«Газпром нефть» приступила к активной реализации проекта «Зима» - разработке нового добывающего кластера в Западной Сибири. О новых и действующих проектах «Газпром нефти», запланированных точках роста добычи, выполнении сделки ОПЕК+ и продолжающейся трансформации бизнеса компании в интервью Argus рассказал Сергей Доктор, глава дирекции по добыче «Газпром нефти».
Проект «Зима» как новый кластер добычи в Западной Сибири появился в периметре компании относительно недавно. Каковы ближайшие планы по его освоению? С какими трудностями вы сталкиваетесь в ходе разработки?
Проект «Зима» на данный момент охватывает не только участки в ХМАО, но и в Тюменской области, и его ресурсный потенциал оценивается в более чем 840 млн т углеводородов. Это сопоставимо с масштабом нашего крупнейшего по объему запасов предприятия «Газпромнефть-Хантос». Флагманом кластера «Зима» является месторождение имени Александра Жагрина, на котором мы в первый год эксплуатации - в 2019 г. - добыли более 1 млн т нефти. Месторождение сложено этажным образом. Там есть залежи традиционной нефти, которые мы уже разрабатываем, а также труднодоступные запасы, которые мы сейчас изучаем. Пик добычи на месторождении ожидаем в 2024 г. на уровне 6,5 млн т нефти. Думаю, что это еще не окончательные возможности, и потенциал актива будет раскрыт еще больше.
Инфраструктура на месторождении имени А. Жагрина уже полностью готова?
Мы уже запустили все основные объекты подготовки и логистики. В следующем году планируем запустить установку подготовки нефти и ввести 90 скважин. Все это говорит о том, что актив, как любой greenfield, находится в активной стадии разработки и предполагает увеличение добычи год к году.
Относится ли месторождение имени А. Жагрина целиком к категории ТРИЗ?
К категории ТРИЗ у нас относятся отдельные пласты или запасы, а не целые месторождения. На месторождении имени А. Жагрина есть такие ресурсы.
Какие еще точки роста добычи есть у компании в ХМАО?
Рядом с новым кластером «Зима» сосредоточены активы «Салым Петролеум Девелопмент», нашего совместного предприятия с компанией Shell. Перспективы развития СП связаны с освоением нового участка в рамках проекта «Южный хаб» (разработка южной части Верхнесалымского месторождения). Мы уже видим в нем большой потенциал. За прошедший год за счет этого актива и ряда других лицензионных участков мы смогли добиться почти удвоения ресурсной базы «Салым Петролеум Девелопмент». Другой точкой роста в Югре для нас является совместное предприятие с компанией Repsol, в рамках которого сегодня мы занимаемся оценкой Карабашских участков. Потенциально здесь может возникнуть еще один кластер добычи.
Кроме того, ХМАО является центром развития технологий для разработки запасов баженовской свиты. В округе расположен технологический полигон, на котором ведется внедрение и тестирование новых решений для добычи нетрадиционной нефти. По данному многообещающему проекту мы также видим позитивную динамику.
Как идет разработка Отдаленной группы месторождений (ОГМ) в ЯНАО? Вышел ли кластер на запланированные объемы добычи?
Отдаленная группа месторождений расположена в южной части ЯНАО и входит в периметр активов предприятия «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Новый кластер - это тоже greenfield, добыча на котором растет быстрее наших изначальных планов. Благодаря ему у нас есть потенциал роста добычи, но в настоящее время он сдерживается ограничениями сделки ОПЕК+. Вклад ОГМ в общий объем добычи предприятия «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» сейчас составляет почти 20%, и он будет увеличиваться дальше.
Большие надежды мы возлагаем на разработку газоконденсатных залежей в ЯНАО. Это наши операторские проекты на лицензионных участках компании «Газпром». Они связаны с вовлечением в разработку неоком-юрских залежей Бованенковского и Харасавэйского месторождений на полуострове Ямал, а также ачимовских отложений и нефтяных оторочек Уренгойского месторождения в Надым-Пур-Тазовском районе ЯНАО. Еще один знаковый для нас проект нацелен на разработку нефтяной оторочки одного из крупнейших нефтегазоконденсатных промыслов Восточной Сибири - Чаяндинского месторождения на юге Якутии.
Сегодня лидерами по добыче в «Газпром нефти» являются зрелые активы «Газпромнефть-Хантос» и «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Есть ли у этих активов перспективы роста?
То, что по этим активам есть серьезные перспективы роста, мы показали этой весной, когда еще не действовали ограничения ОПЕК+. Южная часть Приобского месторождения уникальна по своим свойствам, содержит очень сложные запасы, которые сопоставимы по себестоимости и сложности разработки со сланцевыми запасами Северной Америки. Поэтому исторически «Газпромнефть-Хантос», ведущий освоение этого сложного актива, является нашей пилотной площадкой для внедрения инноваций, весь технологический портфель начинается с него.
Что касается «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза», надо учитывать, что за исключением Отдаленной группы месторождений, остальные активы предприятия находятся на зрелой стадии разработки.
Наша добыча связана с нашими возможностями по реализации нефти. Например, весной наша премиальная малосернистая нефть, добываемая на Ямале, не пользовалась спросом из-за карантинных ограничений в европейских странах, а на китайском направлении был неплохой спрос. И это отчасти заставляло нас регулировать добычу с учетом изменения рыночных условий, гибко реагировать на спрос.
«Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» поставляет нефть по отдельной магистрали на наш Омский НПЗ и в трубопроводную систему ВСТО, в которой практически нет смешения и качество нефти значительно выше, а стоимость больше.
С какими результатами по объемам добычи компания заканчивает 2020 г.?
В этом году мы должны были выйти на уровень добычи в 100 млн т нефтяного эквивалента согласно нашей ранее принятой долгосрочной стратегии. В эквиваленте суточной добычи мы этого уровня достигли уже в начале весны перед тем, как новая сделка ОПЕК+ была согласована и подписана.
Мы считаем решение об ограничении добычи очень взвешенным и обдуманным и поддерживаем его. За счет увеличения стоимости тонны нефти мы могли эффективно добывать меньший объем, и это было выгоднее добычи более высоких объемов при меньшей стоимости нефти.
Но сделка сильно повлияла на производственные показатели и динамика будет отличаться от прошлых лет. В то же время в текущем году у нас идет стабильное увеличение добычи конденсата. Мы диверсифицировали наш добычной потенциал и инвестиции с акцентом на конденсат и газовую составляющую, на которые ограничения ОПЕК+ не распространяются.
Верно ли то, что основная добыча конденсата «Газпром нефти» приходится на совместные предприятия компании с «Новатэком»?
Это так, хотя конденсат присутствует почти во всех наших активах, в том числе в нефтяных оторочках. Следует отметить, что диверсификация добычи у нас осознанная и произошла она не в этом году. Мы и раньше понимали, что это необходимо сделать, чтобы снизить зависимость от меняющейся ситуации с жидкими углеводородами. Мы видим, что у газа намного больше возможностей сегодня, а если думать о более глубокой переработке, то потенциал может быть еще выше.
Что компания предпринимает для сохранения добычи и работоспособности временно закрытых скважин в связи с участием в сделке ОПЕК+?
У нас есть инструменты, позволяющие качественно по всей линейке создания стоимости делать оценку целых кластеров добычи, выводить из эксплуатации участки с минимальной маржинальностью. Часто мы понимаем, что возвращение таких скважин в эксплуатацию с учетом длительного сохранения невысокой цены на нефть не принесет дополнительной стоимости. Обычно речь идет о скважинах на поздней стадии эксплуатации с уровнем обводнения 96-98%. Даже продолжительная остановка таких скважин, как правило, не несет никаких отрицательных последствий, потому что пласт по естественным причинам уже состоит из технологически закаченной воды и пленки нефти. Скважины, где возможны изменения, мы либо не останавливаем, либо останавливаем ненадолго, работая с ними циклично и затем возвращаем их в эксплуатацию.
Вынужденная остановка добычи дает нам возможность исследовать скважины - это то, что мы не могли себе позволить в другое время, так как это была бы выпадающая добыча. И мы можем сказать, что наша удельная эффективность в части добычи как минимум не ухудшилась, а где-то улучшилась. И это с учетом того, что мы существенно сократили объемы добычи в этом году. Это одно из основных наших достижений в части управления добычей.
Какие у вас требования относительно рентабельности скважин?
Мы не добываем нефть ради добычи как таковой и не готовы зарабатывать меньше, например, 5 000 рублей на тонну добытой нефти. Ниже данной отметки скважины останавливаются. В то же время мы не остановили ни одного крупного проекта, что позволяет нам замещать менее эффективные скважины более эффективными, особенно в условиях сделки ОПЕК+.
Закрытые скважины с остаточными запасами постоянно находятся в поле нашего внимания до внедрения новых технологий, которые после геолого-технических мероприятий позволяют вводить данные скважины в эксплуатацию с эффективными дебитами. Например, у нас уже есть рабочие технологии третичных методов увеличения нефтеотдачи. Есть совместный проект с Shell на активах «Салым Петролеум Девелопмент». Аналогичные решения есть и с баженовской свитой, на «зрелых» месторождениях в ЯНАО.
Какой у компании средний КИН (коэффициент извлечения нефти)?
От 15% на ТРИЗ до 30-40% на традиционных запасах, но мы постоянно работаем над его увеличением. На некоторых наших активах коэффициент извлечения нефти достигает 70%.
Участвует ли компания в создании фонда незаконченных скважин и в каком формате? Началось ли уже бурение и какие есть детали по этому проекту?
«Газпром нефть» одной из первых приняла участие в обсуждении идеи фонда незаконченных скважин, прорабатывая возможности для поддержки своих партнеров. Мы считаем, что использование услуг подрядных организаций, работающих в конкурентной рыночной среде, гораздо эффективнее создания собственных сервисов, поэтому важно помочь им пережить кризис с минимальными потерями.
Сократился ли объем работ подрядчиков на ваших проектах в период кризиса?
Весной мы произвели расчеты и поняли, что в условиях действующей сделки ОПЕК+ нужно снижать объемы бурения и всех сопутствующих работ на 70% и что это скорее всего уничтожит наши сервисные компании. Поэтому мы снизили активность на 30-35%, чтобы сохранить объемы работ у наших нефтесервисных подрядчиков. Сокращение объема заказов не прошло бесследно: многие большие компании должны были дофинансироваться у своих акционеров, чтобы остаться на рынке.
Ваша практика отсрочки платежей за оказанные услуги на 180 дней не ущемляет интересы подрядчиков?
Мы с каждым подрядчиком это обсуждали индивидуально. По сути, это был вклад сервисных компаний в общую копилку стабильности. Более того, хочу сказать, что у нас уже ситуация более стабильная и со следующего года мы планируем максимально исключать этот подход, а там, где он останется, будем предлагать компенсации.
Вы инициировали проект «Актив будущего», расскажите о его целях и задачах. Можете ли назвать конкретные цифры или показатели по эффективности, которые вы ожидаете?
«Актив будущего» - это большая трансформация, в ходе которой мы полностью меняем бизнес-модели наших дочерних обществ по трем векторам: новая операционная модель ведения бизнеса, цифровая трансформация и компетенции будущего.
Основное отличие от того, что мы делали раньше, состоит в том, что планы по добыче и эффективности мы ставим, исходя не из достигнутого, как это делают многие другие компании, а из того потенциала, который есть на проекте. Причем мы подходим комплексно и выявляем все виды потенциала на активе: стратегический, технологический, организационный, операционный и так далее. Фокус наши усилий – на объектах управления, приносящих максимальную ценность.
В этом году трансформация охватывает 8 наших дочерних предприятий и 27 активов. В ней задействованы более 600 человек. Эффект от реализации проекта только в этом году составил более 4 млрд руб. А в целом ожидаемый эффект от проекта мы сейчас оцениваем в 100 млрд руб. до 2030 г., но уверены, что он будет расти.
