Ржавая нефть

ИА «Центр-Инфо»

Добыча нефти упала

В годовом отчете НК «Роснефть» за 2018 г. отмечается, что в АО «Самаранефегаз» добыча жидких углеводородов составила 12,1 млн т. В предшествующий отчетный период этот показатель был зафиксирован на уровне 12,7 млн т. Таким образом, «Самаранефтегаз» по добыче углеводородного сырья продемонстрировал спад порядка 600 тыс. т. Причем падение наблюдается впервые с 1999 г., когда «Самаранефтегаз» находился еще в составе ОАО «НК «ЮКОС» Михаила Ходорковского. «Самаранефтегаз» наращивал нефтедобычу с 2000 г., и впервые за 19 лет эта тенденция оборвалась.

В отчете Роснефти говорится, что «Самаранефтегаз» работает в условиях выполнения компанией договоренностей в рамках Соглашения «ОПЕК+». Однако упомянутое соглашение было заключено еще осенью 2016 г., и почему-то взятые Россией обязательства не мешали Роснефти и ее самарской «дочке» увеличивать добычу нефти на протяжении последующих двух лет (см. «Хронограф» №14 (666) от 3.05.16). Также следует учитывать, что с августа 2018 г. «Самаранефтегаз» работает под началом нового генерального директора – Сергея Анжигура. Тем не менее вряд ли Анжигур мог за столь короткий срок «завалить» производственные показатели.

Ржавчина и износ

Скорее всего, падение производственных показателей произошло по другим причинам, о которых стараются не говорить. Видимо, достигнутый результат — это тот максимум, который «Самаранефтегаз» способен выдать в условиях истощения запасов «легкой нефти» на месторождениях и масштабного износа основных производственных фондов. Последняя проблема нашла наглядное отражение в отчете Средне-Поволжского управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (СПУ Ростехнадзора) за 2018 г., раскрытом на сайте ведомства. В документе отмечается, что в «Самаранефтегазе» протяженность эксплуатируемых внутрипромысловых трубопроводов составляет 7 638,67 км, в т.ч. трубопроводов, выработавших нормативный (проектный) срок эксплуатации, 5 126,69 км.

Получается, 67,11% внутрипромысловых трубопроводов предприятия, задействованных в производстве, уже выработали свой срок эксплуатации.

Также в «Самаранефтегазе» довольно высокая доля эксплуатируемого нефтепромыслового оборудования с истекшим сроком эксплуатации (см. справку). По некоторым позициям, таким как станки-качалки, износ достигает 99%. Высокая степень износа также у такого оборудования, как автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), — 72%; сосуды, работающие под давлением, — 65%; фонтанная арматура скважин — 63%; резервуары -54%; здания и сооружения на опасных промышленных объектах (ОПО) — 61%.

Еще один бич АО «Самаранефтегаз» — это многочисленные аварии и инциденты на ОПО. Причем данные проблемы, согласно отчету СПУ Ростехнадзора, из всех нефтедобывающих компаний на территории региона испытывает только «Самаранефтегаз». «Все юридические лица, эксплуатирующие ОПО нефтегазодобывающего комплекса... направили информацию о происшедших инцидентах на ОПО в Управление. На основании анализа представленной информации о происшедших инцидентах на ОПО можно сделать вывод, что все инциденты произошли на внутрипромысловых трубопроводах ОАО «Самаранефтегаз», — говорится в отчете СПУ Ростехнадзора за 2018 г.

Как следует из документа, в прошлом году на трубопроводах «Самаранефтегаз» произошло 1290 инцидентов. Отмечается, что основная причина инцидентов произошла по причине внутренней коррозии, что составило 988 инцидентов — 76,6% от общего числа отказов. Наибольшее количество инцидентов по причине внутренней коррозии произошло на выкидных линиях скважин — 447, нефтесборных трубопроводах — 268 — и водоводах — 187. Еще 65 инцидентов произошло на напорных нефтепроводах и 21 — на газопроводах. В документе сказано: «Основной причиной является то, что транспортируемая жидкость является очень агрессивной — содержит большой процент воды, механические примеси, сероводород».

Экономия на главном

Следует отметить, что проблема внутренней коррозии нефтепромысловых труб отмечалась в отчетах СПУ Ростехнадзора и по предыдущим годам. Судя по динамике, «Самаранефтегаз» в ближайшие годы преодолеть эту напасть не сможет. Количество инцидентов на промысловых трубопроводах нефтедобывающей компании неуклонно растет. Если в 2017 г. их было 924, то в 2018 г., как указано выше, случилось 988 инцидентов. На этом фоне «Самаранефтегаз» сокращает расходы на корпоративную программу ингибиторной защиты от коррозии трубопроводов.

В 2017 г. по данной программе было потрачено 262,3 млн р., что позволило провести защиту по объектам общей протяженностью 3799,4 км, закачано 2549,8 т ингибитора коррозии. В 2018 г. было затрачено 239 млн р. (на 23 млн р. меньше), проведена защита по объектам общей протяженностью 2922 км, закачено 2201 т ингибитора коррозии. Снижение расходов по программе ингибиторной защиты от коррозии трубопроводов выглядит как минимум странно, учитывая остроту проблемы внутренней коррозии промысловых нефтепроводов.

Износ оборудования, массовые инциденты и аварии на промысловых нефтепроводах «Самаранефтегаза» на фоне финансовых возможностей предприятия дают нелицеприятную характеристику его менеджмента. По данным на 2017 г., нераспределенная прибыль «Самаранефтегаза» составила почти 97 млрд р. Этих средств было бы вполне достаточно, чтобы обновить значительную часть производственных фондов и добиться существенного снижения аварийности на промысловых нефтепроводах. Однако руководство «Самаранефтегаза», по всей видимости, не спешит решать данные вопросы.

Справка:

Количество эксплуатируемого нефтепромыслового оборудования с истекшим сроком эксплуатации от общего количества в компании АО «Самаранефтегаз» (Тип оборудования: 2016 г. — 2018 г.):

Станки-качалки: 98% — 99%

АГЗУ: 73% — 72%

Фонтанная арматура скважин: 65,5% — 63%

Здание и сооружение на ОПО: 61% — 61%

Сосуды, работающие под давлением: 59,5% — 65%

Грузоподъемные механизмы: 54% — -

Резервуары: 43% — 54%

(Источник: годовые отчеты о деятельности СПУ Ростехнадзора за 2016 и за 2018 гг.)