Большая добыча малых компаний

Внедрение инноваций позволяет малым и средним компаниям российского нефтяного сектора повышать свою эффективность и улучшать свои операционные и финансовые показатели. Например, группа Ruspetro за счет многостадийного гидроразрыва уже удвоила добычу нефти, а к концу 2017 года планирует нарастить ее в три раза. Технология недешевая, но компании удалось более чем в два раза снизить стоимость ее применения.

В России несколько сотен независимых нефтяных компаний, деятельность которых значительно отличается от работы лидеров отрасли, таких как «Роснефть», «ЛУКойл» и других компаний «большой десятки». Есть у независимых как свои преимущества в сравнении с крупными игроками, так и свои специфические сложности.

В частности, малые и средние компании по большей части разрабатывают месторождения, не представляющие интереса для крупных ввиду сложности добычи на таких участках.

Как правило, в таких случаях речь идет о так называемых трудноизвлекаемых запасах (ТРИЗ), доля которых в общих запасах РФ, по данным Минприроды, составляет около 60%.

Крупным компаниям индивидуальный подход к скважинам обычно просто не нужен, так как, обладая лучшими участками, они строят типовые скважины. И напротив, малым компаниям приходится индивидуально подходить к каждому проекту, оптимизируя ту или иную эксплуатационную скважину под конкретную геологию. Кроме того, небольшие компании вынуждены постоянно экспериментировать, внедряя инновации для роста добычи нефти и для увеличения ее рентабельности.

Так компания Ruspetro (через дочерние компании ОАО «Инга» и ОАО «Транс-Ойл» владеет лицензиями на Восточно-Ингинское, Поттымско-Ингинское и Польяновское месторождения в ХМАО) в октябре 2016 года благодаря технологии горизонтального бурения с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП) сумела нарастить объем добычи нефти более чем в 2 раза – до 7800 баррелей в сутки.

Новая скважина Ruspetro, на которой использовалась технология, показала начальный дебит в 4700 баррелей нефти в сутки, тогда как средний начальный дебит горизонтальных скважин на аналогичных участках Западной Сибири не превышает 500 баррелей нефти в сутки. То есть в этом конкретном случае можно говорить о росте в более чем девять раз.

«Мы постоянно анализируем результаты бурения скважин и дорабатываем используемые технологии горизонтального бурения с применением многостадийного ГРП», — подчеркивает главный исполнительный директор Ruspetro Джон Конлин.

По его словам, в результате этой работы компании удалось оптимизировать конструкцию скважин, протяженность горизонтального участка скважины и размеры трещин гидроразрыва, что дало возможность достигнуть рекордных показателей добычи при очень низкой обводненности получаемой нефти.

«Используемые технологии позволяют экономически эффективно разрабатывать трудноизвлекаемые запасы (на ТРИЗы приходится более 80% всех запасов Ruspetro, которые составляют 129 млн тонн нефти и конденсата): даже при текущих низких ценах на нефть период окупаемости последней пробуренной горизонтальной скважины по оценкам составляет менее 6 месяцев, — подчеркивает Конлин. — Также важно, что используемый в компании подход к бурению и освоению скважин является масштабируемым и может быть применен повсеместно в границах лицензионных участков компании, а также на других нефтяных месторождениях».

Сергей Ветчинин из «АссоНефти» (ассоциация независимых нефтяных компаний) говорит, что МГРП подходит не для любой геологии. Например, «ЮКОЛА-нефть», работающая в Поволжье, эту технологию использовать не может, так как имеет дело с продуктивным пластом, толщина которого составляет 10-20 метров. В этом случае МГРП, которая применяется при толщине более 30 метров, может оказать негативное влияние на коллектор.

«Да и дешевой эту технологию не назовешь», – отмечает эксперт. И хотя технологии, по словам Ветчинина, постоянно развиваются и удешевляются, все же «сказать, что МГРП широко и повсеместно используется независимыми компаниями нельзя».

Но, как говорят в Ruspetro, компании удалось снизить затраты на использование технологии с более чем $10 млн в 2014 году до менее $4 млн на сегодняшний день. Причем речь идет о полном цикле работ, от бурения горизонтальной скважины, до собственно стадий гидроразрыва и вывода скважины в добычу.

«Это очень низкие затраты, – комментирует ведущий эксперт Союза нефтегазопромышленников России Рустам Танкаев. – Однако по большей части это, скорее всего, объясняется снижением курса рубля по отношению к доллару». Из-за падения российской валюты затраты в долларах значительно снизились. По словам Танкаева, это широко распространенная практика, причем не только в нефтяной отрасли.

По итогам 2017 года Ruspetro рассчитывает выйти на совокупный объем добычи на уровне 12 тысяч баррелей в сутки (с учетом естественного снижения дебита у введенных в эксплуатацию скважин).

Общая годовая добыча компании составит порядка 500 тыс тонн нефти. Для сравнения, по данным ЦДУ ТЭК в первом полугодии независимые нефтяные компании РФ в совокупности добыли 10,425 млн тонн.

По прогнозам компании выручка в 2017 г. превысит $120 млн, а показатель EBITDA вырастет до $55 млн даже при низких ценах на нефть (при $50 за баррель нефти марки Брент). При этом, показатель долг/EBITDA (долг сосредоточен на входящих в группу Ruspetro компаниях «ИНГА» и «Транс-Ойл») снизится до 8.