26-27 марта в Тюмени прошла IV общероссийская конференция по расходометрии, на которой, наряду с другими вопросами, обсуждались проблемы внедрения национального стандарта "Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования" (ГОСТ Р8.615-2005). ...
26−27 марта в Тюмени прошла IV общероссийская конференция по расходометрии, на которой, наряду с другими вопросами, обсуждались проблемы внедрения национального стандарта «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования» (ГОСТ Р8.615−2005). Этот стандарт, напомним, действует с 1 марта 2006 года. Его «предшественником» был предварительный стандарт, разработанный в 2002 г. и в 2003—2004 гг. действовавший на территории Югры. Эдуард Ахпателов, в те годы — директор, а ныне — главный научный консультант ГП ХМАО «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В. И. Шпильмана», имеет непосредственное отношение к появлению этого документа. На конференции, а затем и в беседе с нашим корреспондентом, он говорил о перспективах учета добычи нефти.— Эдуард Александрович, внедрение ГОСТа Р8.615 обсуждалось и на предыдущих конференциях. Но тогда речь шла об одних проблемах, теперь — уже о других…— Это вполне естественно, поскольку по мере внедрения стандарта возникают дополнительные вопросы, которые требуют решения. Но теперь это уже не принципиальные вопросы — быть стандарту или не быть, а вопросы развития и совершенствования нормативно-правовой базы и, собственно, самих средств измерения. Я хотел бы отметить, что конференции по расходометрии, которые проводит в Тюмени инженерно-производственная фирма «Сибнефтеавтоматика», чрезвычайно актуальны, полезны и необходимы, в том числе и с точки зрения недропользования. Они позволяют оценить технику, технологию и метрологию измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа, а значит, более обоснованно подойти и к нормированию погрешностей. А также оценить возникающие проблемы и, соответственно, решать задачи по их устранению или ослаблению. В отличие от дореформенного периода (когда государство было собственником и недр, и извлекаемых полезных ископаемых), в условиях платного недропользования недра остаются государственной собственностью, а кому принадлежат извлеченные нефть и нефтяной газ, определяется лицензионным соглашением: либо с момента добычи ими распоряжается недропользователь, либо — такое тоже бывает — до коммерческого узла учета собственником извлеченной нефти и нефтяного газа остается государство. Но в любом случае мы, к сожалению, знаем реальное состояние дел только на коммерческом узле учета, и государство может судить достоверно лишь об объеме реализованной нефти. Однако информация о том, сколько ее реально извлечено, необходима как для регулирования финансовых отношений, так и для того, чтобы иметь адекватный государственный баланс полезных ископаемых. Поэтому внедрение национального стандарта чрезвычайно актуально. Но, повторю, возникают вопросы. Это касается и непосредственно измерения количества извлеченного сырья. К примеру, в Ханты-Мансийском округе в 2006 году добыто, по официальным данным, 275,6 млн тонн нефти. Что такое 1% погрешности измерения? Это 2,76 млн тонн, что по нынешним временам соответствует неплохому месторождению. А если перевести в деньги, то при 60 долларах за баррель получается порядка 1,2 млрд долларов. Вот, собственно, цена вопроса, цена погрешности в 1%. Но сегодня техника, технология и метрология не позволяют даже с такой точностью измерить на устье скважины количество извлеченной из недр нефти. Вполне естественно стремление повысить точность, однако это требует больших затрат. Конечно, можно подойти формально и обязать недропользователей на каждой кустовой площадке устанавливать пункт подготовки нефти. Но это неразумно — нефтяной бизнес станет просто невыгодным. Это может быть выгодно только на кусте минимум из 5 добывающих скважин с дебитом 400−500 тонн в сутки. Что касается наших добывных возможностей, то, например, средний дебит скважин в ХМАО составляет не более 14 тонн в сутки, а обводненность продукции — выше 84% (то есть на каждую тонну нефти приходится более 5 тонн воды). При таком компонентном составе обеспечить высокую точность с приемлемыми затратами при существующей технике и технологии измерения просто невозможно.— Но ведь погрешность может быть как «в плюс», так и «в минус"…— Вот в этой связи и возникает вопрос: какова должна быть норма погрешности, чтобы, с одной стороны, как можно точнее измерить, с другой — не сделать затраты на аппаратуру особенно накладными. На конференции были представлены работы, где показана зависимость погрешности измерения количества извлекаемой нефти от обводненности продукции скважины. Одна из задач сейчас — разбить весь диапазон обводненности продукции скважин на такие интервалы, чтобы минимизировать погрешность измерения количества извлекаемой из недр нефти при некоторых ограничениях на затраты, связанные с оборудованием устья скважин необходимой аппаратурой. То есть, чтобы это было приемлемо и для недропользователя, и для государства.— Однако на прошлой конференции вы говорили, что доводы нефтяников о слишком высоких затратах несостоятельны…— Да, но если говорить, например, о малом и среднем бизнесе, то это действительно накладно. А кроме того, это невыгодно тем компаниям, у которых обводненность продукции высокая, а продуктивность скважин уже низкая, то есть когда месторождения находятся в завершающей стадии разработки. В Югре такие месторождения, введенные еще до переходного периода, обеспечивают порядка 70% суммарной добычи.— И что делать?— Надо создать такую систему взимания налога на добычу полезных ископаемых, в частности нефти, чтобы ставка налога зависела, в первую очередь, от продуктивности скважин (месторождений, лицензионных участков), а также от цены на нефть. Это, кстати, будет способствовать и внедрению стандарта, и развитию приборостроения в части расходометрии. Идея дифференцированной системы налогообложения заключается в том, чтобы для низкопродуктивных скважин объявить налоговые каникулы, в следующем диапазоне по продуктивности обеспечить вполне приемлемую нормируемую рентабельность, а уже для высокопродуктивных скважин реализовывать фискальную функцию, изымая и горную, и экономическую ренту.— Разговоры о дифференциации НДПИ ведутся уже много лет…— И правильно, что ведутся. И мы к этому придем, другого пути нет. Придем в том числе потому, что добычные возможности — не потенциал, а именно возможности! — и в ХМАО, и в других регионах близки к пределу. По моему мнению, в ближайшие год-два мы выйдем на максимальный уровень добычи. И дай бог несколько лет продержаться «на полке», после чего начнется падение. Это обстоятельство заставит власть не просто задуматься, но решать проблему. Последние изменения в налоговой системе, которые предоставляют льготы для месторождений с выработкой более 80%, — это лишь частичное решение. Тем более что оно основано исключительно на данных государственного баланса полезных ископаемых, достоверность которого оставляет желать лучшего. Тем не менее, это первый шаг, за которым должна последовать реализация функций стимулирования и регулирования, а не только фискальной функции налоговой системы. Это необходимо также для повышения адекватности наблюдения и контроля за состоянием разработки месторождений.— Вот вы говорите о контроле. В последнее время правоохранительные органы все чаще возбуждают уголовные дела за незаконную добычу…— Это весьма неэффективная мера, если отсутствует управление или оно само по себе малоэффективно. Например, недропользователь не выполняет проектные решения или ведет разработку месторождения в отсутствие проекта. Появляются претензии со стороны прокуратуры — вообще говоря, справедливые. Но коль скоро встает вопрос о наказании, то недропользователь идет по пути наименьших затрат — в срочном порядке заказывает проект разработки месторождения, который сводится к факту, или, если состояние разработки не соответствует проектному решению, корректирует его, опять же «под факт». Таким образом, формально все условия соблюдены.— Но недра-то пострадали?— А чтобы об этом судить, к сожалению, очень часто не хватает достоверной информации. И почему-то замалчивается вопрос ответственности самого государства. Ведь для составления или корректировки проекта на разработку месторождения, как правило, необходим подсчет запасов. Сегодня очень много случаев, когда недропользователь готовит материалы и передает их в госкомиссию по запасам (ГКЗ), а там они лежат больше года. В результате недропользователь не имеет никаких оснований составлять или корректировать проект, поскольку запасы не утверждены или не подтверждены. Но и обвинять ГКЗ тоже некорректно — она просто не в состоянии качественно провести экспертизу и оценить отчеты по всем месторождениям РФ (только по ХМАО в разработке находятся более 200 месторождений). Необходимо опираться еще и на региональные органы, на субъекты федерации.— Вы имеете в виду те самые «ключи от недр»?— Не только. В результате приватизации мы пришли к тому, что мощнейшая геологоразведочная отрасль была разрушена. Правда, она начала немного возрождаться в период действия ставок ВМСБ, но потом опять стала приходить в упадок. По сути, отрасли как таковой на государственном уровне сегодня не существует, остались лишь «отрывки из обрывков». Есть геологоразведочные предприятия, но они работают по заказам компаний. А тех средств, которые выделяют государство и нефтяные компании на геологическое изучение недр и поиск месторождений, ничтожно мало. В результате прирост новых запасов не только не обеспечивает простое воспроизводство, он кратно меньше. Это значит, все больше ухудшается ресурсная база. Вот почему я говорю о том, что добычные возможности близки к пределу.— Раз уж заговорили о ресурсной базе… Для государства на первом месте сейчас — освоение Восточной Сибири и шельфов, между тем многие аналитики говорят о недооцененности Западной Сибири…— Во-первых, совершенно неправильно противопоставлять геологическое изучение недр Восточной Сибири или каких-либо других районов необъятной России и геологоразведочные работы в существующих нефтегазодобывающих районах, в том числе в ХМАО. Во-вторых, если, дай бог, и будет открыта достаточно богатая нефтегазоносная провинция, на ее освоение уйдет как минимум 15 лет. Давайте вспомним, как осваивалась Западная Сибирь. 1953-й год — газовый фонтан на Березовской скважине, 64-й — начало промышленной добычи нефти; в 1970 году в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции добыли нефти, включая газовый конденсат, 31,43 млн тонн (в ХМАО — 28,5), в 1975 году — 148 млн тонн (в ХМАО — 143,1), а основа инфраструктуры создана только к началу 80-х годов. И при этом вся страна, мощнейшие человеческие, производственные и материальные ресурсы были задействованы в освоении и обустройстве этой провинции, которая к началу 80-х годов стала доминирующей в динамике добыче нефти в СССР. Я даже не оппонирую — достаточно сравнить ресурсы, которые были вложены тогда, с тем, как сегодня осваиваются еще не обустроенные районы. Опираясь на мнение ведущих специалистов, могу сказать: и сегодня, и на ближайшие 15−20 лет альтернативы Западной Сибири пока не видно. А если ее и найдут, то на освоение потребуется не менее 15−20 лет.— Эдуард Александрович, возвращаясь к перспективам расходометрии. На конференции прозвучало мнение, что российские производители способны обеспечить потребности нефтяников в средствах измерения, соответствующих требованиям ГОСТа. Вы считаете так же?— Что касается нашего инженерного и интеллектуального потенциала, то, на мой взгляд, его достаточно, даже несмотря на все произошедшие перипетии. Вопрос здесь только один — политическая воля государства. Ведь «приподняли» же военную промышленность, создаются государственные корпорации по авиа- и судостроению. То есть нужна поддержка власти, или, по крайней мере, чтобы она не создавала препятствий. Если будет внедряться стандарт, если будут решены задачи стимулирования и регулирования, включая, конечно, и фискальные функции налоговой системы, если государство реально начнет управлять фондом недр, то вполне возможно в ближайшие 5 лет оснастить сертифицированным замерным оборудованием не только устья скважин, но и все объекты технологического процесса добычи и сбора нефти и подготовки товарной продукции. Для этого даже не нужны дополнительные средства из федерального бюджета. Все решат разработчики и производители средств измерения и недропользователи. Если будут предусмотрены льготы по НДПИ на низкодебитные скважины, но при этом недропользователь должен будет доказать, что они низкодебитные, он оборудует их замерной аппаратурой, которая позволит получить эти льготы. Здесь достаточно экономического механизма. А решив эту проблему, мы уже в ближайшем будущем должны перейти на систему учета наличия и движения нефти в нефтедобывающем предприятии. Если собственником извлеченной нефти является недропользователь, он сам решает, сколько ему нужно на внутреннее потребление (производственно-технологические и бытовые нужды), но за эту нефть он должен платить. Если же до пункта учета нефть, по лицензионному соглашению, является собственностью государства, недропользователь тем более обязан отчитываться. Всем известно, что до сих пор такого «внутреннего» учета, опирающегося на измерения, нет. Главная же проблема заключается в том, что топливно-энергетический комплекс действительно может быть локомотивом отечественной экономики, нефтяной бизнес вообще является высокорентабельным. Но беда в том, что этот локомотив «уходит неизвестно куда», а не работает в полной мере на отечественную экономику. Это самое обидное.— Почему так происходит?— Я глубоко убежден, что если компания работает в рамках закона, в рамках существующей системы управления, то не надо винить компанию — российскую ли, зарубежную — в «равнодушии» к отечественной экономике. Причиной тому отечественное законодательство и система управления государственным фондом недр. Когда я говорю, что локомотив уходит не туда, имею в виду, во-первых, финансовые потоки, во-вторых — востребованность отечественных производителей. Например, значительная часть используемого в стране высокоэффективного нефтяного оборудования — это импорт. Чтобы отечественные производители могли делать такое же, им нужно создать условия.— В связи с этим еще один вопрос. Как вы оцениваете приход зарубежных сервисных компаний, которые организуют производство в России, в том числе в Тюменской области?— Если иностранные компании организуют производство здесь, я лично это приветствую. Потому что нельзя жить в замкнутой системе, любая замкнутая система обречена на стагнацию. Инженерное, техническое взаимодействие жизненно необходимо. Но если иностранная компания скупает наши предприятия и банкротит их, чтобы обеспечить себе место на рынке, то ничего хорошего в этом нет. Когда горнодобывающие предприятия реализуют за пределами нашей страны свой капитал, полученный за счет извлеченных из российских недр полезных ископаемых, — в этом тоже нет ничего хорошего. Часто говорят, что отечественная продукция неконкурентоспособна. Но власть должна создать условия для повышения ее конкурентоспособности, на то она и власть. В той же расходометрии — сколько нужно было лет, чтобы ГОСТ был утвержден, сколько усилий… То же Минпромэнерго не только палец о палец не ударило, но еще и препятствовало, хотя внедрение стандарта — его прямая обязанность. И теперь нужны дополнительные усилия, чтобы его внедрять, развивать и совершенствовать. В дополнение считаю необходимым высказать свое убеждение: Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии следует освободить от «опеки» Минпромэнерго и наделить его полномочиями Госстандарта при
