Коркунов В.В., Шарифуллина Е.А. (Департамент по нефти, газу и минеральным ресурсам ХМАО)

В начале 90-х годов ХХ века государственные капиталовложения в развитие недр из-за нестабильности в социально-экономическом развитии страны снизились, а затем полностью прекратились. В то же время геологоразведочными предприятиями был создан значительный фонд новых месторождений — только в Ханты-Мансийском автономном округе их насчитывалось 500. В результате резкого сокращения государственных капиталовложений снизились объемы бурения и добычи нефти (рис.1), наблюдался рост обводненности продукции, действующий фонд добывающих скважин остался тем же. С 1989 года на начало 1992 года произошло снижение объемов добычи нефти на 30%. С целью сдерживания падения добычи нефти необходимо было вводить новые мощности для освоения месторождений; для эксплуатационного разбуривания ранее введенных требовались значительные объемы инвестиций.

Рис.1. Мониторинг добычи нефти по ХМАО

Правительство страны начало привлекать иностранные инвестиции для поддержания и развития топливно-экономического комплекса страны.

В Ханты-Мансийский автономный округ стали приезжать многочисленные делегации, представители фирм, компаний для ознакомления с ситуацией и вложения капитала. Среди них такие, как американская компания «АМОКО», «Файбро Энерджи Продакшн Инк.», «Англо-Суисс Л.П.», нидерландская компания «Шелл», итальянская компания «Аджип» и другие.

В 1991-1992 годах на территории автономного округа было создано несколько совместных предприятий для разработки недр.

Первым совместным российско-американским предприятием на территории ХМАО было зарегистрировано СП «Белые ночи» на основе договора, заключенного между производственным объединением «Варьеганнефтегаз» и иностранными инвесторами «Англо-Суисс Л.П.» и «Файбро Энерджи Продакшн Инк».

Затем было создано совместное предприятие — Сибирско-американская нефтяная компания «САНК», которое явилось результатом партнерства между «Аганнефтегазгеологией» и фирмой «О’Коннор и ЯНГ» — США.

В 1992 году были созданы три совместных предприятия с 50%-ным участием ОАО «Черногорнефть» в Нижневартовском районе:

1. СП «Корпорация Югранефть».

2. СП «Черногорское».

3. СП «Ваньеганнефть».

В этих предприятиях 50% уставного капитала принадлежало ОАО «Черногорнефть», 50% — иностранным инвесторам.

Со стороны иностранного инвестора в СП «Ваньеганнефть» выступает американская нефтяная компания «Оксидентал Петролеум», в СП «Черногорское» — «Андерман-Смит» США, в СП «Корпорация Югранефть» -канадская компания «Науско».

Совместное предприятие «САНК» работало на вновь открытом и не введенном в разработку Западно-Могутлорском месторождении, остальные совместные предприятия — на уже разрабатываемых месторождениях.

В 1993 году в Ханты-Мансийском автономном округе был проведен I конкурс на право участия зарубежных фирм — инвесторов в освоении недр. На этот конкурс были выставлены участки недр с уже открытыми, но не веденными в разработку месторождениями, в том числе крупные — Приобское, Салымская группа, а также ряд средних и мелких месторождений. По итогам I конкурса победителями стали:

1. Приобское месторождение — компания «АМОКО».

2. Салымская группа месторождений (Западно-Салымское, Ваделыпское и Верхнесалымское) – компания «ШЕЛЛ».

3. Урайская группа месторождений в Кондинском районе (Хултурское и Славинское) – австрийская компания «ЮРАЛС АРА».

В условиях конкурса было предусмотрено: в сжатые сроки согласовать форму совместного сотрудничества; зарегистрировать совместное предприятие (новое юридическое лицо) в соответствии с действующим российским законодательством; оформить лицензионные соглашения.

Мы проанализировали развитие ситуации по адаптации иностранных предприятий в сложившейся экономической ситуации к условиям российского рынка.

СП «Белые ночи»

СП «Белые ночи» были выданы лицензии на право добычи нефти по Западно-Варьеганскому и Тагринскому месторождениям.

Согласно Технико-экономическому обоснованию была заявлена добыча за 25 лет в 78.3 млн.т по этим месторождениям (добыча в ТЭО не разделялась). СП предполагало внедрить новые технологии, в том числе и зарубежные, в частности, бурение горизонтальных скважин. Проектные дебиты таких скважин по ТЭО должны были составлять 100-120 т/сут.

Согласно договору, производственным объединением «Варьеганнефтегаз» в аренду СП «Белые ночи» было передано 611 пробуренных скважин по Тагринскому и 303 по Западно-Варьеганскому месторождениям.

3 ноября 1998 года в Москве состоялось подписание договора о покупке хорватской компанией «СИЭЛ» (дочерняя компания государственного хорватского предприятия «INA») долей «Файбро Энерджи Продакшн» и ОАО «Варьеганнефтегаз» в СП «Белые ночи».

Договор вступил в силу с 1 января 1999 г., и СП «Белые ночи» стало предприятием со 100%-ным иностранным капиталом.

В Технико-экономическом обосновании на Западно-Варьеганском лицензионном участке предполагалось снижать добычу нефти постепенно, но из-за того, что работы не проводились на должном уровне, годовая добыча нефти резко сократилась и составила 314 тыс.т вместо 885 тыс.т проектных в 1998 г. (рис.2), а на Тагринском месторождении добыча нефти составила в 1998 г. 122 тыс.т вместо проектных 425 тыс.т (рис.3).

Рис.2. Добыча нефти Западно-Варьеганского месторождения

Рис.3. Добыча нефти Тагринского месторождения

Предусматривалось наращивать объемы бурения. По проекту действующий фонд добывающих скважин должен был увеличиться (с 348 до 557 скважин на Тагринском и с 202 до 344 на Западно-Варьеганском месторождениях), но работы в соответствии с графиком не проводились. Поэтому фактический действующий фонд добывающих скважин на Западно-Варьеганском месторождении значительно снизился и составил в 1998 году 81 скважину против проектного – 304 скважины.

Проектные уровни добычи нефти в 2000 году на Западно-Варьеганском лицензионном участке выполнены на 63.2%, фактически добыто 685.5 тыс.т при 1085 тыс.т по проекту. Все это происходит из-за сокращения действующего фонда добывающих скважин (29 скважин против 92 скважин по проекту), невыполнения предусмотренных объемов эксплуатационного бурения.

На Тагринском лицензионном участке проектные уровни добычи нефти в 2000 году выполнены на 32.5% (125.9 тыс.т при 387.6 тыс.т по проекту), что связано в первую очередь с меньшим действующим фондом добывающих скважин (28 скважин при 106 скважинах по проекту) и отсутствием эксплуатационного бурения.

Основная причина сложившегося положения дел на Тагринском лицензионном участке — недостаточные объемы инвестиций, отсутствие системного подхода к выработке запасов и использованию ресурсной базы.

СП «САНК»

Лицензия на Западно-Могутлорский лицензионный участок выдана 21.12.1992 г. совместному российско- американскому предприятию «САНК» на поиски, разведку и разработку сроком на 25 лет. Согласно лицензионному соглашению, ввод в пробную эксплуатацию Западно-Могутлорского участка предусматривался в 1993 году, а в 1996 г. — в промышленную разработку.

В 1995 г. американский партнер СП «САНК» компания «Пензойл» по результатам буровых работ 1993 года и проведенной оценки запасов продала свою долю проекта американской компании «Модел Филдс Корп.»

В 1997 г. «Модел Филдс Корп.» прекратила финансирование программы дальнейшего развития СП «САНК», а затем отказалась от участия в совместном проекте. Проект ввода месторождения в промышленную разработку не был реализован.

Во второй половине 1997 г. ОАО «АНГГ» (Аганнефтегазгеология) выкупило 50% акций, принадлежащих американской стороне. 17.09.1997 г. СП «САНК» преобразовано в ЗАО «САНК» (Сибирская Аганская Нефтяная Компания) со 100%-ным российским капиталом.

Предусматривалась пробная эксплуатация 15 скважин, в том числе 4 нагнетательных. В 1992-1993 годах было пробурено 4 скважины, но в полном объеме строение Западно-Могутлорского месторождения установить не удалось. Проектная 9-точечная система размещения эксплуатационных скважин не была сформирована, не был реализован предусмотренный комплекс поддержания пластового давления путем закачки. Фактический уровень добычи составил в 1993 г. – 0 тыс.т, проектный 14.8 тыс.т; в 1994 г. – 27.0 тыс.т, проектный 63.2 тыс.т, а в 1996 г.– 20.3 тыс.т, проектный 61.7 тыс.т.

За 1992-1997 гг. — период деятельности СП «САНК» — программа пробной эксплуатации не была выполнена, современные технологии повышения нефтеотдачи не применялись, что обусловлено низкой инвестиционной деятельностью.

В 1997-1998 гг. ЗАО «САНК» на Западно-Могутлорском лицензионном участке пробурило 3 эксплуатационные скважины. Лицензионным соглашением предусматривалось в 1998 г. добыть нефти 54.7 тыс.т, фактическая добыча составила 41.5 тыс.т. Наименьшие значения уровней добычи были в период смены собственников (рис.4). В настоящее время работы по пробной эксплуатации на Западно-Могутлорском лицензионном участке выполнены на 98%.

Рис.4. Добыча нефти Западно-Могутлорского месторождения

Проанализируем результаты освоения участков недр, выставленных на 1 конкурс.

По Приобскому месторождению победителем конкурса на право участия в реализации проекта в качестве инвестора была признана американская компания «АМОКО».

В своих конкурсных предложениях «АМОКО» предлагала проводить освоение Приобского месторождения с применением экологически чистых технологий и высокими темпами вовлечения запасов в разработку; использовать безамбарное бурение; разбуривать месторождение скважинами, объединенными в суперкусты: по 120-150 скважин на одной кустовой площадке. В 1998 году должно было буриться 6 суперкустов; в 2000 г. — 10; в 2004 г. — 18. Программа разработки предусматривала пятиточечную схему заводнения с бурением более 3800 добывающих и 3800 нагнетательных скважин. Соответственно разбуривание высокими темпами, а также годовые объемы добычи нефти с различных участков месторождения должны были наращиваться. Согласно графику, в 2000 году объем добычи нефти должен был превышать 10 млн.т, в 2010 году максимальный уровень добычи 25 млн.т в год.

Фактически к реализации проекта, предложенного на конкурсе, компания не приступила. Совместное предприятие с российскими партнерами для разработки месторождения создано не было. Действия «АМОКО» свелись к проведению небольших объемов геологоразведочных работ и многочисленным предпроектным проработкам. После вынесения официального предупреждения со стороны органов государственного управления недрами компания так и не создала совместное предприятие и не начала реализацию проекта освоения Приобского месторождения.

В 1999 году итоги первого конкурса по участию «АМОКО» в проекте Приобского месторождения были аннулированы.

ОАО «Юганскнефтегаз» — владелец лицензии на разработку Приобского месторождения — заявило, что сможет самостоятельно инвестировать проект освоения. Необходимо отметить, что сейчас наблюдаются высокие темпы освоения месторождения, буровые работы ведутся силами 5 буровых бригад, ежегодно фонд добывающих скважин увеличивается на 150 единиц, объем добычи нефти удвоился и составил в 2002 году – 11882.5 тыс.т в год.

Ситуация по освоению Салымской группы месторождений компанией «Шелл» аналогична ситуации по освоению Приобского месторождения.

Согласно конкурсным предложениям, компания «Шелл» должна была за короткое время создать совместное предприятие с российским партнером и приступить к освоению Салымской группы месторождений.

К концу 2001 года на месторождении должен был функционировать добывающий комплекс с развитой инфраструктурой и добычей нефти, превышающей 1.5 млн.т/год, причем накопленная добыча нефти с начала разработки должна была превышать 30 млн.т.

Фактически совместное предприятие «Салым Петролеум Девелопмент» было создано спустя 4 года после подведения итогов 1 конкурса, а лицензии были оформлены в 1998 г., то есть через 5 лет. Полномасштабного освоения лицензионных участков недр по программе, представленной на 1 конкурс, компания «Шелл» не начала.

Добыча нефти велась на Верхнесалымском месторождении из ранее пробуренных разведочных скважин, максимальный годовой объем добычи нефти не превысил 35 тыс.т. С начала эксплуатации добыто 133 тыс.т на 2000 год. На месторождениях Салымской группы не было создано инфраструктуры, предусмотренной конкурсными предложениями.

Подобная ситуация не может устраивать органы государственной власти, поэтому компании «Салым Петролеум Девелопмент» выдано в июне 2001 года официальное предупреждение о возможном досрочном прекращении права пользования недрами Верхнесалымского лицензионного участка.

Не в полном соответствии с Технико-экономическими показателями, представленными на первый конкурс, развивались события и по освоению Хултурского и Славинского месторождений в Кондинском районе. В отличие от «Шелл» и «АМОКО» было создано совместное предприятие ЗАО «Турсунт», на него, согласно условиям конкурса, были переоформлены лицензии. ЗАО «Турсунт» приступило к эксплуатации только одного наиболее продуктивного и экономически более выгодного Хултурского месторождения, значительно задержав ввод в разработку и освоение менее продуктивного Славинского месторождения. В то же время в конкурсных предложениях предполагалось в первые годы после начала эксплуатации Хултурского месторождения реинвестировать средства, полученные от реализации нефти, добытой из его недр, в освоение Славинского месторождения.

Таким образом, ввод Славинского месторождения в разработку был задержан на годы, и потребовалось вмешательство органов управления государственным фондом недр для начала инвестирования недропользователем проекта этого месторождения.

Проведенный анализ показал, что иностранными фирмами-инвесторами недостаточно выполнялись обязательства по инвестированию лицензионных участков недр.

Иностранные инвесторы мало вкладывали средств в развитие добывающего комплекса, используя ранее созданные добывающие мощности. Это связано с нестабильной экономической ситуацией в стране в 90-е годы и стремлением иностранных инвесторов получать наибольшую прибыль от инвестиций.

В последние годы российские нефтяные компании сами стали достаточно активно инвестировать средства в освоение лицензионных участков недр.