​Сибирские ученые разработали методику, которая поможет нефтяным компаниям оценить, выгодно ли осваивать то или иное месторождение, а государству — решить проблемы с заполнением нефтепровода «Восточная Сибирь — Тихий океан» (ВСТО), расширенного до проектной мощности в прошлом году, однако прокачивающего недостаточное количество нефти. Статьи об этом опубликованы в журнале «Проблемы теории и практики управления» и «Транспорт: наука, техника, управление».

Все мы знаем, что нефть чаще всего не бьет из скважины фонтаном, но есть и другой, менее очевидный факт: не каждое месторождение в принципе способно принести доход. Поэтому, прежде чем разрабатывать конкретный участок, компания должна с максимальной точностью определить, выгодно ли это в финансовом отношении. Причем такие прогнозы важны не только для частного бизнеса как пользователя участка, но и для собственника — государства: как известно, нефть имеет большое значение для экономики нашей страны (по итогам 2018 года доля доходов от нефтяной отрасли, поступающих в федеральный бюджет, составит 46 %).

Компании-недропользователи обязаны оценивать, целесообразно ли осваивать то или иное месторождение с экономической точки зрения: в законодательстве есть понятие «рентабельные к разработке запасы» (это те запасы, извлечение которых окупится), однако не установлено, как должна определяться рентабельность. Сейчас в Федеральном агентстве по недропользованию пишут инструкции, которые помогут оценивать экономическую эффективность освоения нефтяных участков и месторождений. Соавторами этих рекомендаций выступает коллектив Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука  СО РАН.

В состав государственных инструкций должна войти методика геолого-экономической оценки нефтяных участков, созданная в Центре экономики недропользования нефти и газа ИНГГ СО РАН. «Полезные ископаемые, содержащиеся в недрах, в том числе и нефть, неоднородны по степени изученности. К категории запасов относят те из них, что подтверждены бурением скважин. Объекты недропользования, на которых есть такие запасы, называются месторождениями. Однако сейчас практически все месторождения распределены между компаниями, и государство выдает участки с недр с ресурсами — полезными ископаемыми, которые только предположительно можно добыть», — рассказывает ведущий научный сотрудник ИНГГ СО РАН доктор экономических наук Ирина Викторовна Филимонова.

​Информация о ресурсах, полученная в ходе геолого-разведочных работ, изначально является предположительной. Только со временем, вкладывая большое количество средств в изучение недр, можно собрать более достоверные сведения об участке. Нефтяные компании стараются минимизировать свои затраты на геологические изыскания, ограничиться минимумом, при котором они могут начать извлекать прибыль, иногда в ущерб долгосрочной выгоде. В то же время собственник разрабатываемых участков, государство, заинтересовано в как можно более полной информации о них.

С помощью геолого-экономической оценки компании могут понять, какие объемы вложений целесообразны: посчитать имеющиеся запасы и ресурсы, затраты на геологическую разведку, бурение скважин, обустройство, транспортную инфраструктуру, потенциальные инвестиции и построить прогноз на период 30—40 лет. «По сути, мы оцениваем инвестиционный проект, но он имеет ряд особенностей. Такую работу невозможно полноценно и качественно провести исключительно силами экономистов. Есть мощный геологический блок, и с чем большей детальностью и компетентностью он будет выполнен, тем справедливее будет экономическая оценка. Сложнее всего с ресурсами: почти каждый параметр приходится прогнозировать, поэтому для их оценки требуется фундаментальный научный подход. В ИНГГ СО РАН ресурсную базу оценивают в лаборатории теоретических основ прогноза нефтегазоносности под руководством доктора геолого-минералогических наук Льва Марковича Бурштейна​», — говорит Ирина Филимонова.

Иметь в руках действенный инструмент оценки запасов и ресурсов особенно актуально для Восточной Сибири, где нефть является трудноизвлекаемой, а магистральный трубопровод «Восточная Сибирь — Тихий океан» имеет проблемы с наполнением и выходом на полную мощность. Планируется, что наполнять ВСТО будут месторождения региона, однако темпы их подготовки не успевают за строительством магистральной трубы. «Например, “Транснефть” уже отчиталась, что готова прокачивать по ВСТО-1 почти 60 миллионов тонн, а на месторождениях региона добыча составляет около 50 миллионов, и часть этой нефти поступает на внутренний рынок. Хабаровский и Комсомольский нефтеперерабатывающие заводы тоже не могут обеспечить сырьевой базой свои участки. Такая же ситуация с ответвлением Куюмба — Тайшет, оно сейчас может принять 15 миллионов тонн, а реальное заполнение трубы существенно ниже этой цифры», — поясняет Ирина Филимонова.

Дело в том, что  добыча нефти неуклонно падает на действующих крупных месторождениях, из-за которых и был построен ВСТО (Ванкорское в Красноярском крае, Талаканское в Республике Саха (Якутия) и Верхнечонское в Иркутской области). Соответственно, нужно осваивать близлежащие месторождения или идти на новые территории. Однако определить, будут ли эти меры экономически выгодны, и наполнится ли из-за них ВСТО, не просто.

У месторождений Восточной Сибири сложный для прогнозирования характер: нефть здесь очень высокого качества, легкая, низкосернистая, однако она залегает таким образом, что там, где предполагались запасы, при бурении их может не оказаться. Нефти, которую, условно говоря, можно уже завтра извлечь и поставить в трубопровод, немного. Основная доля полезных ископаемых требует больших инвестиций для того, чтобы подтвердить рентабельность. Порой это приводит к ситуации, когда компании ставят на баланс большие запасы, что повышает их капитализацию, позволяет привлекать инвестиции из-за рубежа, а в итоге это оказывается мыльным пузырем. 

«На востоке России необходимо вкладывать деньги в процесс доразведки месторождения, однако компании очень неохотно проводят такие работы, ведь это большие затраты, которые не приносят сиюминутную прибыль. В периоды кризисов 2008, 2014 годов в первую очередь сократилось финансирование геолого-разведочных работ. Между тем, чтобы добывать нефть в будущем, уже сегодня нужно бурить поисковые и разведочные скважины и открывать новые запасы. Чаще всего процесс геолого-разведочных работ занимает пять — десять лет и больше, это нужно учитывать», — комментирует Ирина Филимонова. Геолого-экономическая оценка призвана помочь компаниям принимать более дальновидные решения по поводу тех или иных вложений.

Методика, разработанная в ИНГГ СО РАН, позволяет, в частности, определить эффективность совместного освоения месторождений и строительства отводов для передачи нефти оттуда до ВСТО. «Строительство отводов стоит дорого, поэтому компаниям выгодно объединяться и брать несколько участков в совместное пользование. Мы помогаем выбрать оптимальный маршрут для транспортировки с учетом особенностей трубопроводного транспорта и нефти. Затраты на строительство внутрипромысловых труб, то есть отводов, меняются не прямо пропорционально их длине — расстоянию до магистрального нефтепровода. В трубу при различной комбинации подключенных участков поступает разное количество нефти, что определяет ее диаметр и количество насосных станций. Можно сделать трубу шире и сэкономить на насосных станциях либо, наоборот, сэкономить на диаметре. Результат не очевиден с первого взгляда, поэтому наша методика предполагает различные варианты подключения и количественную оценку выгоды. Это один из инструментов, который может найти выгодные для компаний решения и способствовать активному заполнению трубы ВСТО», — говорит Ирина Филимонова.

Работа выполняется при поддержке РФФИ в рамках научных проектов № 18-310-20010, 17-06-00537 и гранта Президента Российской Федерации для государственной поддержки молодых российских ученых МД-6723.2018.6.​ 

«Наука в Сибири»

Фото предоставлено Ириной Филимоновой