Коэффициент извлечения нефти: что это такое и по какой формуле считается

Геологические и извлекаемые запасы

Сначала немного терминологии. Вся нефть, физически присутствующая в резервуаре, составляет геологический запас. По ряду причин, которые более подробно будут рассмотрены позже, из пласта может быть извлечена только часть геологических запасов. Эта часть предсказуемо называется извлекаемыми запасами. Отношение извлекаемых запасов к геологическим запасам, или доля нефти, которую можно извлечь из пласта, известно как проектный коэффициент извлечения нефти (КИН) или коэффициент извлечения нефти. Помимо проектного коэффициента извлечения, существует текущий ОРФ, который представляет собой долю геологических запасов, добытых на сегодняшний день. Очевидно, что текущий ОРФ всегда ниже проектного ОРФ. когда мы говорим только о запасах, не уточняя, являются ли они геологическими или извлекаемыми, мы обычно говорим об извлекаемых запасах. Когда говорят о просто ORFs, имеют в виду дизайнерские ORFs.

Стоимость ПНП зависит от многих факторов и может значительно отличаться от месторождения к месторождению. Средний ОРФ считается равным примерно 30-40%; следовательно, на среднем месторождении в результате реализации проекта 60-70% нефти останется в пласте навсегда. ОРФ около 10-20% считается очень низким, хотя это довольно типичные значения для так называемой нетрадиционной нефти; то есть 80-90% нефти остается в пласте. Показатель EOR более 50% является очень высоким и встречается довольно редко.

В значительной степени коэффициент извлечения нефти зависит от метода разработки, используемого на конкретном месторождении. Существуют первичные, вторичные и третичные методы развития. Первичные методы относятся к разработке месторождений, при которых нефть выходит из пласта под естественным давлением. Начальное давление в пласте почти всегда присутствует, в основном из-за того, что пласт находится глубоко в недрах. Как только скважина проникает в пласт, нефть, а также вода и газ в пласте просто расширяются по мере снижения пластового давления. Объем нефти, который не попадает в пласт после расширения, является добытым объемом. В среднем только около 10% геологических запасов может быть добыто таким способом. На самом деле, нетрадиционная нефть имеет такой низкий ОРФ именно потому, что она обычно добывается только первичными методами.

Вторичные методы известны как закачка воды или газа в пласт через специальные нагнетательные скважины. Эти методы решают две взаимосвязанные задачи: поддержание пластового давления, чтобы дебит добывающих скважин не снижался, и сброс нефти из пласта в добывающую скважину для увеличения ОРЗ. типичные показатели нефтеотдачи, достигаемые за счет применения вторичных методов, опять же в среднем составляют 30-40%.

Впрыск воды используется чаще, чем впрыск газа, поскольку он обычно более эффективен. Сегодня заполнение водой является стандартной техникой. Эта техника используется уже несколько десятилетий и хорошо себя зарекомендовала. Вода обычно закачивается в пласт; в основном она берется из относительно глубоких водонасыщенных пластов, из которых вода добывается через специальные скважины.

Газ закачивается для поддержания пластового давления, часто с другой целью — для утилизации избыточного, нежелательного попутного газа, который нельзя сжигать, который никто не может продать, и который некуда утилизировать. Иногда трудно сказать, какая цель (вторичное извлечение или утилизация нефти) преследуется в процессе закачки газа.

Заводнение

Давайте теперь рассмотрим, что происходит с пластом во время процесса закачки и почему он не замещает 100% геологических запасов нефти.

В водохранилищах изначально, помимо нефти, содержится большое количество так называемой связанной воды. Объемное соотношение этих жидкостей обычно составляет 70% нефти и 30% воды. Нефть и вода не смешиваются в пласте, и между ними существует четкая граница в любом данном поровом пространстве. Вода обычно окружает частицы породы, а нефть находится в центральной части порового пространства и никогда не вступает в прямой контакт с породой.

При добыче нефти связанная вода изначально никуда не течет, она фиксируется за счет химического и физического сцепления с частицами породы. Но по мере закачки воды в резервуар в поровое пространство постепенно попадает все больше и больше воды и все меньше и меньше нефти. Вода больше не заперта в породе и теперь может перемещаться по пласту вместе с нефтью. В результате в добывающих скважинах появляется пластовая вода.

Поровое пространство очень неоднородно. Его можно представить как множество относительно широких поровых пространств, соединенных относительно узкими поровыми каналами. Диаметр этих поровых каналов очень мал, около одной сотой миллиметра, поэтому капиллярное давление в них становится очень важным. Мы помним, что именно вода, а не нефть, находится в контакте с породой. Таким образом, по мере увеличения количества воды рано или поздно наступает момент, когда в узких поровых каналах остается только вода, а капли нефти задерживаются в широкой части поровых каналов (см. схему).

Перед заполнением водой.
После заполнения водой.

Капиллярная ловушка капель нефти перед поровым каналом. Чем меньше радиус кривизны границы раздела масло/вода, тем выше капиллярное давление. В поровом канале радиус кривизны также меньше из-за меньшего диаметра самого порового канала. Разница между капиллярным давлением в начале и в конце капли превышает перепад давления по ее длине, вызванный экстракцией пласта. В результате капиллярные силы препятствуют прохождению капли через канал поры.

Теперь, чтобы попасть в поровый канал, капля должна преодолеть капиллярное давление, которое может быть порядка атмосферы. Это означает, что для вытеснения капли масла необходимо создать такую разницу давлений на расстоянии в несколько сотых миллиметра. Таким образом, во всем резервуаре, то есть на расстоянии нескольких миллиметров, разница должна составлять около ста атмосфер, и так далее. При необходимости можно создать такой перепад давления и произвести полное, стопроцентное смещение на небольшом образце породы в лабораторных условиях. На реальном месторождении расстояние от нагнетательной до добывающей скважины обычно составляет несколько сотен метров; в таких условиях перепад давления, необходимый для полного вытеснения, фактически более чем в тысячу раз превышает возможный.

Капли нефти, попавшие в поровое пространство, являются остаточной нефтью, которая не может быть физически удалена из пласта путем закачки воды. Часть нефти, которая может быть вытеснена закачкой воды, называется коэффициентом вытеснения нефти. Этот показатель значительно варьируется, но в среднем он составляет около 60-70%.

Справедливости ради следует отметить, что все вышесказанное относится к гидрофильным пластам, т.е. пластам, в которых порода насыщена водой. В гидрофобных пластах все наоборот — нефть окружает зерна породы, а вода находится в центральной части широкого порового пространства. Что касается нефтедобычи, то в принципе это ничего не меняет: часть нефти остается физически неизвлекаемой при погружении, только на этот раз ее удерживает не капиллярное давление, а химическая и физическая связь с частицами породы, с которыми она соприкасается.

Часть пласта, которая полностью вытесняется водой, называется «вымытой» частью. Еще одна важная причина, по которой ОРФ не достигает 100%, заключается в том, что не все части пласта вымываются одинаково в процессе закачки. Во-первых, в большинстве случаев закачиваемая вода течет по прямой линии от нагнетательной скважины до добывающей скважины. Чем дальше от этой линии, тем медленнее и менее эффективно промывается резервуар. Во-вторых, пласты неоднородны и могут быть разделены на проницаемые прослойки, разделенные непроницаемой породой. Размер отдельных проницаемых интервалов обычно невелик, поэтому не все необходимые скважины могут их достичь. Если пласт вскрыт нагнетательной, а не добывающей скважиной (и наоборот), он не будет промыт. В-третьих, вода тяжелее нефти и поэтому имеет тенденцию «сползать» в нижнюю часть резервуара. В результате верхняя часть резервуара остается непромытой.

Часть объема водохранилища, которая смывается паводком, называется коэффициентом покрытия. Типичное значение составляет около 50-60%.

Расчетный коэффициент извлечения нефти при закачке воды рассчитывается как произведение коэффициента выноса нефти и коэффициента погружения нефти. Используя типичные значения этих коэффициентов, как описано выше, легко рассчитать типичные значения коэффициента извлечения нефти — от 30 до 42%, что совпадает со средними значениями ОРФ, описанными выше.

Численная модель процесса заводнения. Красные точки — добывающие скважины, синие точки — нагнетательные скважины. Красный цвет означает высокую нефтенасыщенность, синий — высокую водонасыщенность, а желтый и зеленый — промежуточные значения. Горизонтальный луч кривой — это линия тока. Иллюстрации взяты с сайта группы, разрабатывающей новые цифровые методы моделирования нефтяных и газовых пластов. Источник: https://www.sintef.no/projectweb/geoscale/results/streamline-methods/

Третичные методы

Третичные методы разработки — это любые методы, направленные на дальнейшее повышение коэффициента извлечения нефти после вторичных методов. Эти методы очень разнообразны, однако на сегодняшний день более или менее широко используются только термические и газовые методы.

Термические методы применяются для разработки высоковязких коллекторов, которые часто называют трудноизвлекаемыми или нетрадиционными запасами. Именно поэтому этими методами извлекается не так много нефти. Идея заключается в закачке в пласт горячей воды или водяного пара: высокая температура снижает вязкость нефти, облегчая ее добычу. Как мы видели, термический метод является, по сути, модификацией метода закачки воды — вторичным методом разработки.

Газовый метод в основном используется в традиционных коллекторах для повышения нефтеотдачи при закачке воды. Здесь обычно также закачивается вода, но через определенные промежутки времени она заменяется газом, закачиваемым в ту же нагнетательную скважину, после чего закачка воды возобновляется. Таким образом, и здесь мы видим модификацию закачки воды. Закачиваемый газ — это не обычный газ: он должен смешиваться с пластовой нефтью, т.е. между ними должна быть хорошая смешиваемость. Без этого условия нефтеотдача не улучшится.

Как мы помним, остаточная нефть в затопленной части резервуара содержится в виде изолированных капель нефти под действием капиллярного давления. Когда хорошо перемешанный газ проходит через поровое пространство, часть его растворяется в нефти. В результате капли масла значительно увеличиваются в объеме и способны рекомбинировать друг с другом. Нефть вновь обретает подвижность и начинает двигаться к добывающей скважине. Со временем объем газа увеличивается, и капли нефти с большей вероятностью растворяются в газе и переносятся вместе с ним к добывающей скважине.

Оставшаяся в капиллярной ловушке нефть извлекается газовым методом.

Как видно из описания газовых методов, теоретически их можно использовать для достижения коэффициентов вытеснения, близких к 100%. Нефть в пласте смешивается с закачиваемым газом и добывается. Нефть отделяется на поверхности, а газ закачивается в пласт, где снова смешивается с нефтью, и так далее. Постепенно в добываемой смеси нефти и газа становится все больше газа и все меньше нефти; представляется возможным довести процесс до такой степени, что в пласте практически не останется нефти.

Однако на практике газовый метод обеспечивает лишь около 5-10% дополнительного извлечения нефти, т.е. увеличение ОРФ с 30-40% до 40-45% для обычного метода закачки воды. Это важно, но это не меняет принципиально ситуацию, когда запасы остаются в земле навсегда.

В основном это связано с тем, что природный газ примерно в сто раз менее вязкий, чем нефть. Если ее последовательно закачивать в нагнетательную скважину, она быстро достигнет добывающей скважины по кратчайшей прямой линии; добываться будет только оставшаяся нефть, которой повезло оказаться на этой прямой линии. Чтобы этого не произошло, газ закачивается попеременно с водой. Это в определенной степени стабилизирует процесс.

Другие виды методов типа III не испытывались дальше пилотных испытаний, и многие из них, вероятно, никогда этого не сделают. Популярность термического и газообразного методов на самом деле тоже не очень высока. Как упоминалось выше, термические методы связаны с нетрадиционными коллекторами высокой вязкости. Однако при использовании газовых методов основная трудность заключается в поиске источника газа. Закачивать можно либо углеводородный газ (который сам по себе является ценным источником энергии), либо углекислый газ (который должен быть найден поблизости). Некоторые газовые резервуары содержат высокую долю CO2, который можно отделить и отправить на месторождение для повторной закачки, но так происходит не везде.

Другим достаточно очевидным потенциальным источником CO2 является, конечно же, факельное сжигание. Теоретически, CO2 можно собирать на некоторых тепловых электростанциях, например, для третичного извлечения нефти. В то же время, количество CO2, выбрасываемого в атмосферу, может быть уменьшено. С экономической точки зрения этот вариант остается проблематичным. Помимо других крупных затрат, связанных с третичной регенерацией, потребуется перестроить электростанцию для сбора CO2 и повысить давление для его транспортировки.

Проектный КИН

Часто рядом с текстами о том, что запасы нефти остаются под землей, встречаются фразы о якобы высоком ТЗР в развитых странах и низком или снижающемся ТЗР в России. С одной стороны, это правда. Третичные методы редко используются в России (в основном потому, что условия не подходят для их применения), и трудно добиться высокой нефтеотдачи вторичными методами, т.е. закачкой воды. Есть и другие важные факторы.

Проблема заключается в том, что, помимо метода разработки, ПНП в значительной степени зависит от свойств пласта. Как правило, чем ниже проницаемость пласта, тем ниже нефтеотдача. Связь здесь очень простая. Низкопроницаемые пласты являются таковыми, поскольку имеют более узкие поровые каналы, чем пласты с более высокой проницаемостью. Чем уже канал, тем больше трение в нем и тем больше силы требуется для проталкивания через него того же объема жидкости. С другой стороны, чем уже поровый канал, тем больше капиллярных ловушек для капель остаточной нефти, т.е. тем ниже коэффициент вытеснения и, следовательно, ниже коэффициент извлечения нефти.

В России сегодня начинают разрабатывать все больше низкопроницаемых коллекторов. Это может быть причиной некоторого снижения среднего ОРФ; тем более что на старых месторождениях нет перехода к третичным методам разработки, которые могли бы увеличить ОРФ.

Еще один важный момент, который необходимо понимать, говоря о ПНП или нефтеотдаче, заключается в том, что ПНП — это отношение прогнозируемой добычи нефти к геологическим запасам. Поэтому важно знать, кто, как и почему производит такие оценки. При оценке извлекаемых запасов прогнозный коэффициент нефтеотдачи прогнозирует разработку месторождения вплоть до последней капли нефти, вытекающей из скважины. Эти прогнозы обычно предполагают, что проектная ОРФ была достигнута где-то в середине двадцатого века, особенно для новых областей. Таким образом, во-первых, неясно, стоит ли всерьез ожидать, что эта ORF действительно материализуется. Во-вторых, и это откровенно, чем выше прогнозируемый ОРФ, тем счастливее будет клиент, работающий над проектом, потому что у него будет больше резерва. Нетрудно догадаться, что в конечном итоге важнее для проектировщика — абсолютная честность в расчетах следующего века или сдача проекта в срок и без нареканий со стороны начальства. И это в равной степени относится к реалиям России и зарубежных стран.

Другой распространенный миф заключается в том, что интенсивная выработка пласта приводит к снижению коэффициента извлечения нефти. Это особенно актуально, поскольку резкий рост добычи нефти в России в первой половине 1990-х годов был в значительной степени обусловлен интенсификацией добычи и гидроразрывом пласта. Короче говоря, эта концепция ошибочна.

Методы повышения нефтеотдачи

Был предпринят ряд мер по улучшению качества пласта с целью повышения коэффициента извлечения нефти. Она имеет три основные характеристики: пористость, проницаемость и трещиноватость. Как правило, на пористость нельзя повлиять никаким образом, в то время как на проницаемость и гидроразрыв пласта можно воздействовать несколькими методами.

Гидравлический разрыв пласта и влагонагнетание

Гидроразрыв пласта — это процедура, при которой в ствол скважины закачивается большое количество воды путем резкого повышения давления. Кроме того, нефтедобывающие компании часто проводят микровзрывные работы в призабойной зоне скважины.

За этим следует распространение трещин, которые открывают поры и соединяют их. В результате нефть начинает проходить через пласт и попадает в добывающую скважину. Обычно после продувки скважины добыча топлива прекращается на некоторое время, чтобы дать возможность большему количеству нефти накопиться вблизи забоя.

Закачка воды приводит к увеличению проницаемости. Для старых скважин, которые не могут добывать необходимое количество нефти, вместо закачки жидкости в пласт нагнетается вода. В резервуаре вода немного повышает давление и отталкивает остатки топлива от скважины.

Двигаясь по пласту, нефть прижимается к рабочей скважине, откуда ее можно извлечь. Метод используется для разработки кластеров, где кластер — это большое количество скважин на ограниченной территории.

Реагентно-активационный способ

Этот метод позволяет контролировать устойчивость водоема к внешним воздействиям. Эта техника предполагает применение специальных жидкостей для изменения состояния поверхности минерала. Тем самым нефтедобывающие компании значительно увеличивают реакцию пласта на динамические стимулы.

Для этого используется оборудование, способное вызывать низкочастотные продольные и поперечные волны в пласте, где жидкость параллельно фильтруется через специальные поры под воздействием ударных волн.

Все это приводит к увеличению текучести и проницаемости водонасыщенной части. Увеличение закачки, в свою очередь, приводит к заполнению водой целевой зоны в добывающем пласте, что позволяет закачиваемой воде более эффективно вытеснять нефть.

Увеличение дебита скважин

В процессе гидроразрыва продуктивного пласта в породе вблизи скважины образуются трещины. Они идут вертикально и горизонтально, а их ширина может достигать нескольких сантиметров.

Чтобы предотвратить их закрытие, в скважину подается вязкая жидкость с твердыми частицами. Процесс гидроразрыва пласта обычно проводится в низкопроницаемых зонах, где пласт активно не эксплуатируется, тем самым снижая добычу нефти на всем месторождении.

Разломы образуют поперечные участки, которые плохо дренируются, тем самым увеличивая их продуктивность. Добыча нефти увеличивается по мере того, как топливо, поступающее в трещины, движется к рабочим скважинам.

Создание горизонтальных стволов скважин приводит к увеличению добычи за счет увеличения площади контакта между пластом и добывающими скважинами. Кроме того, воздействие волн на водохранилище увеличивает скорость добычи. Основная цель этой технологии — повышение производительности на изолированных участках с низкой проницаемостью на нефтяных месторождениях.

Как считать КИН: различия между проектными уровнями и рентабельными

В настоящее время существует два коэффициента извлечения нефти (далее КИН), утверждаемых при разработке технических проектов: технический и экономически эффективный. Первый определяется на основе технической производственной мощности: скважина с предельным дебитом нефти 0,5 тонн в сутки и коэффициентом обводненности 98%. Второй основан на достижении максимального NPV при согласованных макросценариях и текущих налоговых условиях.

Подход к определению технического ПНП восходит к советской эпохе (когда отношение к экономике было, прямо скажем, поверхностным) и нуждается в переосмыслении, поскольку технические критерии, применяемые в определенных условиях, могут быть не предельными и не учитывать изменчивость сценариев разработки месторождений, особенно на стадии зрелости. В качестве альтернативы можно предложить методику формирования сценариев развития на основе существующих технологий добычи для оценки технического ПНП без учета налогов на себестоимость добычи. кроме того, следует формировать сценарии развития, дифференцированные по набору используемых технологий. База данных таких технологий должна быть создана и пополняться после подтверждения их состоятельности в ходе разработки технологического полигона или после их фактического использования в полевых условиях.

Доходным ОРФ будет тот, который получен в результате применения макроусловий и фискальных режимов. этот подход наиболее близок к тому, который используется при оценке запасов на основе критериев SPE PRMS. Российская классификация экономически эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов начала рассчитываться только после утверждения технического проекта разработки месторождения в 2015 году. В отличие от SPE PRMS, он не пересчитывается ежегодно, а только каждые 3-5 лет или иногда чаще, когда утверждаются технические проекты. И на самом деле, правительство не знает, каковы экономически извлекаемые запасы страны при нынешних макроэкономических условиях.

По поручению премьер-министра в 2019 году была завершена инвентаризация запасов нефти — первая попытка оценить долю экономически извлекаемых запасов за почти 30 лет с момента перехода страны к рыночной экономике.

Из-за огромных масштабов (более 2700 месторождений и около 28,9 млрд. тонн запасов нефти), первоначально работа была значительно сокращена: в кадастр были включены месторождения с текущими извлекаемыми запасами (ТЗ) более 5 млн. тонн, которых в России на тот момент было 719 (на них приходилось 26,7 млрд. тонн или 92% текущих технически извлекаемых запасов). Кроме того, ряд месторождений со специальными налоговыми режимами — СРП, НДП, Самотлор, специальные формулы экспортных пошлин — были исключены из объема инвентаризации. В результате количество месторождений было сокращено до 600, с общим ТИЗ нефти 17,2 млрд. тонн (60% от ТИЗ нефти России).

Результаты инвентаризации показывают, что доля рентабельных запасов в ТИЗ колеблется от 36% до 65% в зависимости от макросценария цен на нефть и курса рубля (рис. 1).

Инвентаризация также является первой попыткой интегрировать методы экономической оценки в проектную документацию и бизнес-планы компаний. Проблема заключается в том, что в настоящее время, согласно правилам проектирования разработки месторождений, экономически эффективные ОРП определяются на основе достижения максимальной чистой приведенной стоимости всего эксплуатационного объекта (ЭО). Здесь оцениваются в отдельности фонд эксплуатируемых скважин и новые возможности (новое бурение, ГЕО и ПНП). С другой стороны, компания оценивает свое экономическое положение отдельно в рамках бизнес-планирования.

Для того чтобы проанализировать степень расхождений, для инвентаризации было доступно около 100 месторождений, которые были классифицированы в соответствии с экономическим статусом скважин. Сравнение выявило ряд проблем с методологической основой проектной документации. Например, подход к оценке месторождений на уровне эксперта скрывал истинную экономику бурения отдельных скважин и куста, геологических и инженерных работ, при этом нерентабельные операции включались в профиль добычи. В результате завышаются уровни рентабельного производства и запасов, которые в реальности не будут достигнуты. Это приводит к тому, что невозможно оценить последствия действующих налоговых льгот по НДПИ, качественно оценить эффективность разработки в режиме НДПИ и правильно оценить последствия введения новых налоговых льгот на бурение, разработку ТРИЗ и т.д.

Отсутствие возможности точной настройки профилей добычи на основе макросценариев или налоговых условий при расчетах на уровне EA обуславливает необходимость дальнейшего совершенствования методов оценки экономически эффективных извлекаемых запасов на основе расчетов по скважинам (кумулятивных).

Задача оценки наилучшего экономически эффективного ОРФ заключается в поиске оптимальной задачи между интересами государства и недропользователей при определенных макроусловиях, налоговых сценариях и сценариях технологического развития.

Формула расчета коэффициента охвата

Охват — это финансовый показатель, который требует не только информации о годовом объеме производства компании, но и статистических данных об общем объеме производства страны.

Важно! Рассчитать этот коэффициент можно двумя способами: используя информацию об общем объеме выпуска конкретной продукции отечественными производителями или взяв данные об общем объеме продаж продукции отечественных и зарубежных производителей.

В общем случае формула для расчета коэффициента выглядит следующим образом.

Kohv = OPC/OPS * 100%, где.

RPC — производство продукции компании за период (месяц, год, квартал).

RPV — Производство продукции страны в данный период (месяц, год, квартал).

Важный момент! Кохв рассчитывается не на общий объем выпуска продукции предприятия, а на отдельные товары, работы, услуги. Объем производства может быть выражен в физических единицах или в рублях.

Показатель может быть рассчитан в процентах (умноженных на 100%) или в виде дроби.

Нормальное значение показателя

Для показателя секторального охвата нет общепринятого значения: он анализируется отдельно по каждому субъекту национальной экономики и является динамичным. Однако существуют общие правила для его оценки.

• Если показатель растет, это свидетельствует о развитии и продуктивных инвестициях со стороны владельцев компании; для антимонопольного органа это указывает на необходимость начать мониторинг деятельности компании.
• Если показатель снижается, можно предположить, что он не оправдывает себя и на рынке могут появиться новые конкуренты.

Важно! Иногда падение Kohtv означает увеличение числа новых участников на рынке в целом, что не имеет ничего общего с ухудшением финансового состояния компании. Поэтому бессмысленно анализировать его в отдельности.

Примеры расчета показателя

Для того чтобы понять, как рассчитать и проанализировать покрытие, нам необходимо рассмотреть два примера, основанных на выпуске продукции российских компаний.

• ООО «Юг Руси» — Золотые семена.
• ПАО «Лукойл».

Таблица 1: Определение Кохв для ООО «Юг Руси — Золотая Семечка», млрд. руб.201520162017

Объем производства компании	440	556	662
Внутреннее производство	1290	1180	1340
Охват производства	34,11	47,12	49,40

Заключение. 2015-2017 Кочв «Юг Руси — Золотая семечка» растет, поэтому доля компании на рынке страны увеличивается. Такая ситуация свидетельствует о росте компании и ее агрессивной экспансии в секторе растительных масел.

Расчеты показывают, что положение «Юг Руси — Золотая семечка» стабильно: компания сегодня является одним из лидеров в секторе растительного масла и экспортирует свою продукцию за пределы России. Независимо от макроэкономической ситуации, ООО продолжает расширяться в этом секторе.

Таблица 2: Определение Kochw компании «Лукойл», 1 млрд руб.201520162017

Объем производства компании	320	331	340
Внутреннее производство	3210	3590	3780
Охват производства	9,97	9,22	8,99

Подведем итоги! Для ЛУКОЙЛа коэффициент покрытия снижается: рынок высококонкурентный, на нем сказываются кризисные процессы, появляются новые участники. На фоне высоких темпов роста производства в отрасли рост производства «Лукойла» замедлился.

Пример «Лукойла» показывает, что рост объемов производства — это абсолютный финансовый показатель, который не дает достаточного представления о развитии компании. В результате производство и реализация горюче-смазочных материалов компании росли значительно медленнее, чем рост отрасли в целом.

Подробный алгоритм расчета коэффициента покрытия можно проследить в следующих работах. Подробный алгоритм расчета коэффициента покрытия можно увидеть в образце электронной таблицы Excel.

Декарбонизация: новая реальность на нефтяном рынке

Государство, как собственник недр, заинтересовано в обеспечении наиболее эффективной добычи ресурсов из недр, исходя именно из критериев экономически эффективного ОРФ. не следует забывать, что базовые доходы от нефти и газа обеспечивают 30% расходов бюджета России, а дополнительные доходы поступают из фонда государственного благосостояния при ценах выше 43 долларов за баррель. Это не только позволяет применять консервативный подход к планированию бюджетных расходов, но и дает возможность инвестировать в развитие инфраструктуры и крупные проекты при благоприятной ценовой конъюнктуре. По сути, правительство сейчас выступает в роли своего рода портфельного инвестора в нефтегазовый сектор, и в его интересах найти баланс между стабильными доходами бюджета, инвестициями и поддержанием оптимального уровня мировых цен на нефть. Инструментами для этого являются общий уровень фискальной нагрузки и ее структура, предоставление налоговых льгот для определенных категорий запасов и активов, ограничение производства для поддержания ценового равновесия и развитие инфраструктуры. А для этого необходимо учитывать не только потребности и ограничения отечественной промышленности, но и мирового рынка.

Таким образом, долгосрочная стратегия российского государства по управлению объемом и структурой добычи углеводородов не может игнорировать заявленную тенденцию к декарбонизации в крупнейших экономиках мира, которая напрямую влияет на спрос на энергоресурсы. Сегодня более 120 стран уже представили свои долгосрочные стратегии декарбонизации, и это число будет только расти. ЕС был одной из первых стран, объявивших о своей готовности достичь нулевого уровня выбросов CO2 к 2050 году. (с учетом эффекта замещения). Китай взял на себя обязательство стать углеродно-нейтральным к 2060 году, в том числе за счет перехода на возобновляемые источники энергии и развития сегмента электромобилей.

Анализ показывает, что оценки всех крупнейших мировых институтов не указывают на полный отказ от нефти и газа даже к 2050 году. Наиболее радикальный сценарий «чистого нуля», предложенный BP, предполагает сокращение потребления жидких углеводородов до 79 млн баррелей в сутки к 2035 году (-21% к 2018 году). Наиболее агрессивный сценарий «чистого нуля», предложенный BP, предполагает сокращение потребления жидких углеводородов до 79 млн баррелей в день к 2035 году (-21% к 2018 году) и 31 млн баррелей в день к 2050 году (-69% к 2018 году). Ожидается, что добыча природного газа к 2035 году достигнет 3,5 млрд куб. м (-69% к 2018 году), природного газа к 2035 году достигнет 3,5 млрд куб. м (-13% к 2018 году), природного газа к 2035 году достигнет 3,5 млрд куб. м (-13% к 2018 году). природного газа до 3,5 млрд куб. м к 2035 году (-13%% к 2018 году) и 2,5 млрд куб. м к 2050 году (-34%% к 2018 году). (-34% к 2018 году). ОПЕК и МЭА в своих сценариях традиционно более агрессивно относятся к традиционным видам топлива (рис. 1).

Однако все прогнозы указывают на гарантированное присутствие углеводородов в глобальном топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) как минимум до 2050 года. Более того, в соответствии с этими прогнозами во всех случаях нефть будет доминирующим источником энергии до 2035-2040 годов с долей в ТЭБ в пределах 20-31%. Однако неоспоримым является тот факт, что энергетический рынок уже меняется. Доля возобновляемых источников энергии в энергобалансе уже значительна — 12% в 2019 году — в то время как продажи электромобилей уже достигли почти 5 миллионов.

Поэтому в долгосрочной перспективе экспортная ниша для углеводородов будет сужаться, а конкуренция между странами-производителями за завоевание растущих рынков — Азии, Африки и т.д. — обострится. Это будет означать снижение ресурсной ренты и цен, а наиболее эффективные производители на кривой предложения останутся на рынке. Кроме того, необходимо будет сделать продукцию «углеродно-нейтральной», что будет означать повышение стоимости. Это нельзя не учитывать при долгосрочном бюджетном планировании и разработке стратегии развития российской нефтяной промышленности.

Однако в среднесрочной перспективе может возникнуть диаметрально противоположная тенденция. пандемия COVID-19 и последующий обвал цен привели к значительному сокращению инвестиций в разведку и добычу нефти и газа во всем мире. Например, по оценкам Международного энергетического агентства, инвестиции в сектор упадут на 30% в 2020 году и, как ожидается, не вернутся к докризисному уровню в 2021 году. В результате страны с высокой себестоимостью производства — США, Канада, Венесуэла, Бразилия и др. — США, Канада, Венесуэла и Бразилия будут ограничены в своих возможностях наращивать производство для удовлетворения роста спроса в 2022 году и в последующие годы. А поддержание баланса рынка будет зависеть от способности ОПЕК+ поставлять на рынок дополнительные объемы. Ведущие мировые инвестиционные банки — Bank of America и JP Morgan Chase — обозначили этот риск в своих прогнозах. Представленные отчеты показывают, что при неблагоприятном сценарии цены могут подскочить до отметки выше 100 долларов за баррель.

Как быть: необходимы новые инструменты управления и ускоренная монетизация ресурсов

Таким образом, в ближайшие десятилетия России, как крупнейшему производителю и балансировщику рынка, придется сначала столкнуться с необходимостью наращивать производство для удовлетворения спроса и монетизации своей ресурсной базы, а затем — с растущей рыночной конкуренцией и снижением ресурсной ренты. В этом контексте регулирующим органам необходим инструментарий для оценки ситуации и управления ресурсной базой. Другими словами, они должны понять.

• Сколько выгодно производить в России сейчас при нынешних рыночных условиях?
• Какие существуют возможности для увеличения или уменьшения добычи (нерентабельные варианты, технические возможности для увеличения коэффициента извлечения нефти)?
• Каковы риски покрытия бюджета в случае снижения цен?
• Какие меры регулирования необходимы для сохранения их позиционирования на рынке и инвестиций?

Как показывает инвентаризационный анализ, для того чтобы ответить на эти вопросы, необходимо реформировать методологию, используемую для разработки проектной документации, как в плане оценки экономики, так и в плане увеличения вариантов технологий.

Детализация экономики нефтегазовых месторождений на уровне скважин даст правительству инструмент для анализа существующих стимулов и дальнейшей доработки налогового режима для нефтегазовой отрасли. Конечно, для расчетов экономики скважин требуется более высокое качество гидродинамических и газодинамических моделей и инженерных расчетов, которые теперь предоставляются в ФБУ ГКЗ при утверждении технических проектов.

Следует отметить, что наличие в системе Роснедр инструментария для ежегодного пересчета технических проектов (переоценки объема рентабельных запасов) с учетом изменения цен на углеводороды и налоговых условий стало бы первым шагом к созданию ежегодного аудита запасов углеводородов, что является одним из ключевых требований для управления рыночным риском в отрасли.

Кроме того, в ближайшие 10-20 лет необходимо будет разработать системы стимулирования для монетизации ресурсной базы и введения нерентабельных вариантов, а правительства будут поддерживать развитие технологий для повышения эффективности разработки ресурсов и обеспечения углеродно-нейтрального развития для сохранения своих позиций на рынке.