бездіяльний фонд свердловин по РФ
Найбільше скорочення експлуатаційного фонду відбулося за АНК «Башнефть» - 30,9%, ВАТ «НК« Комі ПЕК »- 30,4%, ВАТ« НК «Роснефть» - 29,8%. Разом з тим окремі нафтові компанії за цей же період збільшили експлуатаційний фонд свердловин, наприклад, ВАТ «НК« Сургутнафтогаз »- на 13,2%, ВАТ« НГК «Славнефть» - на 12,5%, ВАТ «Татнефть» - на 9 , 7%.
При цьому, за даними ДП «ЦДУ ПЕК», за цей період АНК «Башнефть» скоротила кількість бригад ВРХ на 40%, ВАТ «Юганскнефтегаз» - на 34%, ВАТ «Східна нафтова компанія» -на 38%, ВАТ «СИДАНКО» в Варьеганском районі - майже в три рази. У той же час ВАТ «НК« Сургут-нафтогаз »збільшило кількість бригад на 51%, ВАТ« НГК «Славнефть» - удвічі, ВАТ «ОНАКО» - на 72%.
Непрацюючий фонд свердловин в цілому по Росії досяг максимальної величини - 39,9 тис. од. в 1994 році (27,9% від експлуатаційного фонду) та на 01.04.99 скоротився до 34,8 тис. од., тобто на 5,1 тис. од. Але це відбулося в основному за рахунок виведення свердловин в консервацію. З 1994 по 1998 роки законсервований фонд нафтових свердловин на родовищах збільшився з 18,5 до 22,7 тис. Од., Тобто на 4,2 тис. Одиниць.
Такий високий відсоток непрацюючого фонду свердловин не передбачений жодним проектним документом на розробку родовищ. Непрацюючий фонд свердловин досяг неприпустимих з технологічної точки зору величин, призвів до скорочення обсягів закачування води і відборів рідини, розбалансування систем розробки родовищ, вибіркової відпрацюванні запасів нафти. У кінцевому підсумку все це веде до безповоротних втрат частини видобутих запасів.
Основна причина перекладу свердловин в категорію бездіяльних і консервацію - низький дебіт нафти і висока обводненість продукції.
Середня глибина переробки нафти на російських НПЗ становить 63-65% (на НПЗ США - близько 90%, на кращих американських НПЗ доходить до 98%).
У газовій галузі так само, як і в нафтовій, скорочується обсяг геологорозвідувальних робіт. За останні п'ять років приріст запасів газу компенсував його видобуток на 30-45%, а в 1998 році тільки на 22%.
Газотранспортна система Росії склалася в 1975-1990 роках. До теперішнього часу 13% газопроводів експлуатуються понад 30 років, 20% - від 20 до 30 років, 34% - від 10 до 20 років. Вимагає заміни парк встановлених на компресорних станціях газоперекачувальних агрегатів (ГПА). Усього встановлено понад 4 тис. ГПА. При проектному моторесурсі 15-17 років 15% потужностей ГПА експлуатується більше 25 років. Парк ГПА на 85% представлений газотурбінними установками, до 30% яких морально і фізично застаріли, внаслідок чого ВАТ «Газпром» витрачає на власні потреби в якості палива до 10% газу, що надходить в газопроводи.
Відносно висока успішність функціонування НГК в порівнянні з іншими галузями створює ілюзію його довгострокового і сталого благополуччя і робить комплекс постійним і основним донором бюджету. Проте вплив попередніх витрат може закінчитися дуже скоро (добігає кінця період отримання ефекту від здійснених раніше інвестицій) і існує небезпека обвального вибуття старих фондів і закриття великого числа свердловин у зв'язку з їх погіршується рентабельністю, в тому числі під впливом змінюються економічних умов. Враховуючи, що НГК є бюджетоутворюючою галуззю і головним експортером країни і його стан найбезпосереднішим чином позначається на соціально-економічному становищі Росії, необхідно завчасно формувати стратегію протидії наростанню зазначених негативних явищ.
Сьогоднішні проблеми НГК можуть бути зведені до наступних:
фінансова дестабілізація в галузях НГК через обвального зростання неплатежів з боку споживачів рідкого і газоподібного палива, ведуча до зростання заборгованості підприємств НГК до бюджетів усіх рівнів і позабюджетні фонди;
дефіцит інвестицій, особливо гострий в умовах прогресуючого старіння і високу зношеність основних фондів, що приводить до некомпенсируемое вибуття виробничих потужностей і сокращающий можливості не тільки розширеного, але й простого відтворення, і несприятливий в цілому інвестиційний клімат;
високі витрати виробництва в НГК і слабка сприйнятливість до НТП для їх зниження;
погіршення процесів відтворення сировинної бази комплексу, викликане різким скороченням обсягів геологорозвідувальних робіт на тлі переходу найбільших нафтогазовидобувних провінцій і НГК країни в цілому на пізні стадії «природної динаміки», з одного боку, і відсутність економічних стимулів до нарощування ресурсного потенціалу розроблюваних родовищ за рахунок продовження періоду їх рентабельної експлуатації і збільшення нафтовіддачі - з іншого;
політика ціноутворення на продукцію НГК, що...
