дальнейшего экономического развития России предусматривает увеличение экспортного и производственного потенциала страны с превращением ее в основную энергетическую державу мира. Это обеспечивается наличием сырьевой базы и производственного потенциала.
Глубокое вовлечение страны в роли основного экспортера энергетических ресурсов в международное разделение труда определяет в качестве основной проблему поддержания внешнеполитического курса на перспективное развитие экономических связей с международными организациями и с другими странами мирового сообщества. Среди которых ОПЕК (The Organization of the Petroleum Exporting Countries; OPEC) и его члены занимают первостепенное ме сто, так как от умелого взаимодействия зависит и социальное и экономическое благополучие страны.
За период 2005-2015 гг. был осуществлен рост объемов добычи нефти с 470 млн. т до 534 млн. т (прирост составил 64 млн. т, рисунок 1.6).
Начиная с 2011 г. динамика роста добычи нефти демонстрирует значительно меньшие темпы прироста относительно докризисной динамики. Это объясняется следующими причинами:
прирост добычи нефти обеспечивался за счет интенсификации отбора из месторождений, введенных в эксплуатацию в 60-70 гг. прошлого столетия;
сокращения объемов разведочного бурения с середины 90-х годов прошлого столетия;
прирост запасов нефти не возмещал объемы растущей добычи.
В докризисный период (до 2008 г.) шло «проедание» запасов УВ открытых еще в советские и дореформенные годы. Накопленный некомпенсированный дефицит запасов составил: по нефти - 1,5 млрд. т, газу - 2,7 трлн. м3.
Начиная с 2008 г. в России компании ТЭК продемонстрировали активизацию проектов в сфере крупномасштабного освоения месторождений Якутии и Восточной Сибири, а также реализации мероприятий по активному освоению шельфовых месторождений. В результате за период 2008-2015 гг. темпы роста добычи нефти (включая конденсат) имели рост более чем на 9 % [134]. При этом следует иметь ввиду, что освоение новых месторождений на современном этапе развития отрасли, предполагает использование новых, более дорогих технологий. Так по данным разработанного Министерством энергетики Российской Федерации «Энергетической стратегии России на период до 2035 года» (проект) (ЭС-2035) доля горизонтального бурения в эксплуатационном бурении увеличилась в период с 2008 по 2015 гг. более чем в 5 раз.
По сути можно утверждать, что топливно-энергетический сектор страны вступает в новую эпоху, характеризующуюся ростом себестоимости добычи вследствие высокого уровня выработки действующих месторождений и, как следствие, доминирования трудноизвлекаемых запасов нефти, что предопределяет необходимость интенсификации мероприятий, направленных на активное использование новых технологий добычи, обеспечивающих рост коэффициента извлечения нефти [167]. Усложняет задачу то, что удержание в средне- и долгосрочной перспективах достигнутого в стране уровня добычи (более 500 млн. т) требует уже сегодня разработку и реализацию специальных мер регулирования рынка, способствующих росту мотивационных факторов наращивания объемов производственной деятельности нефтедобывающими компаниями.
В ЭС-2035 к таковым мерам, в частности, относится «апробация и отработка новой налоговой системы на основе налога на добавленный доход (НДД) в рамках пилотных проектов с переходом в перспективе к режиму налогообложения, при котором НДД применяется для стимулирования увеличения нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях без льгот и добычи трудноизвле-каемых ресурсов, а также проработка применения НДД при освоении новых месторождений и возможного ускорения перехода на НДД для всех зрелых месторождений» [134].
В значительной степени актуализирует вопросы активизации стимулирующих мер по обеспечению динамики добычи нефти на текущем уровне сформировавшаяся волатильность цен на энергоресурсы, что в значительной мере снижает экономическую эффективность нефтедобывающих компаний. Хорошие перспективы в России связаны с добычей газа. Здесь начальные суммарные ресурсы свободного газа составляют 236,1 трлн. м3, в том числе 160,3 трлн. м3 – на суше и 75,8 трлн. м3 – на шельфе. Разведанные запасы свободного газа (включая газ газовых шапок) превышают 47,8 трлн. м3, из которых около 78 % сосредоточены в Западной Сибири, более 7 % – на шельфе северных морей, 6,7 % – в европейской части страны и примерно 8,5 % – в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.
В «Энергетической стратегии России на период до 2020 года» (ЭС-2020) и в «Энергетической стратегия России на период до 2030 года» (ЭС-2030) поставлена задача достижения к концу второго десятилетия XXI века объема добычи нефти 450-520 млн. т, природного газа – 680-730 млрд. м3, производство моторного топлива – 115-135 млн. т [133, 135].
В ЭС-2030, также, как и в проекте ЭС-2035 РФ не уделено должного внимания старым районам нефтедобычи. Основным направлением признается развитие нефтяной промышленности в районах Восточной Сибири, на шельфе восточных и северных морей. Нет сомнений, что эти богатейшие районы нужно осваивать, но надо отдавать отчет в том, что на это потребуются колоссальные средства, которых может не оказаться, а старые районы нефтедобычи при определенных условиях могут принять на себя значительную нагрузку по поддержанию стабильной добычи нефти.
Динамическая модель перспективного развития нефтедобывающей промышленности на основе реверсивного потока
Устойчивое экономическое развитие нефтедобывающей промышленности невозможно без адекватной интерпретации «потока реверсивного типа», в среднесрочной перспективе «поток реверсивного типа» оказывает наибольшее влияние на инновационно-инвестиционный потенциал предприятий добычи нефти [1].
Модель перспективного развития нефтедобывающей отрасли России основывается на различных вариантах «потока реверсивного типа», что позволяет выявить проблемы и тенденции устойчивого развития отрасли, служит информационной системой принятия управленческих решений для достижения целей и задач, поставленных Правительством РФ.
Авторы ЭС-2030 [135] признают, что по объемам капитальных вложений, направляемых на развитие производства и восполнение ресурсной базы, нефтедобывающая промышленность уже несколько десятилетий не дотягивает даже до минимального уровня. А это значит, что сдерживать активность инвесторов в развитие производственных процессов и совершенствование управления производством нет необходимости.
В процессе обоснования модели в качестве важнейших параметров устойчивого экономического развития нефтедобывающей промышленности были выделены:
чистая прибыль (ЧП);
выручка от реализации (В);
капитальные вложения (КВ) по направлениям:
разведочное бурение;
эксплуатационное бурение
оборудование не входящее в сметы строек;
промышленное обустройство;
эксплуатационные и коммерческие расходы (ЭКР);
совокупность налоговых отчислений (Н).
Базой выявления представленных параметров послужил принятый Правительством РФ вариант ЭС-2030, состоящий в целевой ориентированности на достижение макроэкономических показателей и повышение эффективности производства. Сверстка показателей перспективного экономического развития нефтедобывающей промышленности была осуществлена по годам на период до 2030 года с учетом «реверсивного потока (РП)»: 2=i 4nt = ELi(Bt - KBt - 3KPt - Ht) = ELi(Bt - № + Pnt) - 3KPt - (Ht - pnt)) (2.1)
Разработанная динамическая модель управления процессами производства при добыче нефти по вариантам развития является информационным отображением вариативности «потока реверсивного типа» на длительном интервале времени, что обеспечивает достоверность экономического развития на перспективу и выступает в качестве процесса управления им.
Методика экономической оценки эффективности производства и управления «потоком реверсивного типа» на разработанной модели основаны на комплексном, многомерном и многоуровневом подходе к эффективности управления производством. Она обеспечивает взаимосвязь многочисленных критериев и факторов, влияющих на конечный результат с учетом перспективного развития отрасли, что создает возможность выявления основных негативных тенденций и путей их решения для обеспечения эффективного управления производственным процессом.
Рациональное сочетание государственной налоговой политики и интересов недропользователей - это основа потенциального инновационного развития ТЭК.
Экстраполируем ЭС-2030 (таблица 2.7) с прогнозированием развития добычи нефти в стране при изменении налоговой нагрузки с учетом инновационно-инвестиционного развития производства.
Первый этап - выход из кризиса и формирование базы новой экономики. Главной задачей становится преодоление посткризисных явлений в экономике и энергетическом секторе с целью развития устойчивых темпов перспективного экономического и энергетического развития, в соответствие с Концепцией [135], a также более полного использования открываемых в посткризисный пе риод возможностей для обновления и ускоренной модернизации российского ТЭК.
Рисками первого этапа являются более тяжелые, чем ожидалось, последствия мирового финансового кризиса с учетом его большей продолжительности, в невысоком темпе и достаточной эффективности новых преобразований в ТЭК, они должны к концу первого этапа создать базу для перспективного устойчивого после кризисного развития.
Для этого на первом этапе необходимо создание условий и различных барьеров (на внутренних рынках, а также взаимодействия с зарубежными компаниями) для обеспечения перспективного ускоренного развития по всем направлениям государственной энергетической политики.
Планировалось в рамках реализации ЭС 2030:
реализовать работы по совершенствованию и обновлению основных промышленно-производственных фондов и объектной инфраструктуры сектора энергетики;
определить территории и регионы для обеспечения опережающего развития сектора энергетики и обеспечить перелом негативных тенденций, сложившийся в развитии перспективной сырьевой базы энергетики;
сформировать базовые рыночные институты для стабильной и эффективной правовой основы, системы госрегулирования в энергетике.
Российский ТЭК на данном этапе активно способствовал быстрейшему выходу из кризиса для последующего активного инновационно-инвестиционного развития смежных отраслей промышленности за счет размещения различных заказов на необходимые энергетике материалы и оборудование. Рамки окончания данного этапа были определены 2013-2015 гг. Они определялись масштабами посткризисных явлений и временем их преодоления энергетическим сектором и экономикой в целом.
Второй этап - переход к инновационно-инвестиционному развитию и формированию развитой инфраструктуры современной новейшей экономики страны. Для этого на втором этапе будет:
осуществляться общее повышение энергетической эффективности во всех отраслях ТЭК и в целом экономики страны, как результат мероприятий по модернизации, проведенных на первом этапе;
реализация инновационно-инвестиционных и новых капиталоемких проектов на Дальнем Востоке, в Восточной Сибири и континентальном шельфе северных морей и полуострове Ямал.
Основными рисками данного этапа может быть отставание российского сектора энергетики от ускоренного поступательного посткризисного развития индустриально развитых стран, отсутствие необходимых условий для перехода к инновационно-инвестиционной энергетике будущего развития страны.
Для этого должно быть развернуто широкое инновационно-инвестиционное обновление отраслей комплекса за счет новейших отечественных технологий, оборудования и материалов, которые были получены в результате тесного взаимодействия ТЭК и промышленности страны на первом этапе, a также международного сотрудничества.
Ожидается, что ТЭК должен уступить свои лидирующие позиции в российской экономике в формировании бюджета государства в пользу новых инновационно-инвестиционных источников перспективного роста на основе обрабатывающего производства и секторов высокотехнологичных и наукоемких услуг.
В данных условиях государственное участие в развитии сектора энергетики будет постепенно заменяться на разнообразные формы партнерства (частно-государственные), особенно в области строительства, а также модернизации энергетической и обслуживающей инфраструктуры, развития и внедрения инноваций. Государство ужесточит свое регулирующее и управляющее влияние на сферу оптимизации и совершенствования институциональной системы в российском секторе энергетики.
Третий этап - развитие инновационно-инвестиционной экономики. Содержанием данного этапа станет постепенный потенциальный переход к энергетике будущего с новыми принципиально технологическими возможностями и решениями дальнейшего развития, с учетом высокоэффективного использования традиционных энергетических ресурсов и новых источников энергии (неУВ), а также технологий ее получения. Инновационно-инвестиционное развитие энергетики страны будет обеспечено заложенным на первом и втором этапах инновационно-инвестиционным фундаментом на основе новых технологий, материалов, оборудования и управленческих принципов функционирования ТЭК страны и смежных отраслей.
Общие положения и основные принципы экономической оценки инновационно-инвестиционных проектов
Современный этап разработки месторождений УВ характеризуется рез ким уменьшением запасов нефти в высокопроницаемых и высокопродуктивных коллекторах вследствие интенсивного их отбора. Постепенно снижается эф фективность ГТМ для залежей, находящихся на поздней стадии эксплуатации и требуют современных подходов к процессу управления эксплуатацией место рождения с постоянной экономической оценкой инновационно инвестиционных проектов в данной области [7]. Увеличиваются производ ственные риски для эффективного вложения средств в новые инновационно инвестиционные проекты [2]. Разработка управленческих решений для увели чения добычи УВ в целом по нефтедобывающей компании невозможна без реа лизации новых и важных задач, которые имеют практическое значение [47].
Вопросам экономической оценки извлекаемых запасов нефти и планирования добычи на объектах разработки посвящено много научных работ, а также разработаны и утверждены инструкции и руководящие документы (РД) по составлению и оформлению технико-экономических обоснований (ТЭО) и проектов разработки нефтегазовых месторождений.
Проведем исследования ряда монографий и публикаций в области проектных решений при разработке нефтяных месторождений.
Максимов К.Т. совершенно правильно предложил разделить коэффициент изменения добычи на коэффициент естественного падения добычи и коэффициент компенсации [50]. Установил, что коэффициент естественного падения (Ke ) является сложной функцией таких параметров залежи и системы разработки, как темпы отбора активной части остаточных запасов нефти, соотношение вязкостей нефти и воды, формы залежи нефти, расположение нефтяных скважин относительно контуров нефтеносности и др. Автор рекомендует определять естественное падение добычи экстраполяцией графиков, выражающих фактическую зависимость темпов падения от технологических факторов. Экстраполяция таких предварительно сглаженных кривых позволяет прогнозировать на два-три года вперед непосредственно проценты естественного падения добычи. Использовать графические зависимости при планировании добычи нефти можно, если месторождение не относится к новому объекту разработки, по которому отсутствуют исходные данные и достоверная технологическая информация. А для месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации геолого-техническая и технологическая информация имеется в достаточном объеме.
Большое внимание экономическому планированию запасов нефти и разработки нефтяных месторождений с определением начального дебита уделено Гужновским Л.П. [22]. Сравнивая динамику темпов отбора и процентов падения добычи, он определил, что процент падения добычи на два года отстает от темпов отбора нефти. где Knt процент падения добычи в году t; nt - темп отборов запасов категорий А + В; к по и к 0- соответственно процент падения и темп отбора достигнутые на начало прогнозируемого периода; ъ и с - параметры, дифференцированные по районам в зависимости от геолого-промысловых характеристик запасов, определяются при помощи метода наименьших квадратов.
Это правильно для укрупненной оценки добычи нефти по объекту разработки. Но если рассматривать новую, строящуюся добывающую скважину, мы не знаем срока ее ввода в эксплуатацию. Для расчетов технологических показателей разработки объекта эксплуатации обычно принимают полугодовой период работы новой скважины в первом году. Тогда лаг по времени падения добычи во втором полугодии работы скважины должен отставать только на один год от темпов отбора нефти.
Фаттахов Б.З. определял экономически допустимую суммарную добычу нефти на одну скважину за срок ее службы по формуле [119]:
Подход Фаттахова Б.З. заключается в том, что он относит затраты, приходящиеся на скважину в числитель, а затраты, которые приходятся на добычу в знаменатель, и получает добычу нефти за срок службы скважины.
Данным способом можно было экономически оценивать запасы нефти при полном государственном регулировании нефтяной промышленности. Когда предельную себестоимость можно было определять по отрасли в целом. В сегодняшних условиях извлекаемые запасы и дебиты по нефти является секретной информацией на каждом нефтедобывающем предприятии. А для оценки начального дебита автор монографии исходил из формулы
С данным подходом можно согласиться только в части полугодового цикла начала и окончания работы добывающей скважины, так как коэффициент эксплуатации величина не постоянная, а время сохранения продолжительности начального дебита в годах не определяется, так как продуктивность скважины по нефти ежегодно уменьшается.
На наш взгляд, для оценки изменения дебита по нефти во времени лучше использовать коэффициент продуктивности или падения добычи, как степенную функцию.
Для определения срока окупаемости капитальных вложений Б.З. Фатта-хов предлагает использовать формулу общего эффекта (э): где и - валовый и годовой валовый доход при цене 1 т нефти, отражающей общественно необходимые затраты труда; C и Ct - накопленные и текущие затраты за вычетом амортизационных отчислений на реновацию; Кt - ежегодные капитальные вложения.
Данный подход можно было использовать при государственном регулировании нефтяной промышленности, когда эффективность капитальных вложений определялась в целом по отрасли.
Андреев А.Ф. предлагает экономический эффект (эт) от реализации проекта «строительство скважины - эксплуатация скважины» за период времени Т оценивать по формуле [2]: где врт выручка от реализации продукции скважины, млн. руб.; Зпт затраты добывающего предприятия на эксплуатацию скважины и доведение продукции до товарных кондиций, млн. руб.; Зис затраты бурового предприятия на строительство скважины, млн. руб.; Ц - цена (стоимость) скважины, млн. руб.
Но в системе вертикально интегрированных компаний, буровое предприятие, как правило, входит в состав нефтедобывающей компании. И рассматривать экономический эффект от реализации проекта «строительство скважины -эксплуатация скважины» надо в определении предельных извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну добывающую скважину, с минимальной рентабельностью для добывающей компании при соблюдении лицензионного соглашения на разработку месторождения.
Развитие независимых нефтяных компаний для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти
Нефтяники и специалисты в данной области говорят, что доля ТЗН в совокупном балансе УВ страны постоянно растет, но оценить количественное значение данному утверждению можно только с большой долей условности. Так как на текущий момент в РФ нет общепринятого и законодательно оформленного понятия, что мы подразумеваем под «трудноизвлекаемыми запасами нефти».
По критериям (экономическим) эффективности разработки ТЗН отведено среднее положение между извлекаемыми запасами УВ (разработка которых осуществляется рентабельно в рыночных условиях) и забалансовыми запасами УВ (разработка которых нерентабельна в рыночных условиях на данном этапе развития техники и технологии добычи УВ).
Этим критериям отвечают запасы УВ, которые находятся в:
слабопроницаемых нефтенасыщенных коллекторах и пропластках (менее 0,05 мкм2);
водонефтяных или газонефтяных зонах;
коллекторах, содержащие ВВН;
глубокозалегающих горизонтах (свыше 4 км);
зонах с высокой температурой пласта (1000С и выше).
Кроме перечисленных категорий, также рекомендуют относить к ТЗН остаточные запасы на месторождениях с выработанностью и обводненностью свыше 80 %, так как для разработки данных запасов УВ необходимы инвестиции и производственные расходы, которые соизмеримы с совокупными расходами в начальный период эксплуатации месторождения.
К ТЗН относят запасы пластов, месторождений, залежей или их отдельных частей, которые отличаются неблагоприятными для промыслового извлечения горно-геологическими особенностями залегания УВ и худшими физико-химическими свойствами продукции. Для разработки ТЗН необходимы повышенные расходы всех видов ресурсов (финансовых, трудовых, материальных), нетрадиционные новейшие инновационные технологии МУН, специальное единичное (несерийное) оборудование и применение зачастую дефицитных материалов и реагентов [136].
ТЗН займутся в плотную, когда практически не остается АЗН, это совершенно нормальный финансовый подход. Поскольку в России АЗН еще есть, и они обеспечивают основную добычу УВ, потенциальное развитие инновационных и новейших технологий разработки ТНЗ будет постоянно тормозиться.
Удачная конъюнктура мировых рынков УВ, имеющая место вплоть до 2014 г., не служила потенциальным стимулом в поиске прогрессивных подходов к эксплуатации ТЗН. Однако произошедшие в 2014-2015 гг. корректировки на данных рынках, выраженные в превышении предложения над спросом, привели к значительному сокращению ценовых индексов. Это формирует необходимость поиска новых, быть может нетривиальных решений, направленных на определение стратегических направлений и механизмов развития ТЭК в России, характеризующегося значительным уровнем исчерпания АЗН. Для развития технологий разработки ТЗН необходимо, чтобы государство создало благоприятные условия для ускоренного вовлечения в эксплуатацию данных запасов.
Структура запасов ухудшается потому, что большое количество новых месторождений являются средними и мелкими. Их рентабельная эксплуатация ниже, чем на крупных нефтяных объектах [152]. Это приведет к тому, что к 2025 г. российским нефтедобывающим компаниям придется разрабатывать в основном только ТЗН.
РТ с большой выработанностью АЗН основных нефтяных месторождений стала за счет продвижения и утверждения реверсивного подхода по ВВН передовиком технико-технологического прогресса эксплуатации ТЗН [69].
Наша страна уже однажды была очень близка к законодательному решению фискальных условий для разработки ТЗН. В 90-е гг. прошлого столетия, при резком снижении цены на УВ, большая часть разрабатываемых месторождений на тот момент претендовала на статус ТЗН. В Законе «О недрах» три статьи (40, 43, 48) законодательно закрепляли налоговые льготы для ТЗН [78], а в январе 1998 г. вышел Приказ Минприроды «О временных критериях отнесения запасов нефти к категории трудноизвлекаемых» [77].
Согласно данному приказу, льготной становилась эксплуатация следующих категорий запасов:
всех типов месторождений и залежей при применении термических методов или закачки специальных реагентов, которые обеспечивают смешивающееся вытеснение УВ;
подгазовых частей нефтяных тонких оторочек (менее 3 м);
периферийных частей месторождений и залежей УВ с нефтенасыщен-ной толщиной продуктивного горизонта менее экономически обоснованных предельных для разбуривания сеткой эксплуатационных скважин.
Рост цен на УВ при увеличении экспорта позволил нефтегазовой промышленности начать развиваться и необходимость в поощрении работ по эксплуатации ТЗН отпала.
В существующей редакции Закона «О недрах» [78] слово ТЗН уже не встречается. Последний раз ТЗН на уровне министерств поднимался в 2006 г. при согласовании налоговой скидки по НДПИ по отдельным группам месторождений. Но из-за сложности идентификации ТЗН чиновники министерств решили обойтись введением льгот (понижающей ставки к НДПИ) для ввода в разработку восточносибирских нефтяных месторождений и залежей нефти с выработанносью на 80 % и более, а также и содержащих ВВН с вязкостью свыше 200 мПа с [69] и низкопроницаемых пластов.
Однако уже сегодня видно, что данных мер уже недостаточно для эффективной разработки ТЗН. Значит, чиновникам министерств снова необходимо искать определение ТЗН для стимулирования использования передовых технологий их освоения.
Особенностью организационной структуры мирового нефтегазового сектора является высокая роль малых и средних компаний на начальных и заключительных стадиях освоения сырьевых провинций. Однако российская практика данную закономерность отвергает. В настоящее время в организационной структуре нефтегазового сектора России доминирующее положение занимают ВИНК, а роль ННК неоднозначна и очень противоречива. Это отчетливо заметно при сопоставлении масштабов отрасли, степени зависимости малых компаний от ВИНК. Такое положение не способствует реализации преимуществ ННК России, в том числе их инновационного потенциала.
Появление в России, наряду с крупными ВИНК, ННК явилось результатом объективных закономерных процессов, которые происходят в ТЭК и в структуре ее МСБ. Каждый из этих секторов занимает свою нишу.
Для создания и развития ННК в России существуют объективные условия. В последние десятилетия в целом по РФ сильно ухудшилась ресурсная структура УВ:
в общем объеме разведанных нефтяных месторождений около 80 % являются мелкие месторождения УВ с НИЗ до 10 млн. т, на которые приходится около половины ТЗН;
по мере разработки гигантских и крупных нефтяных месторождений, истощения эксплуатационных объектов, структура и количество запасов, находящихся в эксплуатации, стремительно ухудшаются;
основные нефтяные месторождения в значительной степени истощены и на них много участков, достигших предельного обводнения. Для продления сроков эксплуатации этих участков нужны новейшие МУН, требующие большого внимания и затрат;
анализ перспектив ГРР указывает на необходимость разведки и эксплуатации небольших по запасам нефтяных месторождений, залежей газового конденсата, а также природного газа в старых нефтедобывающих районах.