От Гвинеи до Арктики

«Газпром нефть» приступает к реализации амбициозных проектов в области upstream

Интервью заместителя генерального директора по разведке и добыче «Газпром нефти» Бориса Зильберминца
1 октября 2010 года. Журнал «Нефть России»

Борис ЗильберминцОдна из наиболее динамично развивающихся российских ВИНК - "Газпром нефть" - ставит сегодня перед собой цель достигнуть к 2020 г. уровня добычи нефти в 100 млн т н. э. в год. Причём, к этому сроку порядка 10% производства углеводородного сырья в компании будет приходиться на зарубежные проекты.
Что же касается краткосрочной перспективы, то в 2010 г. "Газпром нефть" начинает реализацию собственной газовой программы и войдёт в целый ряд проектов на шельфе. Об этом и о других планах компании рассказывает в интервью для журнала "Нефть России" заместитель генерального директора по разведке и добыче "Газпром нефти" Борис ЗИЛЬБЕРМИНЦ.

- Каковы планы компании по темпам наращивания добычи углеводородов на ближайшую перспективу? За счёт каких источников и проектов "Газпром нефть" рассчитывает достичь таких показателей? Расскажите о целях и задачах принятой в прошлом году стратегии Блока разведки и добычи ВИНН до 2020 г.

- Согласно утверждённому в компании плану, консолидированная добыча по "Газпром нефти" в текущем году составит 51,1 млн т н. э., а на 2011 г. запланировано её увеличение до 53,6 млн т н. э. Основной рост будет достигнут за счёт ввода в разработку сеноманских газовых залежей Муравленковского и Новогоднего месторождений. Одной из ключевых задач на 2010 г. остаётся снижение себестоимости добываемой нефти. Главным базовым компонентом развития являются оптимизационные проекты на текущих активах компании. "Газпром нефть" определила для себя стратегию стать лидером по работе на истощённой ресурсной базе.

В 2009-2010 гг. инициирован целый комплекс проектов, затрагивающих практически весь спектр деятельности добывающих активов компании: от процедуры календарного планирования и процессной системы управления до реализации проектов по созданию наиболее передовых процессов по закупкам услуг и оптимизации складских остатков.

Одним из самых крупных и актуальных из них стала реализация среднесрочной программы по снижению затрат в области разведки и добычи, доказавшая свою эффективность уже по результатам 2009 г. Сейчас проводится её дальнейшая актуализация без отрыва от выполнения. Данная программа является частью общей задачи ВИНК по достижению цели оптимизации своих затрат.

В сентябре 2009 г. совет директоров "Газпром нефти" утвердил стратегию развития Блока разведки и добычи компании. В соответствии с ней, к 2020 г. "Газпром нефть" намерена увеличить объёмы производства нефти до 100 млн т н. э. в год. Отношение запасов к добыче будет поддерживаться на этом уровне не менее 20 лет, а доля проектов на начальной стадии разработки к указанному сроку должна обеспечивать не менее 50% производства. Целевой уровень будет достигнут как за счёт существующих активов, так и с помощью проектов с долевым участием "Газпром нефти", а также с учётом передачи компании нефтяных месторождений "Газпрома". Также предполагается расширение портфеля активов за счёт приобретения участков нераспределённого фонда, покупки активов на российском рынке, развития проектов за рубежом.

- Какие задачи являются приоритетными в секторе upstream на период до 2011-2012 гг.?

- Компания планирует наращивать инвестиции в проекты по разведке и добыче. В 2009 г. общий объём капиталовложений "Газпром нефти" составил 5,5 млрд долларов. Инвестиционный поток в сегмент разведки и добычи нефти достиг 2 млрд долларов. В 2010 г. компания планирует увеличить капитальные вложения в upstream на 32%. На годовом общем собрании акционеров ОАО "Газпром нефть", прошедшем в июне этого года, было принято решение о направлении на инвестирование, производственное и социальное развитие 38,48 млрд рублей из чистой прибыли компании за 2009 г.

Основными приоритетами являются разведка и освоение следующих новых месторождений - Равнинного, Северо-Романовского, Воргенского, Ортьягунского участка, Мессояхской и Куюмбинской групп месторождений, а также Новопортовского месторождения, лицензию на которое "Газпром" планирует передать "Газпром нефти". В 2010 г. компания собирается ввести в промышленную эксплуатацию 2 месторождения - Равнинное и Романовское. Мы также продолжим активно работать за рубежом: в частности, приоритетными для нас остаются проекты в Ираке, Ливии, Экваториальной Гвинее, Анголе, Венесуэле.

- Назовите основные регионы, в которых компания сейчас уже ведёт или планирует осуществлять геолого-разведочные работы (ГРР). Удаётся ли вам поддерживать высокий уровень инвестиций и объёмы геологоразведки? Каковы планы "Газпром нефти" в отношении ГРР на восточносибирских месторождениях?

- В России ключевыми регионами, где мы сейчас ведём геолого-разведочные работы, являются Ханты-Мансийский, Ямало-Ненецкий, Ненецкий автономные округа, Тюменская, Томская, Омская, Иркутская области и Красноярский край. За рубежом - Сербия, Ангола. Круг регионов, где проводятся активные ГРР, будет постоянно расширяться за счёт старта новых проектов. Объём средств, направленных "Газпром нефтью" и дочерними обществами на проведение геолого-разведочных работ, в 2009 г. составил 3,6 млрд рублей (без НДС). В прошлом году завершено строительство 11 поисково-оценочных и разведочных скважин, из которых на 10 был получен промышленный приток углеводородов. Объём проходки поисково-разведочного бурения в 2009 г. составил 17,037 км, а показатель его успешности достиг 90,9% при эффективности 563 т углеводородов на 1 пог. м проходки и 121,6 руб. на 1 т у.т. За этот период на лицензионных участках "Газпром нефти" и дочерних обществ выполнены сейсморазведочные работы 3D в объёме 2200 км2 и 2D в объёме 1234 пог. км.

По результатам поисково-разведочного бурения и доразведки открыты Нижневынгапуровское нефтегазоконденсат-ное месторождение на Вынгапуровском поисковом участке недр и три новых залежи "чёрного золота" на существующих месторождениях. Общий прирост извлекаемых запасов нефти по промышленным категориям в 2009 г. по компании составил 105,6 млн т, в том числе за счёт поиска и разведки -9,6 млн т, переоценки запасов в результате уточнения геологических моделей месторождений и коэффициентов извлечения нефти - 39,7 млн т, доразведки разрабатываемых месторождений - 56,3 млн т.

В 2010 г. предполагается увеличение объёмов финансирования геолого-разведочных работ. На эти цели выделено 5,2 млрд рублей (без НДС). В планах компании - пробурить 18 поисково-разведочных скважин (объём проходки - 59,210 км), провести сейсморазведочные работы 2D - 3115 пог. км и 3D - 1501 км2. Мы ожидаем, что общий объём прироста извлекаемых запасов составит не менее 50 млн т. По результатам поисково-разведочного бурения планируется прирастить 22,1 млн т нефти, за счёт доразведки и переоценки - 29 млн т.

Как и все крупные нефтяные компании, мы планируем проведение масштабных геолого-разведочных работ на наших лицензионных участках в Восточной Сибири. Необходимо точно определить добычной потенциал месторождений, так как затраты на реализацию проектов в данном регионе намного выше, чем в уже обустроенной в инфраструктурном плане Западной Сибири. Тем не менее, существует ряд планов по реализации проектов на Куюмбинской группе месторождений компании "Славнефть", акционерами которой мы являемся совместно с ТНК-ВР. Также у нас есть лицензии на Тымпучиканскую группу месторождений, добычной потенциал которых, по мнению наших специалистов, достаточно перспективен. Существует ещё ряд проектов в Восточной Сибири, которые могут помочь в реализации долгосрочных планов компании.

- Каковы основные шаги, направленные на поддержание производственных показателей на месторождениях Ямало-Ненецкого автономного округа, дающего сейчас около 40% нефти компании?

- "Газпром нефть" реализует целый комплекс геолого-технических мероприятий (ГТМ), который затрагивает не только месторождения ЯНАО, но и все остальные активы компании, и включает опережающую доразведку, обновление устаревших или создание новых моделей месторождений, а также улучшение работы службы бурения и оптимизацию производственного процесса.

Основные меры по повышению эффективности производства в прошлом году были приняты в сегменте эксплуатационного бурения. За 2009 г. были введены 656 новых скважин, что на 47 единиц больше, чем в позапрошлом году. Действующий фонд компании составил 5280 скважин. Рост числа вновь вводимых в эксплуатацию стал возможен благодаря интенсификации программы эксплуатационного бурения: проходка достигла 2158 тыс. м, что на 125 тыс. м больше уровня 2008 г. На месторождениях, прошедших пик добычи, начали активно применяться вторичные методы повышения нефтеотдачи. Цель компании - повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) с 30% до 40%.

В плане научного сопровождения проектов на бурение и ГТМ также был сделан качественный шаг вперёд. За 2009 г. введено 6 постоянно действующих геолого-гидродинамических моделей месторождений и организовано их сопровождение. Также мы начали осуществлять оперативное сопровождение эксплуатационного бурения на Приобском и Еты-Пуровском месторождениях. Реализованы программы оптимизации системы поддержания пластового давления на Муравленковском, Вынгапуровском и Новогоднем месторождениях. Разработана адресная программа мероприятий по регулированию закачки на одном из объектов Крапивинского месторождения, реализация которой позволила стабилизировать уровень базовой добычи во втором полугодии 2009 г.

В прошлом году достигнут лучший отраслевой показатель по коэффициенту эксплуатации скважин за счёт снижения времени их простоя (а также роста наработки на отказ механизированного фонда скважин). Выполнены все намеченные мероприятия по увеличению наработки на отказ установок погружных центробежных насосов (УЭЦН), освоено более 260 млн рублей. Рост межремонтного периода (МРП) работы скважин с УЭЦН составил 9,6% и достиг 434 суток. Рост наработки на отказ в 2009 г. к 2008 г. составил 14%. Расчётная экономия за счёт увеличения МРП - более 320 млн рублей.

В течение года была утверждена среднесрочная программа по снижению затрат по дочерним и зависимым обществам. Так, по уже выполненным мероприятиям эффект в 2009 г. составил более 950 млн рублей. Основные работы, которые были проведены в рамках снижения затрат, включали в себя остановку нерентабельного фонда скважин в Ноябрьском и Муравленковском регионах, оптимизацию работы насосного оборудования КНС (кустовых насосных станций) и ДНС (до-жимных насосных станций), оптимизацию системы сбора и подготовки нефти, вывод из эксплуатации оборудования объектов нефтедобычи, а также снижение стоимости суток обслуживания УЭЦН и импортозамещение погружного оборудования по ДЗО.

- Удовлетворены ли Вы результатами осуществлённой в компании реструктуризации "Ноябрьскнефтегаза"?

- Да, она в полной мере выполнила поставленные цели и задачи. Осуществлённые изменения позитивно сказались на производственных результатах этого подразделения компании, помогли повысить скорость и качество принимаемых управленческих решений, улучшить обстановку в коллективе, повысить мотивацию персонала. Напомню, что в процессе реструктуризации были ликвидированы существовавшие в структуре "Ноябрьскнефтегаза" территориальные проекты добычи нефти (ТПДН), которые фактически не имели собственного бюджета и управленческих полномочий и являлись лишь некоей бюрократической прослойкой. В настоящий момент остались только "Ноябрьскнефтегаз" и "Мурав-ленковскнефть", которые непосредственно управляют месторождениями. Кроме того, в рамках реструктуризации, были изменены статус начальников цехов и система вознаграждения, которая теперь привязана к результату работы.

- Каковы ближайшие цели в освоении ключевого актива "Газпром нефти" - Приобского месторождения в Ханты-Мансийском округе?

- Действительно, Приобское месторождение - один из ключевых активов компании с запасами 465 млн баррелей нефти по SPE. Его освоение началось в 2004 г., а уже в 2009 г. объём добычи здесь составил 27,3% от производства на собственных месторождениях компании и почти 18% - в структуре общей добычи по "Газпром нефти".

Работа на Приобском проходила не так гладко, как мы могли себе предполагать, темпы прироста добычи отставали от плановых. В 2008 г. наши специалисты выяснили, что геологические особенности левобережной части месторождения не соответствуют ранним прогнозам. Поэтому в зимний период 2008-2009 гг. была осуществлена опережающая доразведка, а затем введены новые эксплуатационные скважины. Это позволило нам в минувшем году постоянно наращивать здесь добычу, и в итоге объём производства на Приобском вырос на 23,9%.

Быстрое развитие месторождения требует значительных энергозатрат, поэтому в 2009 г. "Газпром нефть" запустила в эксплуатацию первую очередь Южно-Приобской газотурбинной электростанции (ГТЭС), построенную для собственных производственных нужд. Мощность первой очереди составила 48 МВт. Объём капитальных вложений на её введение -2,4 млрд рублей. В настоящее время осуществляется строительство второй очереди, которое планируется завершить в конце 2010 г. Её последующий запуск позволит довести энергогенерирующие мощности компании "Газпромнефть-Хантос" до 96 МВт и полностью удовлетворить потребности предприятия в электроэнергии. Реализация всех этих мероприятий позволит нам и дальше наращивать объёмы добычи на Приобском месторождении.

- В настоящее время "Газпром нефть" формирует ещё один новый центр развития нефтедобычи - в Омской и Томской областях. Расскажите о планах компании в рамках этой региональной группы месторождений.

- В указанный центр добычи входят четыре месторождения: юго-западная часть Крапивинского месторождения (Тарский район Омской области), Шингинское, Урманское и Арчинское месторождения (Томская область). Все эти активы эксплуатирует дочерняя компания "Газпром нефти" -ООО "Газпромнефть-Восток". 4 февраля 2010 г. "Газпром-нефть-Восток" приобрела компанию "СТС-Сервис", став владельцем лицензии на разработку Нижнелугинецкого и Западно-Лугинецкого месторождений, находящихся в Парабельском районе Томской области. Данный актив дал новый импульс для развития нашего дочернего предприятия.

В минувшем году компания "Газпромнефть-Восток" добыла более 1,5 млн т нефти. Эксплуатационный фонд предприятия в настоящий момент составляет 124 скважины. Планы у "Газпром нефти" в отношении этой группы точно такие же, как и в отношении других наших активов: улучшение производственных показателей. Значительная часть запасов предприятия находится на ранней стадии освоения, что создаёт потенциал для будущего роста добычи. В 2010 г. здесь предполагается значительное увеличение объёмов капвложений в эксплуатационное бурение и строительство скважин.

- А каковы планы относительно освоения Восточно-Мессояхского и Западно-Мессояхского месторождений "Славнефти"? Планируется ли наращивать добычу в рамках проектов "Томскнефти"?

- Разработка названных месторождений, расположенных в ЯНАО, будет выведена в отдельный проект - "за периметр" "Славнефти". В текущем году там продолжатся ГРР - мы рассчитываем значительно увеличить запасы этой группы месторождений, которые на сегодняшний день по категории С2 оцениваются в 600 млн т.

Что касается "Томскнефти", то это предприятие работает довольно успешно. В 2009 г. было добыто 10,868 млн т нефти, объём капвложений составил около 10 млрд рублей. В текущем году предполагается сохранить уровень добычи примерно на том же уровне, сумма капвложений несколько увеличится. Среди приоритетных работ - продолжение освоения той части Крапивинского месторождения, которая находится в Томской области. Хотел бы также подчеркнуть, что "Газпром нефть" не планирует увеличивать свою долю в "Томскнефти", а вопрос раздела "Славнефти" с ТНК-ВР не является актуальным в настоящий момент: он может обсуждаться лишь в средне- или долгосрочной перспективе.

- В 2009 г. у "Газпром нефти" появилось новое направление в upstream: компания приступила к реализации собственной программы по добыче природного газа. Расскажите подробнее о проектах освоения газовых активов.

- Да, в прошлом году мы начали формирование нового важного направления по добыче газа. Запущена реализация проекта разработки сеноманской залежи на Муравленковском месторождении, одобрен проект разработки сеноманской залежи Новогоднего месторождения. Сейчас ведутся активные работы по подготовке к вводу в эксплуатацию объектов газодобычи на этих участках. Мы планируем начать поставки газа в единую систему газоснабжения "Газпрома" уже в четвёртом квартале текущего года. Особо стоит отметить, что данные проекты реализуются на принципах так называемых малолюдных технологий, с максимальным уровнем автоматизации производственных процессов и безопасности добычи.

- Как обстоят дела в компании с решением проблемы утилизации нефтяного попутного газа (НПГ)?

- В прошедшем году в рамках корпоративной программы, направленной на повышение эффективности использования НПГ, были построены и запущены в эксплуатацию газопровод с Еты-Пуровского месторождения и газотурбинная электростанция (ГТЭС) мощностью 48 МВт (первая очередь) на Южно-Приобском месторождении, начата работа над проектом газопровода на Шингинском месторождении. Завершено проектирование автоматизированной системы учёта НПГ, выполнена работа по определению возможностей объединения ресурсов недропользователей Томской области для повышения эффективности использования ресурсов природного и нефтяного попутного газа региона. Реализация проектов в 2009 г. позволила превысить по показателю полезного использования НПГ уровень в 48%, что на треть больше степени утилизации попутного газа на месторождениях компании в 2007 г. (35,7%).

Что касается текущего года, то, в соответствии с актуализированной Газовой программой "Газпром нефти", к основным инвестиционным проектам следует отнести строительство систем газосбора, объектов энергогенерации, организацию системы учёта НПГ и утилизацию низконапорного газа. Запланированы: завершение строительства второй очереди ГТЭС (суммарно - 96 МВт) на Южно-Приобском месторождении, промышленная реализация проекта автоматизированной системы учёта нефтяного попутного газа, а также уточнение содержания проектов утилизации низконапорного газа, продолжение работ по строительству газопровода на Шингинском месторождении. Весьма эффективным может оказаться проект повышения эффективности использования попутного газа Вынгапуровской группы месторождений, который также позволит одновременно увеличить загрузку газоперерабатывающих предприятий компании "СИБУР", расположенных в данном регионе.

Нельзя не отметить и окончание работы, начатой в прошедшем году и выполняемой в рамках реализации так называемых проектов совместного осуществления (ПСО) по Киотскому протоколу. "Газпром нефть" успешно завершила полный комплекс мероприятий в рамках проекта по утилизации попутного нефтяного газа на Еты-Пуровском месторождении в ЯНАО. В качестве партнёров по ПСО выступили японские компании Mitsubishi Corporation и Nippon Oil Corporation. "Газпром нефть" претендует на получение одобрения на проект объёмом до 3 млн единиц сокращений выбросов (ЕСВ) парниковых газов для дальнейшей реализации их на рынке. В отношении материалов проектной документации, а также осуществляемой схемы утилизации нефтяного попутного газа проведена тщательная независимая международная экспертиза с привлечением одной из аккредитованных при Министерстве экономического развития РФ компаний - TUV SUD Industrie Service GmbH, - давшей положительное экспертное заключение по ПСО на Еты-Пуровском месторождении. Пакет документов по проекту в начале марта 2010 г. передан на рассмотрение в "Сбербанк России", уполномоченный, согласно постановлению российского правительства, проводить процедуру конкурсного отбора проектов совместного осуществления. И недавно мы получили одобрение "Сбербанка" на ПСО.

- "Газпром" сейчас ведёт передачу своих нефтедобывающих активов на баланс "Газпром нефти". В частности, сообщалось, что в течение 2010 г. будут полностью переданы Новопортовское и восточная часть Оренбургского месторождения. Расскажите о планах развития добычи на передаваемых активах, а также о том, какие ещё месторождения может получить "Газпром нефть"?

- Передача Новопортовского и восточной части Оренбургского месторождений должна завершиться в текущем году. Хочу отметить, что по Оренбургскому месторождению нам уже переданы полномочия единоличного исполнительного органа. В следующем году должна начаться аналогичная процедура и по Приразмломному месторождению, которое к тому времени должно быть введено в эксплуатацию.

"Газпром нефть" уже сейчас разрабатывает планы перспективного развития новых активов. В частности, мы предполагаем в 2011-2012 гг. начать пробную эксплуатацию Новопортовского месторождения. Ориентировочно в 2013 г. на этом активе может быть достигнут уровень добычи в 300-500 тыс. т нефти в год.

- Существуют ли у компании планы по освоению морских месторождений в России и за рубежом? Расскажите об "арктической стратегии" "Газпром нефти", связанной с предполагающейся разработкой ресурсов бассейнов Баренцева и Карского морей?

- Освоение шельфовых месторождений - один из стратегических приоритетов компании. На данный момент мы подали две заявки на участки арктического шельфа в Печорском море. Но первый шельфовый проект компания будет реализовывать за рубежом. В конце июня с. г. "Газпром нефть", Министерство энергетики Республики Экваториальная Гвинея и Национальная нефтяная компания этой страны - GEPetrol -подписали соглашение о разделе продукции (СРП) по двум морским разведочным блокам. "Газпром нефть" будет являться оператором проекта. До конца текущего года мы планируем начать геолого-разведочные работы и приступить к формированию органов управления проектом. Прогнозные извлекаемые запасы нефти по двум блокам могут составить около 110 млн т.

Среди наших ближайших планов - начало ГРР совместно с малайзийской компанией Petronas на шельфе Кубы. Прогнозные ресурсы участка могут составить порядка 400 млн т. Правда, это достаточно рискованный проект, поскольку ранее на кубинском шельфе никто не работал и больших открытий не совершал. Но в то же время он очень привлекателен с точки зрения сбыта и логистики - рядом огромный американский рынок.

- Какие льготы со стороны государства необходимы для более активного запуска в России новых проектов по добыче углеводородного сырья?

- Стоит отметить, что государство уже внесло ряд изменений в налоговое законодательство, которые позволили нефтяным компаниям получать дополнительные ресурсы для инвестиций. Но эти меры - "косметические", не меняющие ничего кардинально. Нам же кажется, что система налогообложения нефтяной отрасли должна стать, прежде всего, более гибкой, ориентированной не только на получение максимального дохода для бюджета, но и на стимулирование разработки компаниями новых месторождений, внедрения передовых технологий нефтеотдачи на выработанных участках. Перспективной идеей, на наш взгляд, является введение налога на дополнительный доход (НДД) и одновременное снижение экспортных пошлин. НДД - это тот инструмент, который позволит взимать налог не с бухгалтерской прибыли, а со свободного денежного потока, что более справедливо. Этот механизм можно было бы опробовать на новых месторождениях и, если он себя хорошо зарекомендует, в течение нескольких лет распространить на всю отрасль. Данный подход, как мы ожидаем, может стать частью новой генеральной схемы развития нефтяной промышленности, которую сейчас разрабатывает Минэнерго. Предполагается, что на обсуждение документ будет представлен уже осенью этого года.

- Согласно долгосрочной стратегии "Газпром нефти", к 2020 г. порядка 10-15% добычи компании будет приходиться на зарубежные проекты. Расскажите, пожалуйста, об этих активах подробнее. Каковы дальнейшие планы "Газпром нефти" по их развитию?

- В начале 2010 г. наша компания стала оператором проекта по разработке месторождения Бадра в Ираке. Этот ближневосточный проект будет первым по-настоящему масштабным зарубежным проектом "Газпром нефти". На данный момент уже создана и работает компания-оператор проекта -"Газпромнефть Бадра Б. В." (дочернее общество "Газпром нефти"). За те несколько месяцев, которые прошли с момента подписания контракта (28 января 2010 г.), были решены основные организационные и юридические вопросы, достигнуты предварительные договорённости с членами консорциума о сроках и этапах освоения месторождения. Был рассмотрен статус подготовки соглашения о совместной деятельности участников проекта, согласованы условия работы управляющего комитета и проведения тендеров по разработке месторождения. В ближайшее время мы планируем начать на нём строительство объектов, а в следующем году приступить к бурению.

Проблем при работе в Ираке достаточно много. Во-первых, обстановка в стране далека от стабильной. Во-вторых, нам необходимо построить всю инфраструктуру на месторождении с нуля, завезти материалы, набрать персонал. Есть и свои специфические проблемы. Так, нам необходимо разминировать значительную часть территории месторождения. Для выполнения этой операции Министерством экологии Ирака будет привлечён специализированный подрядчик, имеющий опыт подобной работы.

Из наших ближневосточных планов можно также упомянуть и иранский проект, по которому у нас подписан меморандум о взаимопонимании. Мы планируем завершить переговоры с Ираном о вхождении в проект освоения месторождений Азар и Шангуле (блок Анаран), общие запасы которых оцениваются в 2 млрд баррелей. Но пока говорить о том, каким именно будет формат нашего участия, преждевременно.

- Вы упомянули о подписании СРП с Экваториальной Гвинеей по работе на морских блоках. Означает ли это, что компания рассматривает африканский регион в качестве одного из центров добычи за рубежом?

- Совершенно верно. Проект освоения шельфа Экваториальной Гвинеи на основе заключённого нами на достаточно благоприятных условиях соглашения о разделе продукции (СРП) является для нас "якорным" в данном регионе. Но не стоит забывать, что мы уже работаем в Западной Африке, а точнее в Анголе, где ведётся добыча через сербскую компанию NIS, которая контролируется "Газпром нефтью". Вхождение в проект в Экваториальной Гвинее существенно расширит компетенции компании в области шельфовой добычи и позволит отработать навыки управления морским проектом, а в перспективе - сформировать центр добычи в Западной Африке.

Одним из наиболее привлекательных регионов для нас также является Ливия (Северная Африка), поскольку здесь основная добыча ведётся на суше, а также существуют очень удобная логистика, развитая инфраструктура, благоприятный экономический режим. Мы рассчитываем, что до конца года "Газпром" завершит переговоры по обмену активами с итальянской Eni и "Газпром нефти" будет передана доля в проекте Элефант. Мы также рассматриваем возможность вхождения и в другие проекты в этой стране.

- Как сейчас строится взаимодействие с партнёрами по Национальному нефтяному консорциуму в Венесуэле?

- В настоящее время между пятью российскими нефтяными компаниями образовано СП "Петромиранда" для освоения месторождения "Хунин-6" в Венесуэле. И сейчас с венесуэльской стороной ведутся переговоры по вопросам согласования кандидатов на ключевые руководящие должности в этом национальном нефтяном консорциуме (ННК). Кроме того, участниками консорциума обсуждаются вопросы реализации первой фазы проекта "Хунин-6", связанные с организацией процессов производства (строительство пилотных скважин, последующая пробная эксплуатация "холодной добычи", соблюдение экологических требований). Мы должны будем разрешить данные вопросы в течение ближайших трёх лет. А по результатам этих работ будет принято окончательное инвестиционное решение о дальнейшем участии консорциума в данном проекте. В июле "Газпром нефть" была назначена координатором проекта ННК. Компания будет представлять интересы его российских участников в переговорном процессе по данному проекту.