Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Инновационный инструментарий управления инвестиционными программами в крупной нефтяной компании. Монография
.pdf
(2013-2015 гг.) основной совокупности намеченных стратегических
ориентиров развития энергетического сектора. При этом значительного внимания требуют вопросы преодоления наблюдающихся отрицательных тенденций в показателях глубины нефтепереработки и удельной энергоемкости ВВП, а также в показателях эффективности работы
объектов электроэнергетики.
При этом все более актуальными становятся вопросы своевременного запуска более глубинных процессов модернизации нефтяной
отрасли, способных обеспечить к концу второго этапа (2020-2022 гг.)
реализацию Энергетической стратегии до 2030 г., завершение базовых
мероприятий по широкому инновационному обновлению отрасли.
Основными показателями Генеральной схемы развития нефтяной отрасли РФ на период до 2020 г. являются следующие: стабилизация ежегодной добычи нефти и конденсата в период до 2020 г. в объеме 505 млн т, объем накопленной добычи – более 5 млрд т, рациональное использование попутного газа – 95%, объем ежегодной переработки – 230-240 млн т, увеличение глубины переработки нефти до 85%.
По базовому индикатору – объему добычи нефти – Энергетическая стратегия и Генеральная схема развития нефтяной отрасли РФ на
период до 2020 г. показывают высокую корреляцию (первый этап до
2013-2015 гг. – 486-495 млн т, второй этап – до 2020-2022 гг. – 505-525
млн т, согласно Энергетической стратегии; в соответствии с целевым
сценарием Генсхемы объем добычи нефти составляет 505 млн т). Что
касается нефтепереработки и экспорта нефти, то в связи с происходящими в настоящее время изменениями в нефтяном комплексе РФ
Энергетическая стратегия требует уточнения и корректировки.
В частности, Энергетической стратегией предполагается, что к
2020 г. в России будет перерабатываться 249-260 млн т нефти, что обусловлено приобретением за пределами России большого количества
нефтеперерабатывающих заводов и комплексов, появлением долгосрочных обязательств РФ по поставке нефти в Китай (15 млн т), обязательствами по поставкам нефти в Белоруссию.
По мнению специалистов 92, главным смыслом Энергетической стратегии до 2030 г. является курс на развитие, независимый от
внешних и внутренних условий, однако, ими отмечается значительное
влияние рыночных условий на функционирование отечественной
нефтяной отрасли, что значительно усложняет достижение ее целевых
показателей.
51
За период с 1996-2010 гг. число недропользователей в России
возросло более чем в 3 раза – с 213 до 777 . В то же время, начиная с
2008 г. число недропользователей, получивших лицензию на ГРР, сократилось почти на 30% 54, что свидетельствует о нежелании недропользователей осуществлять капитальные вложения в геологоразведочные мероприятия. Нефтяных компании не готовы осуществлять
капитальные вложения в разведку и добычу нефти на уровне 75-80 %
их общей стоимости при готовности государства финансировать не
более 10-15% таких расходов, как заложено Энергетической стратегией. Многие нефтяные компании переориентируют свои программы
развития с роста добычи нефти на рост чистого денежного потока, либо распределяют практически всю чистую прибыль в виде дивидендов,
выделяя на разведку и добычу минимальные ресурсы 148. Таким об-
разом, основным препятствием для реализации Энергетической стратегии является, на наш взгляд, противоречивость корпоративных целей нефтяных компаний и целей Энергетической стратегии. Так, один
из руководителей ПАО «Лукойл» В.Ю. Аликперов еще в 2010 г. заявил о снижении инвестиций в геологоразведку на 65%. Среди основных причин он назвал передачу открытых месторождений государству,
а не недропользователю, осуществляющему открытие и возмещение
затрат на геологоразведочные работы только при положительном результате 54. Таким образом, законодательная база не стимулирует
геологоразведку.
Согласно Стратегии существенные объемы денежных средств
предполагалось вложить до 2030 г. в трубопроводный транспорт.
Мощность экспортных нефтяных трасс будет увеличена на 65-70% по
отношению к показателям 2005 г. Однако, как констатирует
Н.Никитин 148, уже сейчас существующие экспортные трубы работают на 75% установочной мощности, а с вводом в эксплуатацию всех
запланированных трасс задействованной окажется только 50% пропускной способности газовых магистралей. Таким образом, масштабность планов добычи и транспортировки не соотносится с прогнозами
спроса. Международное энергетическое агентство (МЭА) практически
одновременно с принятием новой российской Энергетической стратегии опубликовало свое видение рынка до 2030 года, спрогнозировав,
предсказав на этот период вялый спрос на фоне растущих объемов
предложения.
52
При этом, по мнению С. Киммельмана 92, необходима реализация ряда мероприятий для достижения прогнозируемых уровней добычи в нефтяной промышленности в период до 2030 г.:
внедрение на эксплуатируемых месторождениях передовых
технологий и разработок, направленных на увеличение нефтеотдачи
(уплотнение сеток эксплуатационных скважин, бурение боковых стволов и горизонтальных скважин, для чего потребуется до 200 млн м
эксплуатационного бурения; системное внедрение методов увеличения
нефтеотдачи (МУН); работа по гидродинамическим моделям, состояние которых поддерживается в режиме реального времени на представительной информационной базе);
введение в активную разработку не менее 13 млрд т новых за-
пасов, а именно: построить порядка 200 тыс. новых эксплуатационных
скважин, что требует до 600 млн м (более 26 млн м в год) эксплуатационного бурения. (Для сравнения: в настоящее время годовой объем
эксплуатационного бурения по основным нефтяным компаниям составляет около 14,0 млн м);
введение в разработку до 2000 месторождений нефти, в том
числе в новых нефтедобывающих регионах и на шельфе (помимо бурения, потребуется обустройство месторождений, создание необходимой промышленной и социальной инфраструктуры и т.д.).
Институтом энергетической стратегии с участием специалистов
других организаций была разработана «Концепция долгосрочного развития нефтяной промышленности России» (далее – Концепция), которая базируется на основных положениях Энергетической стратегии до
2030 г., согласно которой инновационный сценарий все же несет серьезный риск глубокого технологического отставания 110. Развитие
энергетики в России и государственная политика в этой области,
включая Энергетическую стратегию России, ориентированы на наращивание добычи ископаемого топлива и энергетических мощностей.
В рамках Концепции главной задачей является обеспечение
внутреннего рынка моторным топливом и нефтехимическим сырьем.
Обязательным условием является поддержание в стране адекватного
росту мирового спроса уровня добычи нефти. Базовый вариант Концепции предусматривает в 2010-2030 гг. стабильный рост добычи и
переработки нефти на российских нефтеперерабатывающих заводах
(НПЗ) и потребления нефтепродуктов на внутреннем рынке.
53
В свою очередь, условиями достижения стратегических целей
Концепции являются 110:
обеспечение расширенного воспроизводства запасов нефти за
счет геологоразведочных работ и своевременной подготовки месторождений к эксплуатации как в зрелых, так и в новых районах нефтедобычи;
совершенствование технологий добычи нефти, включая внед-
рение современных методов увеличения нефтеотдачи для увеличения
коэффициента извлечения нефти;
развитие транспортной инфраструктуры для повышения эф-
фективности, диверсификации структуры и направлений поставок
жидких углеводородов;
развитие нефтепереработки, направленное на увеличение глу-
бины переработки нефти и повышение качества выпускаемых нефтепродуктов;
ресурсосбережение, сокращение потерь на всех стадиях тех-
нологического процесса при подготовке запасов, добыче, транспортировке и переработке нефти.
Концепция долгосрочного развития нефтяной промышленности
России предусматривает также совершенствование нефтяной отрасли
за счет инновационного развития (Приложение 1). Для объективной
прогнозной оценки роли НТП были подробно проанализированы возможности и потенциальные результаты внедрения инноваций по следующим направлениям:
1. Повышение эффективности геологоразведочных работ, в том
числе:
существенное повышение роли дистанционных (аэрокосмиче-
ских) методов при региональных и поисковых работах;
разработка и выпуск отечественной промышленностью нового
поколения оборудования и измерительной аппаратуры для практической реализации на различных стадиях геологоразведочного процесса
высокоточных и информативных технологий геофизических исследований;
разработка и широкое внедрение отечественного программно-
го обеспечения для обработки геолого-геофизической информации и
построения цифровых моделей геологических объектов различного
иерархического уровня;
54
введение в действие взаимосвязанной (по стадиям геолого-
разведочного процесса) системы технического регулирования в недропользовании;
повышение коэффициента извлечения нефти из недр за счет
использования современных методов повышения нефтеотдачи пластов. При этом, необходимо более интенсивное внедрение третичных
методов (тепловых, газовых, химических, микробиологических).
2. Определение критически важных направлений развития тех-
нологий в добыче и транспортировке нефти, в том числе:
разработка и повсеместное внедрение технологий и оборудо-
вания, обеспечивающих высокоэффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти;
разработка и освоение технологических комплексов по буре-
нию и добыче на шельфе морей и континентального склона;
совершенствование технологий сооружения и эксплуатации
геологоразведочных и нефтепромысловых объектов в сложных природно-климатических условиях;
совершенствование и широкое освоение существующих и со-
здание новых методов воздействия на пласты и увеличения нефтеотдачи.
3. Перспективные технологии в переработке нефтяного сырья,
направленные на оптимизацию схем глубокой переработки, в том числе:
опережающее развитие технологических комплексов по
углублению переработки нефти и повышению качества продукции;
внедрение современных технологий по каталитическому ри-
формингу бензинов, гидроочистке дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей, изомеризации, алкилированию, гидродепарафинизации и деароматизации, получению кислородосодержащих высокоактивных добавок.
4. Повышение энергоэффективности и снижение потерь на различных технологических стадиях производства в нефтяной отрасли:
в нефтедобыче: снижение расхода нефти на технологические
нужды и потери, повышение нефтеотдачи, оптимизация работы скважин, совершенствование контроля и учета нефти;
в транспортировке нефти: реконструкция объектов нефтепро-
водов и системная организация технологических режимов их работы;
55
сокращение потерь нефти, внедрение автоматизированных си-
стем управления и телемеханики, улучшение технического состояния
нефтеперекачивающих агрегатов, широкое внедрение резервуаров с
плавающей крышей;
в нефтепереработке: повышение глубины переработки, более
полное использование газов нефтепереработки, автоматизация оптимального ведения режимов технологических цепочек.
Здесь учтены такие важнейшие факторы, как стимулирующее
влияние государственной политики и инновационное развитие в
нефтедобыче, которые нельзя оставлять без внимания при формировании прогнозов на долгосрочную перспективу.
Результатом воздействия этих факторов будет ускоренный рост
добычи нефти в новых провинциях (Восточная Сибирь, шельф) и не
столь значительное падение в «старых» провинциях (Западная Сибирь,
Волго-Уральская провинция, Северный Кавказ).
Повышение коэффициента извлечения нефти является одним из
стратегических ориентиров государственной энергетической политики, для самих нефтяных компаний – важнейшим направлением повышения конкурентоспособности нефтяных компаний. Разработка возможных мер экономического стимулирования разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья и применение инновационных технологий в добыче и методах увеличения нефтеотдачи – способны привести к действительно конструктивным сдвигам.
Обобщая вышесказанное, подчеркнем, что основным препятствием для реализации Энергетической стратегии России до 2030 г.
является, на наш взгляд, ориентация отечественных нефтяных компаний на краткосрочные и среднесрочные цели, что обуславливает неготовность и нежелание осуществлять большую часть расходов на геологоразведку, сменяя приоритеты от показателей добычи нефти к показателям эффективности, а также распределяя чистую прибыль в виде дивидендов. Очевидно, что на расстановку приоритетов инновационноинвестиционной деятельности нефтяной компании оказывает влияние
целый ряд факторов (п. 2.2), в частности, стратегические ориентиры,
обусловленные в том числе географической близостью центра нефте-
добычи к основным регионам сбыта и переработки нефти и нефтепродуктов, значимость как разработчика и поставщика нефтегазовых ре-
сурсов, так и производителей нефтехимической продукции.
56
2.2. Характер, приоритеты и направления инновационноинвестиционной деятельности компаний нефтяной
промышленности Республики Татарстан
Свыше 80% нефти, добываемой на территории Татарстана, приходится на долю ПАО «Татнефть» 152, в масштабах РФ на ее долю
приходится около 8% всей добываемой нефти. В этой связи анализ
характера, приоритетов и направлений инновационно-инвестиционной
деятельности нефтяной промышленности Республики был проведен на
примере опыта ПАО «Татнефть», являющегося крупным недропользователем, разработчиком и поставщиком нефтегазовых ресурсов, производителем нефтехимической продукции.
ПАО «Татнефть» последовательно реализует стратегию расширения ресурсной базы и наращивания запасов за счет разведки и добычи на внешних территориях, включая страны СНГ и Ближнего Востока, формируя диверсифицированный портфель нефтегазовых активов.
С целью повышения эффективности производства компания стремится
добиться максимальной экономической отдачи от каждой тонны нефти
и повысить доходность добывающих активов. В связи с этим реализуются целевые программные мероприятия, направленные на повышение
эффективности производственных показателей и рентабельности добычи, предпринимаются мероприятия по оптимизации инфраструктуры на зрелых месторождениях, повышению коэффициента извлечения
нефти, контролю за издержками, ресурсосбережением.
Важным преимуществом ПАО «Татнефть» является географическая близость центра нефтедобычи к основным регионам сбыта и переработки нефти и нефтепродуктов – компания имеет наименьший
средневзвешенный тариф по транспортировке нефти до европейских
рынков среди крупных вертикально-интегрированных компаний РФ.
Непосредственным окружением компании являются другие российские вертикально-интегрированные компании, оказывающие прямое взаимное конкурентное влияние на внутреннем рынке: «Роснефть», «Газпромнефть», «Лукойл», «Сургутнефтегаз», «Башнефть»,
«ТНК-ВР».
Основная ресурсная база ПАО «Татнефть» исторически расположена на территории Республики Татарстан и последовательно реализует стратегию расширения ресурсной базы и наращивания запасов
за счет разведки и добычи на внешних территориях, включая страны
57
СНГ и Ближнего Востока, а также проведения опытно-промышленных
работ на татарстанских месторождениях сверхвязкой нефти. На 1 января 2014 г. доказанные запасы ПАО «Татнефть» по оценке международной независимой консалтинговой компании «Miller & Lents, Ltd»
при использовании средней цены нефти за 12 месяцев 2013 г. состави-
ли 847,346 млн т нефти, и по уровню обеспеченности углеводородными ресурсами (по отношению текущего годового объема добычи к величине запасов) компания занимает лидирующее положение не только
в России, но и одно из лидирующих в мире 152.
ПАО «Татнефть» планомерно реализует программные мероприятия по повышению эффективности производственных показателей и
контролю рентабельности добычи за счет применения современных
технологий, контроля за фондом скважин: практически все этапы производства и уровни управления в компании обеспечены информационными системами.
Высокий уровень автоматизации нефтепромыслового оборудования компании позволяет вести контроль за разработкой месторождения на основе мониторинга основных показателей и управлять процессами разработки. Данные из корпоративных информационных и телеметрических систем обеспечивают мониторинг общих параметров
процесса строительства скважин, контроль направления бурения, контроль технологических наземных параметров бурения, контроль параметров процесса цементирования.
В 2013 г. в ПАО «Татнефть» была выполнена интеграция информационной системы «САПП», предназначенной для автоматизации, учета и контроля процесса создания, выполнения и завершения
проектно-изыскательских работ, выполняемых структурными подразделениями и внешними подрядчиками, с корпоративной информационной системой (КИС) «Татнефть-Нефтедобыча» в части реализации
возможности передачи информации по изменению статуса проекта в
«САПП» и обеспеченности скважин проектами, проработан механизм
подключения к «САПП» сторонних генподрядных и субподрядных
проектных организаций.
Корпоративная комплексная система управления на базе продуктов SAP обеспечивает поддержание полнофункциональной информационной базы для планирования и контроля всех бизнес-процессов
компании, оптимизации и снижения операционных затрат, мобильный
доступ к данным, оперативный сбор и анализ информации 59.
58
Показатель
2011 г.
2012 г.
2013 г.
Темпы роста, %
2012 г. к
2011 г.
2013 г. к
2012 г.
Количество рационализаторов и изобретателей, чел.
10 174
10 232
10 520
100,6
102,8
Количество внедренных
рационализаторских предложений и изобретений, шт.
11 125
11 562
12 233
103,9
105,8
Общий экономический эффект внедренных рационализаторских предложений и
изобретений, млн руб.
5 189
5 424
5 665
104,5
104,4
в том числе, от использования изобретений и полезных моделей , млн руб.
4 700
4 824
4 983
102,6
103,3
Количество полученных
охранных документов, шт.
213 246 211
115,5
85,8
Количество заявок на предполагаемые изобретения и
полезные модели, направленных в Федеральный
институт промышленной
собственности, шт.
230
244
200
106,1
82,0
В ПАО «Татнефть» значительное внимание уделяется разработке
и внедрению рационализаторских предложений и изобретений (см.
табл. 2.2).
Таблица 2.2
Динамика рационализаторских предложений и изобретений
в ПАО «Татнефть» в 2011-2013 гг.
В 2012 г. четыре разработки компании были удостоены премии
имени академика И.М. Губкина – высшей отраслевой общественной
награды в области нефтяной и газовой промышленности: «Комплекс
технологий по разработке сложнопостроенных карбонатных коллекторов», «Совершенствование технологий поддержания пластового дав-
59
ления на поздней стадии разработки нефтяных месторождений», «Новые подходы к термо- и гидродинамическим исследованиям скважин и
пластов» и «Новый подход к эксплуатации высоко обводненных
участков нефтяных месторождений с использованием технологии гравитационной сепарации продукции в стволе скважины, с последующей
закачкой воды в поглощающие пласты без подъема на поверхность».
Коллективу авторов ПАО «Татнефть» за работу «Научные основы и
промышленное внедрение комплекса методов и технологий для развития ресурсной базы ПАО «Татнефть» присуждена Государственная
премия Республики Татарстан в области науки и техники 2012 г.; за
работу «Создание и промышленное внедрение комплекса технологий
разработки месторождений сверхвязкой нефти» присуждена премия
Правительства РФ 2012 г.
Государственная премия Республики Татарстан в области науки
и техники 2013 г. присуждена коллективу авторов ПАО «Татнефть» за
работу «Разработка технологий повышения качества подготовки нефти
для условий месторождений Урало-Поволжья».
Компания применяет прогрессивные подходы к оптимальному
решению производственных задач, внедряет инновационные разработки, современное оборудование и технологии.
Фонд скважин ПАО «Татнефть» характеризуется высоким уровнем действующего добывающего фонда: на 01.01.2014 г. было 20257
скважин 59 (см. табл. 2.3).
Инвестиционная деятельность компании осуществляется в соответствии со стратегией развития. Основной целью инвестиционной
деятельности на предприятии, равно как и основной целью формирования инвестиционного портфеля, является обеспечение реализации
его инвестиционной стратегии.
В 2013 г. фактическая эффективность вложенных инвестиций на
22% превысила запланированный уровень. Для повышения нефтеотдачи пластов было инвестировано 637 млн руб. в технологию одновременно-раздельной эксплуатации и закачки, разработаны различные
модификации оборудования и комбинации установок. Продолжены
опытно-промышленные работы на Ашальчинском месторождении
природных битумов сверхвязкой нефти. Объем инвестиций по проекту
составил 5,7 млрд руб., в том числе 2,8 млрд руб. в отчетном году.
60
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]