Глава ГПН-Развития: нефтяные оторочки составляют 15-20% добычи "Газпром нефти" и еще увеличат свой вклад

Денис Сугаипов рассказал, как компания перевела нефтеоторочки в разряд экономически рентабельных

Москва. 26 марта. INTERFAX.RU - "Газпром" владеет огромным числом газовых месторождений, часть из которых содержит нефтяные оторочки - тонкую прослойку нефти между газовой шапкой и водоносным слоем. Право осваивать нефтеоторочки энергетический концерн много лет назад передал своей "дочке" - "Газпром нефти" . Однако сложность освоения оторочек долгие годы делала добычу нефти из них неэффективной, и "Газпром нефть" не знала, как к ним подступиться.

Развитие технологий позволило "Газпром нефти" некоторое время назад найти способы освоения этих активов, уже по итогам 2018 года нефтяные оторочки составляют порядка 20% в общей добыче НК. О том, как компания перевела нефтеоторочки в разряд экономически рентабельных, о текущем их освоении и перспективах в интервью "Интерфаксу" рассказал глава дирекции по крупным проектам Блока разведки и добычи "Газпром нефти", генеральный директор "Газпромнефть-Развития" Денис Сугаипов.

- Проблема освоения нефтяных оторочек на месторождениях "Газпрома" существовала всегда, но раньше по значимости она была на втором или даже третьем месте. Как случилось, что сейчас это один из приоритетов "Газпром нефти"?

- Почти 10 лет назад, в самом начале процесса передачи нефтяных месторождений "Газпрома" в "Газпром нефть", в первый перечень вошли крупные проекты - Новый порт, Мессояха, Восточный участок Оренбургского месторождения, позже - Приразломное. Первые три по качеству запасов как раз относятся к категории нефтяных оторочек, сложнейших для освоения запасов. Поскольку каждый из этих активов имеет большие запасы, то их разработку отнесли к экономически рентабельным. Нам пришлось здесь с нуля построить всю инфраструктуру, но именно на Новом порту, Мессояхе и Оренбурге мы отработали основные технологии освоения нефтяных оторочек.

Вместе с тем, со временем многое изменилось как в макроэкономической ситуации, так и с налоговой составляющей нефтяной отрасли России. Ситуация с оторочками принципиально поменялась в тот период, когда были введены льготы по экспортной пошлине на нефть. Это совпало с запуском упомянутых выше крупных активов "Газпром нефти", стало понятно, что вторые фазы этих проектов тоже будут эффективными. И тогда перед нами встала новая задача, а что делать с более мелкими нефтеоторочками, которые находятся непосредственно на газовых месторождениях "Газпрома"?

Нефтяная оторочка не может быть отделена от основной газовой залежи, лицензия на нефтяную оторочку не может быть выделена в отдельную, ее нельзя продать или перевести. То есть лицензия всегда будет за "Газпромом", однако компетенций освоения нефтеоторочки больше у нефтяной компании. При этом экономически рентабельным ввод нефтяной оторочки становится только в случае, когда уже затрачены большие капвложения в газовую инфраструктуру. Потому что на оторочках много попутного нефтяного газа (ПНГ), через 3-5 лет нефтяные скважины становятся газовыми, и ПНГ нужно не просто утилизировать, его нужно монетизировать.

При освоении нефтеоторочки синергия работы с "Газпромом" должна быть максимальной. За счет наличия готовой инфраструктуры основного акционера "Газпром нефть" получила стратегическое преимущество.

- Крупные нефтеоторочки введены. Оставшиеся оторочки имеют гораздо менее значительные запасы ...

- Да, но и у них есть свои преимущества. Во второй группе месторождений и нефтяных оторочек, которые "Газпром" недавно передал "Газпром нефти" - Северо-Самбургское и Тазовское месторождения. Оба находятся по соседству с уже осваиваемыми активами, в обжитых регионах с имеющейся инфраструктурой. На сегодняшний день по этим двум проектам мы подошли к стадии принятия финального инвестиционного решения. Здесь будет бурение многозабойных горизонтальных скважин с общей протяженностью до 4 км. При чем на Тазовском придется обойтись без гидроразрыва пласта (ГРП), а на Северо-Самбургском, где частично ачимовские отложения - наоборот, с многостадийным ГРП.

Тазовское и Северо-Самбургское - очень сложные месторождения. Еще 10 лет назад их невозможно было разрабатывать по технологическим и экономическим причинам. Но сегодня наши расчеты показывают, что и там, и там может быть найден экономически рентабельный кейс с учетом новых видов горизонтального бурения и применения налога на добавленный доход (НДД). На оба проекта, а также на Новый Порт с этого года распространяется режим НДД.

- Какой вклад в общий объем добычи нефти компании вносят уже помянутые крупные проекты освоения нефтяных оторочек? И как может измениться этот вклад после введения новых оторочек?

- Де-факто нефтяные оторочки Нового порта, Оренбурга и Мессояхи уже сейчас составляют 15-20% добычи "Газпром нефти". Повторюсь, что технологически они не менее сложные, чем все другие оторочки, просто объем их запасов намного больше, и это позволяет существенно сократить удельные затраты на инфраструктуру. На других оторочках запасы будут кратно меньше, поэтому ищем инновационные подходы временной инфраструктуры, чтобы снизить затраты.

Очередным этапом введения оторочек станут проекты Надым-Пур-Тазовской зоны: Тазовское, Ен-Яхинское, Песцовое, Западно-Таркосалинское месторождения, а также оторочки Оренбургского и Чаяндинского месторождений. В 2019 году "Газпром нефть" планирует направить на программу окончания опытно-промышленных работ и начало строительства указанных нефтяных оторочек порядка 30-35 млрд рублей. В следующую трехлетку затраты компании на эти цели составят еще порядка 180 млрд рублей. Рассчитываем, что 2020-2021 годы станут этапом запуска всех этих оторочек.

Что касается объемов добычи, то Ен-Яха, Песцовое и Северо-Самбург совместно дадут от 2 до 3 млн тонн нефти на пике, и до 6 млрд кубов газа. Если оценивать весь потенциальный объем, то только добыча на новых оторочках Надым-Пур-Таза в недалеком будущем может суммарно достичь 13-14 млн тонн н.э. Это много. Плюс потенциал Чаянды и Оренбурга, а они пока находятся на более раннем этапе. На Оренбурге мы сейчас в стадии расконсервации, поэтому нет даже предварительных цифр, а на Чаянде на раннем этапе ждем 1,5-2 млн тонн нефти.

- Вы много говорите о сложных запасах нефтяных оторочек и необходимости технологических решений для их освоения. Компания в основном использует собственные наработки? Или эти проекты продвинулись благодаря общему развитию нефтяной отрасли?

- Для примера: когда в 2013 году принималось инвестрешение по Новому Порту и по Мессояхе, в техсхеме закладывалась основная длина горизонтальной скважины в среднем 600 м. Сегодня средняя длина горизонтальной скважины по этим месторождениям 2 км. Причем мы начали бурить здесь фишбоны, разветвленные горизонтальные скважины с ГРП. И это на месторождениях в условиях Крайнего Севера.

Естественно, "Газпром нефть" не одна в отрасли движется в этом направлении, многие компании добились больших успехов. Однако во многом мы шли вперёд благодаря собственному опыту. Надо отдать должное нашему научно-технологическому центру, который управляет бурением на всех месторождениях компании и помогает справиться с самыми сложными скважинами. Применение цифровых, когнитивных методик, искусственного интеллекта сокращает ошибки во время бурения, максимально увеличивает проводку в пласте. Для нефтяных оторочек это особенно важно. Потому что оторочка очень тонкая, любой выход из нефтяной части пласта приводит к быстрому прорыву газа, и мы получаем газовую скважину вместо нефтяной.

Еще одним нововведением "Газпром нефти" можно назвать использование относительно недорогой мобильной инфраструктуры для подготовки нефти и газа. Это перевозной центр сбора и подготовки углеводородов. Так как нефтяные оторочки - это небольшие запасы, то строить большие пункты сбора нерентабельно. Мы перешли на стратегию использования мобильных установок, используем как имеющиеся на рынке - арендуем, так и закупаем собственные.

Обычно это установки до 1 млн тонн нефти в год. Они кратно снижают затраты на инфраструктуру, и что еще более важно - увеличивают скорость освоения нефтяных оторочек. Для понимания: строительные работы на Новом Порту начались в 2011 году, запуск в промышленную разработку состоялся в 2016 году. То есть мы потратили на него 5 лет, с Мессояхой примерно та же история. В случае со вторым этапом нефтяных оторочек мы хотим сократить этот срок с 5 до 3 лет. Мобильные установки дают такую возможность. Если бы мы не применили мобильный способ сбора нефти, то добычи нефти с новых нефтяных оторочек не было бы вообще.

- "Газпром нефть" недавно приняла долгосрочную стратегию до 2030 года. Какое место там занимают нефтяные оторочки?

- Сейчас у "Газпром нефти" есть общее стратегическое видение, в рамках которого список приоритетных проектов делится на три большие группы: освоение нефтяных оторочек, дальнейшее развитие Ямала (все, что севернее и южнее Нового Порта) и ачимовские отложения. Практически все проекты в ЯНАО. В перспективе мы планируем, что половина всей добычи компании "Газпром нефть" будет сосредоточена именно в этом регионе.

Нефтяные оторочки на наиболее продвинутом этапе. Вторая группа - ачимовские отложения. Яркими примерами ачимовки частично является Северо-Самбург, а также вторая фаза Тазовского и Ямбург. На Самбурге и Тазовском мы рассчитываем отработать стартовые действия, а вот Ямбург с его запасами, оценки которых разнятся от 1 до 3 млрд т. н. э., может стать новым вызовом для "Газпром нефти". Масштаб проекта очень большой, здесь можно добывать от 5 до 20 млн тонн нефти. По Ямбургу мы надеемся выбрать концепцию в этом году, предварительное инвестиционное решение принять в следующем году, финальное инвестрешение - это уже 2021 год.

В целом ачимовских отложений у "Газпром нефти" много, они есть и на Мессояхе, по всей Западной Сибири. Самое ценное для нас - северный кластер, запасы в ЯНАО, которые оцениваются в несколько миллиардов т. н.э. Если говорить о стратегии после 2023 года, то до 2030 года она будет во многом связана с освоением месторождений ачимовских отложений.

Третья группа новых проектов "Газпром нефти"- освоение Ямала, месторождений вокруг Нового порта, которые тоже имеют огромные запасы до 1 млрд т. н. э. Здесь у компании есть логистическое преимущество - терминал по отгрузке нефти, и мы приступаем к строительству газопровода. "Газпром нефть" первая зашла в этот регион, сложно будет кому-то конкурировать с ней.

Принимать решение - какой из новых проектов станет наиболее приоритетным - "Газпром нефти" придется уже через 1-2 года.

- А почему вы не упоминаете ресурсы Восточной Сибири? Здесь "Газпром нефть" начинает работать на нефтяных оторочках Чаянды и реализует геологоразведочный проект Чона.

- Качество запасов, которые нам достались в Восточной Сибири, чрезвычайно сложное. Пока мы во многом связываем развитие "Газпром нефти" в Восточной Сибири с успехом освоения нефтяных оторочек Чаяндинского месторождения. Если удастся выйти там на достаточный уровень добычи нефти, то может возникнуть вариант создания кластера, связывающего Чону и Чаянду. И тогда возможно говорить о развитии "Газпром нефти" в Восточной Сибири.

По-прежнему, рассматриваем партнерство в Чоне, надеемся вскоре договориться с потенциальным инвестором. Но вхождение партнера не гарантирует успех на геологоразведочном проекте такого уровня трудности. Это только снижение рисков. Успех зависит от того, как мы разберемся с инфраструктурой и геологией Чаянды, и что сможем с точки зрения синергии сделать между двумя месторождениями.

Пока на Чаянде продолжаются опытно-промышленные работы. В этом году начнем самостоятельное бурение горизонтальной скважины, в следующем году продолжим. Наша задача - подтвердить предпосылки по накопленной добыче на одну скважину из нефтяной оторочки Чаянды. В случае положительного результата возможно бурение порядка 100-110 скважин на этом месторождении. Надеемся, что инвестрешение по Чаянде будет принято в 2020 году.

Мы не скрываем, что не все нефтяные оторочки подтвердили свою эффективность. Есть пример Заполярного месторождение, на котором мы провели опытно-промышленные работы, пробурили несколько скважин и поняли, что нужно остановиться. Там нет запасов, на которые мы рассчитывали. Так что риски с запасами на нефтяных оторочках существуют всегда.

- Вы также координируете крупные зарубежные проекты "Газпром нефти". Один их ключевых - иракская Бадра. Компания снизила полку добычи на нем из-за сложной геологии и высоких затрат, просила местные власти согласовать новый план освоения. Какова позиция властей Ирака по поводу развития Бадры?

- Да, мы несколько раз обсуждали обновлённый план разработки месторождения с иракскими властями. В итоге в конце прошлого года его удалось согласовать. Согласно новому плану, суточный уровень добычи на проекте - 75 тыс. баррелей в сутки (первоначальный план предполагал постепенный рост добычи до 170 тыс. барр./сут., затем "Газпром нефть" предложила Ираку остановиться на текущем уровне - 75 тыс. барр./сут.).

В части утвержденных уровней добычи наша аргументация была следующей: на начальном этапе мы располагали информацией по одной разведочной скважине, предоставленной иракской стороной. В ходе дальнейшего разбуривания информация не подтвердилась. Основное несоответствие первоначальным данным состояло в том, что мы ожидали наличия на Бадре двух нефтяных пластов с предварительными запасами порядка 110 млн тонн нефти. В итоге один пласт оказался совершенно не продуктивным, что уменьшило запасы фактически в 2 раза.

- И каковы ближайшие перспективы освоения Бадры?

- В самом начале мы планировали бурение 22 скважин, плюс бурение горизонтальных скважин, что позволило бы увеличить добычу. Но эти планы совпали с ограничениями в рамках сделки ОПЕК+, и власти Ирака не приняли наши предложения.

Однако понятно, что созданная на Бадре инфраструктура требует дозаполнения дополнительным бурением. Более того, с точки зрения экономики осталось не так много времени на его активизацию. Если сейчас оставить все, как и есть, и вернуться к бурению только через 3 года, это будет уже экономически нерентабельно, потому что приблизится срок действия контракта. Сейчас мы возобновили переговоры с Ираком по дополнительному бурению трех скважин.

Бадра остается для "Газпром нефти" эффективным проектом. Правда, если оценивать по критериям российских проектов, то она не насколько эффективна, как хотелось бы. Но мы смотрим на Бадру под другим ракурсом. Во-первых, в Ираке компания получила очень много компетенций в работе с иностранными партнерами. Сейчас здесь работают наши специалисты с международным опытом. Во-вторых, проект Бадра - прибыльный. И по сравнению с проектами других международных компаний в Ираке он выглядит достойно.

И сам Ирак для "Газпром нефти" очень перспективный регион. Здесь мы смотрим новые проекты, не только рядом с Бадрой. Смотрим весь южный Ирак и центральные его районы тоже. Надеемся, что правительство страны положительно оценивает проделанную нами работу и сможет предложить "Газпром нефти" интересные варианты углеводородных участков. Мы работаем с иракскими властями в этом направлении.

- Почему "Газпром нефть" не сообщает об открытиях в Курдистане?

- Возможно те проекты, которыми мы занимались в Курдистане - Саркала, Шакал и Халабджа - изначально были несколько переоценены. Как известно, уже принято решение о выходе из Халабджи.

На Шакале в прошлом году проведена расконсервация скважин, ее результат серьезно снизил уровень ожиданий. Пока продлили с курдской стороной период доразведки этого месторождения, чтобы проанализировать, стоит ли вообще им заниматься. До конца года примем решение - остаемся в нем или нет.

Продолжаем работать на Саркале - только что завершили бурение третьей скважины, которая подтвердила продуктивность пласта. Скважина будет запущена в добычу до конца марта, она дает порядка 1200 тонн в сутки. И это хороший результат. Скважина Саркала-3 является веховой, потому что в зависимости от ее результатов должно приниматься решение о дальнейшем бурении. Так что проект Саркала идет по плану. Ранее добыча здесь составляла 25 тыс. баррелей в сутки, после запуска третьей скважины она вырастет до 35 тыс. баррелей. В целом надеемся держать полку на Саркале в более 40 тыс. баррелей в сутки.

Поэтому мы постоянно изучаем новые опции, в первую очередь, имеющие синергию с уже существующими проектами в стране. При этом мы не ориентируемся на какие-либо количественные цели по развитию в Ираке и в иракском Курдистане - ключевым для нашего международного бизнеса является формирование устойчивого и экономически эффективного бизнеса на долгосрочную перспективу.

Стратегия "Газпром нефти" за рубежом - действовать точечно. Компания не стремится добывать за пределами РФ нефть в масштабных объёмах, у нас много хороших российских проектов. Заграничный опыт важен повышением квалификации своих специалистов и налаживаем широкого спектра международных контактов.