Эрик Лирон: "Роснефть" оптимизирует бурение и делает ставку на развитие сервисов
Первый вице-президент компании рассказал о механизмах, которые "Роснефть" использует при вводе в разработку трудноизвлекаемых запасов, и почему ей важно развивать сервисное направление
Москва. 31 июля. INTERFAX.RU - Ввод в разработку трудноизвлекаемых запасов на фоне падения добычи нефти в традиционных провинциях приобретает все большее значение. Над программами развития добычи "тяжелой" нефти сейчас работают компании во всем мире. О том, какие механизмы в этом процессе использует "Роснефть" (MOEX: ROSN) и почему компании так важно развивать сервисное направление, рассказал в интервью Агентству нефтяной информации (АНИ) первый вице-президент компании Эрик Лирон.
- Как долго традиционные запасы будут преобладать в структуре добычи "Роснефти" или шельф и "тяжелая" нефть достаточно быстро станут основными источниками извлечения углеводородов?
- Стратегия компании по нефтедобыче до 2030 года включает в себя четыре этапа развития.
Первый этап предусматривает обеспечение добычи на уже действующих месторождениях компании. Второй этап - запуск новых проектов в Восточной Сибири. Это, в первую очередь, месторождения Ванкорской группы, Сузун, Тагул, Лодочное, Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское. На этом же этапе мы начнем запускать наши газовые активы - "Роспан", месторождения Харампурской и Кынско-Часельской группы. На третьем этапе будет обеспечен существенный прирост добычи за счет масштабной разработки трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ). Работа с ТРИЗ ведется уже сейчас, что поможет нам оценить вклад этой категории запасов в общий баланс добычи. По мере наращивания наших знаний о ТРИЗ мы будем корректировать планы по объему добычи в будущем. Четвертый этап предполагает разработку шельфа. Хочу сразу отметить, что реализация некоторых этапов пересекается во времени.
По нашим консервативным оценкам, традиционные запасы будут преобладать в балансе добычи "Роснефти" в ближайшие 20 лет, и их доля составит около 50% от общего объема добычи. Необходимо учитывать, что разработка традиционных запасов углеводородов более рентабельна и менее рискованна, чем разработка нетрадиционных.
- В какие сроки будет реализовываться каждый из этих четырех этапов?
- Как я уже сказал, добычу традиционных углеводородов мы будем активно развивать как минимум ближайшие 20 лет. Вполне вероятно, что и после этого мы будем добывать традиционную нефть еще "сотню" лет, по мере того как нетрадиционные на сегодняшний день запасы будут становиться традиционными.
Мы уже приступили ко второму этапу нашей стратегии - разработке Восточной Сибири. Месторождения этого региона начнут играть более значимую роль в добыче "Роснефти" с 2016 года. Главная цель данного проекта - выполнение наших обязательств по поставкам нефти перед Китаем, а также загрузка нефтеперерабатывающих мощностей на Востоке России.
Что касается третьего этапа - ввода в разработку месторождений трудноизвлекаемой и сланцевой нефти, - мы в настоящее время собираем необходимые данные по этим запасам. И как только у нас будет достаточно информации, мы приступим к разработке ТРИЗ.
Реализация четвертого этапа нашей стратегии нацелена на более отдаленную перспективу. Мы уже приступили к изучению арктического шельфа: в начале августа в Карском море будет забурена первая скважина. И уже в зависимости от результатов бурения мы сможем выстраивать долгосрочные программы развития. Я надеюсь, что в ближайшие 50 лет объемы добычи углеводородов на арктическом шельфе будут вносить весомый вклад в добычу "Роснефти". Но пока до 2020 года мы будем проводить в Арктике геологоразведочные работы. На данном этапе главнейшими целями являются подтверждение шельфовых запасов, а также постановка их на баланс. И только после этого мы перейдем непосредственно к этапу разработки и освоения.
Для выполнения наших лицензионных обязательств мы будем вовлекать в разработку все шельфовые месторождения. В настоящее время в нашем портфеле находятся лицензии на 47 участков, расположенных на шельфе Арктики.
- Сможет ли "Роснефть" догнать зарубежных конкурентов по уровню технологий и объемам добычи на шельфе, извлечению ТРИЗ, сланцев? При наличии каких условий "Роснефть" сможет стать лидером в этой сфере или возможности настолько упущены, что компании придется всегда догонять?
- Что касается уровня технологичной оснащенности и технологического развития, "Роснефть" ни в коей мере не отстает от своих конкурентов. Компания находится на уровне своих зарубежных партнеров. Следует отметить, что технологиями обеспечивают сервисные компании, а этот опыт универсален.
Кроме того, у нас есть собственные научные центры, которые занимаются разработками. Мы используем передовые технологии при разработке собственных месторождений, в частности, трудноизвлекаемых запасов. Это касается не только интенсификации отбора нефти с отдельных скважин, но и использования таких технологий как многостадийный гидроразрыв пласта, а также других приемов по интенсификации добычи.
Помимо всего этого "Роснефть" пытается нарастить и улучшить свои показатели по эффективности добычи нефти при помощи выстраивания собственной системы извлечения. Это касается расположения скважин и их конструкции (например, мы увеличиваем количество горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (ГРП), многоствольных скважин), использования различных методик заводнения скважин для поддержания пластового давления.
Немаловажный фактор - правильно применять эти технологии. Здесь весьма полезен опыт зарубежных партнеров. Поэтому "Роснефть" и ExxonMobil создали совместное предприятие по добыче нефти баженовской свиты. У нас есть обширные планы по изучению доманиковых отложений с BP в Оренбурге и Statoil в Самаре. В данных проектах наша задача - получить от них не технологию добычи (она у нас уже есть, и мы ее активно применяем), а опыт эффективного управления такого рода проектами.
Что касается шельфовых проектов, то здесь нам требуется гораздо больше помощи зарубежных коллег. Наша задача - развить ранее приобретенные компетенции и кадровый потенциал. Самый лучший способ добиться этого - совместная работа, чем мы сейчас и занимаемся.
Немаловажную роль играет локализация производства оборудования в России. Сейчас эта программа активно развивается, одним из примеров ее реализации является создание судостроительного комплекса "Звезда". Мы надеемся, что нам удастся производить там до 70% судов от общего объема, которое потребуется России.
- В таком случае, какие шаги необходимо предпринять для интенсификации добычи ТРИЗ?
- В настоящее время объем добычи ТРИЗ занимает незначительное место в общей добыче "Роснефти". Это связано только с тем, что мы работаем в соответствии со стратегией развития компании - в нашем портфеле еще есть более рентабельные проекты, которые мы разрабатываем в первую очередь.
Ключевым фактором в интенсификации извлечения ТРИЗ является взаимодействие ресурсного потенциала с объемами добычи и развитие собственных производственных мощностей для того, чтобы их можно было гибко подстраивать под те или иные производственные нужды. Именно поэтому в "Роснефти" есть отдельный блок, полностью сконцентрированный на инновационных проектах. Он работает совместно с крупными сервисными компаниями, научными организациями и нашими партнерами. При их помощи мы разрабатываем, адаптируем и внедряем современные передовые технологии по всей цепочке разработки месторождения: от разведки до добычи углеводородов и их последующей переработки. Более того, мы ежегодно получаем патенты на разработанные инновационные методики.
Мы меняем и принцип работы с сервисными компаниями: уходим от отношений "продавец-покупатель", когда просто оплачиваем оказанные услуги. Сейчас мы стараемся разрабатывать совместные бизнес-решения для оптимальной разработки месторождений, особенно когда речь идет о сложных проектах.
- Какие налоговые льготы вы считаете необходимо принять для интенсификации добычи ТРИЗ?
- Самое главное это принять решения, стимулирующие научные организации, чтобы они более комплексно и целенаправленно занимались трудноизвлекаемыми запасами.
Отмечу, что сейчас налоговые льготы в основном распространяются на определенный тип трудноизвлекаемых запасов и не охватывают весь спектр ТРИЗ, который довольно широко представлен в России. Например, метан угольных пластов. В России таких запасов много. Если развивать мысль в этом направлении, то главная задача - расширить горизонты по классификации трудноизвлекаемых запасов, чтобы охватить как можно больше объемов существующих запасов.
- Какие еще у "Роснефти" существуют внутренние резервы поддержания добычи в случае, если потенциал шельфовых месторождений окажется ниже, чем ожидается?
- Частично я уже ответил на ваш вопрос. Зрелые месторождения "Роснефти", так называемые brownfield, содержат значительный потенциал доказанных запасов нефти, что позволяет эффективно разрабатывать их еще многие годы. Добыча на brownfield падает, но внедрение и использование новейших технологий разработки позволяет сделать это падение более плавным и продлить жизнь месторождения на десятки лет.
Применение новейших технологий позволило нам вывести ряд истощенных месторождений Западной Сибири, которые были нерентабельными, на рентабельный уровень. Мы применили в этом регионе системы повышения нефтеотдачи, что позволило значительно увеличить коэффициент нефтеотдачи в сравнении с традиционными системами заводнения. В 2013 году мы провели примерно 150 МГРП в Западной Сибири. В 2015-2016 году планируем довести их число до 800.
Хочу сказать, что у нас еще есть крупные проекты в Восточной Сибири, каждый из которых рассчитан на 40-50 лет жизни. Разрабатывая месторождения Восточной Сибири, мы будем плавно переходить от одного проекта к другому. То есть это будет непрерывный процесс.
Восточно-Сибирский регион является для "Роснефти" ключевым с точки зрения наращивания добычи. В ближайшие пять лет компания планирует инвестировать в него более 600 млрд рублей. Годовой объем добычи на месторождениях Восточной Сибири планируется довести до более чем 50 млн тонн нефти к 2020 году.
Помимо этого, у нас имеется очень обширная программа по геологоразведке и поисковому бурению, которая является залогом наращивания добычи компании в будущем.
Исходя из этого я считаю, что если вдруг наши ожидания по объемам запасов на шельфе не оправдаются, нам будет чем их заменить. Но в то же время, я уверен, что добыча нефти и газа на шельфовых проектах будет идти в соответствии с нашими ожиданиями.
- За первое полугодие в РФ снизились объемы бурения. Какая тенденция в "Роснефти"? Какие планы по бурению на этот год?
- Сейчас мы пересматриваем собственную стратегию и рассчитываем в 2014 году бурить немного меньше, чем изначально планировали. В первую очередь для того, чтобы развивать внутренние сервисы.
Но хочу сказать, что снижение объемов бурения иногда идет на пользу, когда это связано с переходом на горизонтальное бурение. Сейчас рентабельнее пробурить одну горизонтальную скважину, чем 10 вертикальных. В итоге - объемы проходки в бурении снижаются, но это положительно сказывается на объемах добычи. Поэтому в данном случае я рассматриваю снижение проходки бурения как признак эффективного управления.
- Пару лет назад "Роснефть" говорила, что рассчитывает на удвоение запасов нефти на Ванкоре - до 1,1 млрд тонн. Подтверждаются ли эти надежды и за счет чего: новых месторождений, включаемых в Ванкорский кластер, или за счет оставшихся у компании прилегающих к Ванкору участков?
- В Ванкорский кластер входят 17 лицензионных участков. В начале 2014 года извлекаемые запасы составляли примерно 850 млн тонн. Ресурсы нефти, расположенные вблизи этих лицензионных участков оценены в 695 млн тонн, поэтому мы полностью уверены в том, что общий объем запасов нефти и конденсата по Ванкору может достигнуть или даже превысить 1,1 млрд тонн. Исходя из этого разрабатывается вся наша стратегия.
- Параметры разработки Ванкорского месторождения в последние 5 лет существенно изменились. Требуется ли вносить изменения в лицензионное соглашение по Ванкору и остальным участкам?
- Все, что мы делаем, находится в полном соответствии с регламентирующими документами. Параметры по Ванкорскому месторождению определяются техническими характеристиками нашего проекта. На текущий момент наши ожидания по объему добычи полностью соответствуют проектному документу - дополнению к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения, утвержденном в 2013 году. Следующая корректировка этого документа намечена на 2015 год. Мы надеемся его утвердить, а также внести туда другие месторождения Ванкорской группы.
- Существует ли в компании программа стабилизации добычи на зрелых месторождениях Западной Сибири? Каковы ее параметры?
- Основная задача компании на зрелых месторождениях - это их стабильная, но рентабельная эксплуатация в долгосрочной перспективе.
В 2013 году нам удалось существенно снизить исторический темп падения добычи в ряде ключевых регионов Западной Сибири. В 2020 году мы планируем сократить темп снижения добычи на зрелых и сверхзрелых месторождениях на 2-3% в год. Этому будут способствовать программы МГРП, а также системы заводнения и использование погружных насосов.
Помимо этого мы будем проводить доразведку зон с максимальной концентрацией остаточных запасов. Современные технологии: зарезка боковых стволов, многоствольные скважины - позволят нам ввести в эксплуатацию те запасы, к которым по-другому не подобраться, потому что они находятся на глубине 3 км.
- В Волго-Уральском регионе "Роснефть" договорилась об изучении доманиковых отложений как со Statoil, так и BP. Когда планируется подписать окончательные соглашения по этим проектам? Будут ли условия сотрудничества схожими? Как далеко друг от друга находятся зоны предполагаемого сотрудничества?
- Что касается BP, то финальное соглашение может быть подписано в первом квартале 2015 года. Со Statoil мы нацеливаемся на четвертый квартал 2014 года.
Регионы сотрудничества будут располагаться близко друг к другу, но они не будут накладываться. Наша задача (она согласована с партнерами) создать здоровую конкуренцию между ними и учиться друг у друга. Что касается условий, то они не обязательно будут совпадать.
- Действительно ли индийская ONGC предложила "Роснефти" совместно разрабатывать Юрубчено-Тохомское месторождение? Считает ли "Роснефть" интересным это предложение?
- Юрубчено-Тохомское месторождение входит в число ключевых проектов компании в Восточной Сибири, и "Роснефть" ищет стратегического партнера на этот актив. Но я сейчас не уполномочен давать информацию по поводу того, ведем ли мы с какой-то из сторон переговоры на этот счет.
- Компания активизировалась на Каспии: совместный проект с "ЛУКОЙЛом" (MOEX: LKOH), покупка Лаганского блока. Есть ли планы по расширению присутствия в регионе? Интересует ли проект Апшерон в Азербайджане?
- Каспийский регион имеет стратегическое значение и интересен "Роснефти". Как вы знаете, в июне мы начали разведочное бурение в Северокаспийском лицензионном участке и пока весьма довольны тем прогрессом, который там наблюдается.
- "Роснефть" заявила о намерении реализовывать стратегию по созданию сервисного бизнеса нового типа с привлечением партнеров. Можно ли сотрудничество с Seadrill назвать первым шагом в этом направлении? Каковы параметры стратегии в целом? Кто станет следующим партнером компании?
- "Роснефть" последовательно реализует стратегию обеспечения компании необходимым объемом буровых и сервисных услуг для выполнения собственных программ бурения и геолого-технических мероприятий. Такая стратегия необходима для реализации планов по добыче как в краткосрочной, так в среднесрочной и долгосрочной перспективе.
Один из ключевых элементов этой стратегии состоит в том, чтобы более половины собственных потребностей в буровых и сервисных услугах покрывались за счет внутреннего резерва и внутренних производственных мощностей компании, либо за счет производственных мощностей наших стратегических партнеров. Мы стремимся привлечь таких партнеров, которые бы демонстрировали свое лидерство как в технической части, так и с точки зрения безопасности ведения работ.
Раз вы упомянули Seadrill, отмечу, что компания полностью соответствует нашим требованиям. И в результате этой сделки мы получим доступ не только к арктическим морским платформам, но и к системам управления бурением на суше, что позволит нам повысить собственную эффективность.
Но "Роснефть" по-прежнему ищет пути улучшения показателей в сервисном сегменте и планирует достичь этого через партнерство с ведущими российскими и международными компаниями.
- У вас огромный опыт работы с Schlumberger. Что вы можете сказать о политике "Роснефти" в этом направлении?
- У нас уже имеется определенный опыт в области реализации интегрированных проектов с ведущими мировыми компаниями, в том числе и Schlumberger. Эти проекты являются частью технической стратегии "Роснефти", которая в основном направлена на разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородов и предполагает получение доступа к международным лучшим практикам и передовому опыту. Такие действия дают нам возможность получить доступ к зачастую специфическим и уникальным технологиям, которыми обладают наши партнеры по сервисным услугам.
- До каких глубин вы будете бурить в Арктике, Охотском море и Черном море? Была озвучена стоимость бурения одной скважины в Арктике - в $1 млрд. Сопоставимы ли эти оценки с бурением в Охотском море и на Магадане?
- Глубины самые разные. Они варьируются от 200 м до 2 км. В некоторых арктических проектах предполагается и более мелководное бурение. Проектная глубина поисковых и разведочных скважин может достигать по стволу от 1200 до 5500 метров.
Мы говорим о морском поисково-разведочном бурении и здесь стоимость работ может существенно разниться на различных этапах выполнения. Во-первых, это будет зависеть от того, насколько удаленным является место проведения работ, какова глубина моря, а также какая глубина по стволу скважины, геологические и гидрометеорологические условия. Поэтому стоимость первой скважины в Карском море будет зависеть от тех условий, в которых будут проводиться эти работы, и от условий залегания.
Стоимость бурения разведочной скважины всегда выше стоимости бурения последующих. Например, в Западной Сибири стоимость бурения разведочной скважины в малоизученном регионе в 10 раз дороже средней стоимости бурения эксплуатационной скважины в таких же условиях. А в Тимано-Печорском регионе бурение разведочной скважины в 20 раз дороже, чем бурение эксплуатационной. Когда идет разговор о таких уникальных скважинах, привлекаются значительные (больше чем необходимо), людские и технологические ресурсы, чтобы застраховать себя от неудачи и увеличить шансы на успех.
Но ни в коем случае нельзя использовать стоимость бурения разведочной скважины в качестве ссылочной величины для расчета общей стоимости бурения путем увеличения этой цифры на количество скважин. Эта формула в таком виде не работает!
