Сергей Доктор: «Планы по добыче и эффективности мы ставим не от достигнутых результатов, а от того потенциала, который есть на проекте» — Интервью

Программа «Газпром нефти» против COVID-19

Подробнее
  • Главная
  • Пресс-центр
  • Интервью
  • «Планы по добыче и эффективности мы ставим не от достигнутых результатов, а от того потенциала, который есть на проекте»

«Планы по добыче и эффективности мы ставим не от достигнутых результатов, а от того потенциала, который есть на проекте»

«Планы по добыче и эффективности мы ставим не от достигнутых результатов, а от того потенциала, который есть на проекте»

«Газпром нефть» приступила к активной разработке нового добывающего кластера в Западной Сибири — проекта «Зима», который по объемам запасов сопоставим с активами основного добывающего предприятия компании в регионе — «Газпромнефть-Хантоса». О новых и действующих проектах, запланированных точках роста добычи, выполнении сделки ОПЕК+ и продолжающейся трансформации бизнеса компании рассказал в интервью Argus Сергей Доктор, глава дирекции по добыче «Газпром нефти».

Глава дирекции по добыче «Газпром нефти» Сергей Доктор

— Проект «Зима» как будущий новый кластер добычи в Западной Сибири появился в периметре компании относительно недавно. Расскажите, какие планы у компании по его освоению в ближайшие годы? С какими трудностями вы сталкиваетесь в ходе разработки?

— Проект «Зима» на данный момент охватывает не только участки в ХМАО — Югре, но и в Тюменской области, и его ресурсный потенциал оценивается в более чем 840 млн т. Это сопоставимо с масштабом нашего крупнейшего по объему запасов предприятия «Газпромнефть-Хантос». Флагманом кластера является месторождение им. 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 и глубоководные 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.

— Какая степень готовности инфраструктуры на месторождении им. Александра Жагрина?

— 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 все месторождение им. Александра Жагрина к категории ТрИЗ?

— К категории ТрИЗ у нас относятся отдельные пласты или запасы, а не целые месторождения. На месторождении им. Александра Жагрина есть такие ресурсы.

— Есть ли другие запланированные точки роста добычи компании в ХМАО и в других основных регионах деятельности компании?

— Если начать с ХМАО, то рядом с новым кластером сосредоточены активы «Салым Петролеум Девелопмент», нашего совместного предприятия с компанией «Шелл». Перспективы развития совместного предприятия связаны с освоением нового участка в рамках проекта «Южный хаб» (связан с разработкой 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 предприятия. Другой точкой роста в ХМАО — 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 ведутся внедрение и тестирование новых решений для добычи нетрадиционной нефти. По данному многообещающему проекту мы также видим позитивную динамику.

— Какие результаты по добыче на Отдаленной группе месторождений в ЯНАО? Вышел ли кластер на запланированные объемы добычи?

— Отдаленная группа месторождений расположена в южной части ЯНАО и входит в периметр активов предприятия «Газпромнефть-ННГ». Новый кластер — это тоже по сути 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 Отдаленной группы месторождений в общий объем добычи предприятия 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-ННГ». 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-ННГ», надо учитывать, что за исключением Отдаленной группы, остальные месторождения предприятия на зрелой стадии разработки.

Наша добыча связана с нашими возможностями по реализации нефти. Например, этой весной наша премиальная малосернистая нефть, добываемая на Ямале, не пользовалась спросом (из-за карантинных ограничений в европейских странах), а китайское направление имело неплохой сбыт и неплохие netbacks. И это отчасти заставляло нас регулировать добычу с учетом изменения рыночных условий, гибко реагировать на спрос.

Уникальность «Газпромнефть-ННГ» заключается в том, что предприятие 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 итогами по объемам добычи компания планирует закончить 2020 г.?

— В этом году мы должны были выйти на уровень добычи в 100 млн т н. э. согласно нашей ранее принятой долгосрочной стратегии. В эквиваленте суточной добычи мы этого уровня достигли уже в начале весны перед тем, как 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.

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.

— Основная добыча конденсата «Газпром нефти» приходится на совместные предприятия компании с «НОВАТЭКом», это так?

— 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 и не готовы зарабатывать меньше, например 5 тыс. ₽ за 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 дебетами. Например, у нас уже есть рабочие технологии третичных методов увеличения нефтеотдачи. Вы знаете про наш совместный проект с «Шелл» на активах «Салым Петролеум Девелопмент». Аналогичные решения есть и с баженовской свитой, на зрелых месторождениях в ЯНАО.

— Какой у компании средний 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 если да, то в каком формате? Началось ли уже бурение и какие есть детали по этому проекту?

— «Газпром нефть» одной из первых приняла участие в обсуждении 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.

«Газпром нефть» поддерживает инициативу Министерства энергетики Российской Федерации по поддержке нефтесервисных компаний через реализацию программы бурения незаконченных скважин и активно участвует в ней. Это позволит сохранить объемы бурения в условиях невозможности дополнительной добычи, тем самым оказывая существенную поддержку сервисным компаниям в условиях кризиса, сохраняя рабочие места в отрасли.

— Сокращали ли вы объемы привлечения подрядчиков к проектам на фоне кризиса? Какие организационные и финансовые инструменты вы применяли для поддержания подрядчиков?

— 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.

— Планируете ли вы сокращать бурение дальше в 2021 г.?

Многое зависит от того, как будет выглядеть структура сделки ОПЕК+. Если ничего не изменится и мы немного увеличим добычу в начале следующего года, то мы сохраним активность на уровне этого года. Если квота не увеличится, то мы немного снизим активность (бурение и сопутствующие работы) к уровню этого года.

— Вы инициировали проект «Актив будущего», расскажите о его целях и задачах. Можете ли назвать конкретные цифры или показатели по эффективности, которые вы ожидаете?

— Имея неплохие показатели эффективности для нашей отрасли, мы понимали, что входим в цифровую эпоху, которая открывает перед нами дополнительные возможности.

Мы этой темой начали заниматься пять лет назад и поняли, что основную стоимость создают не цифровизация и автоматизация, а изменения процессов и бизнес- моделей.

Актив будущего — это большая трансформация, в ходе которой мы полностью меняем бизнес-модели наших дочерних обществ по трем векторам: новой операционной модели ведения бизнеса, изменению цифровой трансформации и компетенциям будущего.

Основное отличие от того, что мы делали раньше, состоит в том, что планы по добыче и эффективности мы ставим не от достигнутого, как это делают многие другие компании, а от того потенциала, который есть на проекте. Причем мы подходим комплексно и выявляем все виды потенциала на активе: стратегический, технологический, организационный, операционный и т. д. И 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 ₽. А в целом ожидаемый эффект от проекта мы оцениваем в 100 млрд ₽ до 2030 г., но уверены, что он будет расти.