«Газпром нефть» наращивает сотрудничество с иностранными партнерами. Добывает ли газпром нефть


«Газпром нефть» прокладывает путь в цифровое будущее — ПАО «Газпром нефть»

Forbes

«Газпром нефть» прокладывает путь в цифровое будущее

Российский нефтяной гигант «Газпром нефть» стремится соответствовать тренду на развитие цифровых технологий. Компания ведет работу во всех крупнейших нефтегазоносных регионах России и реализует свою продукцию на территории РФ, а также на экспорт в более чем 50 стран мира.

Алексей Вашкевич, директор по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти», убежден, что нефтяные компании должны формировать стратегию через определение возможностей для создания стоимости, а затем выбирать решения, которые будут использоваться для цифровой трансформации. «Когда мы только начинали работу в этом направлении, у нас было порядка 200 идей по внедрению цифровых технологий. Затем мы решили ранжировать их с точки зрения максимального потенциала для создания стоимости, но быстро поняли, что эту задачу невозможно решить в силу ее сложности и сопутствующей высокой неопределенности. К тому же у нас не было опыта такой работы.

В результате мы изменили подход, сделав отправной точкой определение возможностей для создания стоимости в рамках геологоразведочных проектов за счет цифровых технологий. И только после этого мы приступили к созданию конкретных решений. Многие компании пытаются инвестировать в собственную разработку базовых цифровых решений, что может говорить об отсутствии у них понимания перспективных областей развития с точки зрения создания стоимости. Если вы четко понимаете, зачем вам нужны цифровые технологии и как именно они повлияют на рост стоимости, вы можете воспользоваться готовыми разработками».

Цифровая воронка

По мнению Алексея Вашкевича, сегодня бизнес-сфера охвачена цифровой лихорадкой и в значительной степени находится под влиянием технологических гигантов уровня Google и Alibaba, которые проповедуют новый подход к ведению бизнеса, а остальные должны воспринимать этот подход как универсальный рецепт, применять, и успех гарантирован. При этом Алексей отмечает необходимость критической оценки таких примеров. «Мы называем это цифровой воронкой, в центр которой так или иначе оказываются втянуты все подобные отрасли, — поясняет он. — Цифровая трансформация — необходимое условие их выживания. Так, сегодня уже невозможно представить себе хороший банк без мобильных приложений, сервиса мгновенных переводов и высокого уровня безопасности.

Однако важно понимать, что цифровизация — это все еще стратегия возможностей, а не стратегия выживания. У нас есть перспектива на ближайшие десять лет и без нее. С точки зрения блока финансов или департамента развития любой компании, стратегическая цель на ближайшие 20 лет состоит в том, чтобы вывести показатели бизнеса на заданный уровень, и цифровые технологии не входят в их планы.

«У нас есть планы по цифровизации, но наше выживание возможно и без цифровых технологий — это будет только дополнительным плюсом. С этой точки зрения, крайне важно понимать, что наши подходы к цифровой трансформации, к изменению организационной модели и мотивации персонала должны отличаться от подходов в других отраслях».

Классический треугольник

Это должно стать ответом на постоянно растущие вызовы для компаний. Объем самого крупного нефтяного месторождения на суше, открытого в России в прошлом году, составил 210 млн баррелей. Еще 15 лет назад в среднем открывалось три месторождения в год объемом в миллиард баррелей. «Есть необходимость преодоления технических ограничений, но вопрос состоит в том, какой рост эффективности мы можем обеспечить на техническом пределе, — поясняет Алексей Вашкевич. — Когда речь идет о технологии, мы постоянно упираемся в такой классический треугольник „цена—качество—сроки“, когда из трех критериев можно выбрать только два. Если выбирать скорость и качество, не получится сделать дешево, а если хочешь быстро и дешево, вероятно, придется пожертвовать качеством».

Во многих отраслях аналогичная проблема успешно преодолевалась. Например, в секторе потребительской электроники устройства становятся все дешевле и вместе с тем надежнее, а цикл производства при этом сокращается. «Они как-то нашли решение, и не только они, есть масса примеров из различных областей, — добавляет Алексей. — Думаю, именно цифровые технологии в итоге дадут нам ключ к проблеме повышения эффективности».

Фокус на геологоразведку

После встреч с представителями компаний, успешно применяющих цифровые технологии в операционных процессах, а также с консультантами и разработчиками ПО стало понятно, что имеющиеся технологии могут принести больше пользы, если их применять на поздних стадиях освоения месторождений. Углубленная аналитика и цифровые «двойники» используются, как правило, на этапах разработки и добычи, однако самый затратный и сложный этап — именно разведка.

«Пожалуй, геологоразведка связана с самыми высокими затратами, — отмечает Алексей Вашкевич. — Как раз на этом этапе мы получаем основной объем данных и создаем основную часть стоимости — почти 80% к моменту окончания работ. Поэтому все мы так или иначе понимаем, что здесь что-то не сходится, и потенциал цифровых технологий в геологоразведке остается незадействованным».

Курс на упрощение

Геологоразведка — длительный процесс: от начала сейсморазведочных работ до появления геологической модели в среднем проходит около 18 месяцев. «Мы хотим сократить этот срок на два или три месяца, — продолжает Алексей. — Существует множество цифровых приложений, но основную часть работы с ними выполняет человек, а получаемые результаты передаются с этапа на этап».

«Эти данные нужно упростить. К концу цикла геологоразведки у нас остается около 10% данных для передачи на следующие стадии разработки, бурения и добычи. Наша главная задача всегда состояла в получении максимально большого объема данных в самом начале работы и их упрощении с сохранением большей части полученной информации.

Нужно начинать думать в противоположном направлении. Как известно, для бурения не требуется наличие полноценной геологической модели — достаточно задать лишь некоторые параметры. Можно ли получить эти параметры на основании исходных данных? Можно ли проводить интерпретацию сейсмических данных таким образом, чтобы эта информация была доступна онлайн — без геологического моделирования как обязательного промежуточного этапа?

Затем вы начинаете спрашивать, так ли это, действительно ли в этом заключен потенциал, кто станет тем, кто начнет менять ситуацию в отрасли? Будут ли это сервисные компании? Я так не думаю. Возможно, разработчики ПО, которые представляют повышение эффективности на 3,4 или 5% уже как достижение? Тоже вряд ли. Команды геологоразведки в составе нефтяных компаний или регулирующие органы? Наверное, именно здесь и должны начинаться изменения. Потенциал существует и он огромен. Существуют и инструменты для реализации. Главный вопрос сейчас в том, кто инициирует все эти перемены. И здесь, на мой взгляд, на первый план выходит сотрудничество», — заключает Алексей Вашкевич.

www.gazprom-neft.ru

«Газпром нефть» наращивает сотрудничество с иностранными партнерами

Вадим Яковлев

Нефтяная «дочка» «Газпрома» — «Газпром нефть», которая в этом году вошла в тройку крупнейших российских нефтяных компаний по объемам добычи, в ходе Петербургского экономического форума (ПМЭФ-2018) подписала большое число соглашений, значительная часть из них — с иностранными партнерами. О том, почему «Газпром нефть» вызывает повышенный интерес у зарубежных компаний, о зарубежных и российских проектах «Газпром нефти» и о стратегии развития НК после 2025 года в кулуарах форума в интервью «Интерфаксу» рассказал заместитель председателя правления, первый заместитель генерального директора «Газпром нефти» Вадим Яковлев.

Интерфакс

— После некоторого перерыва, вызванного санкционными мерами в отношении РФ, «Газпром нефть» вновь активно обсуждает варианты сотрудничества с иностранными партнерами. В чем видите причины того, что переговоры компании с иностранцами вновь активизировались?

— Если честно, даже в те годы, когда для нас менялась внешняя среда, особенного ослабления интереса к «Газпром нефти» из-за рубежа мы не чувствовали. Количество тем, которые мы обсуждали, со временем только увеличивалось, и на данный момент оно велико как никогда. Сотрудничество «Газпром нефти» с иностранными партнерами, действительно, динамично выросло в последнее время, и в подтверждении тому подписаны многочисленные соглашения на ПМЭФ.

Объяснить то, что интерес к «Газпром нефти» всегда был высоким, можно несколькими факторами. Во-первых, мировая нефтяная отрасль планирует свою деятельность вдолгую, сквозь любые политические циклы. Во-вторых, российская нефтянка показала свою устойчивость в период низких цен на нефть: когда везде в мире снижалась буровая активность, мы ее не снижали и продолжали принимать крупные инвестиционные решения. И, в-третьих, партнеры видят как динамично развивается сама «Газпром нефть», мы нацелены на результат и на получение совместной выгоды, наши партнеры это видят и ценят.

Многое, конечно, зависит и от внутренних возможностей наших партнеров. Было время, когда они попросту сокращали свою инвестиционную активность не только по отношению к России, но и на «домашних» активах. Просто не могли себе позволить осуществлять новые инвестиции из-за низких цен на нефть. Сейчас, видимо, внутренних возможностей у иностранных компаний стало больше, и темы, которые мы долго обсуждали, перешли в стадию реализации договоренностей, конкретных соглашений, сделок...

— Видимо, и подходы «Газпром нефти» к зарубежному партнерству за последние годы изменились?

— Партнерства, российские и западные, составляют значимую часть нашего бизнеса — примерно 40% активов находится в совместном владении и управлении. Мы всегда осознавали значимость этого направления, и много работали в части развития форматов партнерств. Нужно уметь слышать, чувствовать, понимать интересы партнера, быть способным в чем-то отойти от внутренних практик для того, чтобы найти точки соприкосновения, улучшить условия совместной работы.

«Газпром нефть» за последние годы стала ещё более гибкой, открытой к кооперационным моделям управления, мы все в большей степени совершенствуем этот навык. Кроме того, мы нацелены на дополнительные контакты, новые форматы общения, иногда все начинается с простого обсуждения состояния рынка, совместных оценок, взглядов на перспективу...

— Одной из новых сделок с участием иностранного партнера станет продажа 49-процентной доли в «Газпром нефть-Восток» РФПИ и эмиратскому фонду Mubadala. Как вы смогли заинтересовать фонд Mubadala в получении неконтрольной доли в небольшом предприятии, работающем на зрелых месторождениях?

— Это был взаимный интерес. Совместно с РФПИ и Mubadala мы давно искали конкретные проекты, на которых можно было бы стартовать совместно. При этом все участники на всех этапах осознавали, что есть большой потенциал для сотрудничества в России и за ее пределами. Поэтому участники соглашения по «Газпромнефть-Восток» рассматривают этот проект как стартовый в нашем долгосрочном сотрудничестве.

Базовая цена сделки составляет $302 млн, предусмотрен также отложенный платеж в размере $23 млн при выполнении определенных условий. Достигнутые договоренности мы закрепили в подписанном обязывающем соглашении.

Сама сделка по «Газпромнефть-Восток» является сбалансированной для всех сторон. Наша компания в последние годы достаточно много вкладывала в развитие газовой инфраструктуры на этом активе, и сейчас он подошел к этапу, когда инвестиции начинают давать отдачу. Для нас продажа доли дает возможность ускоренного возврата инвестиций. Для наших партнеров это проект, на котором они свою отдачу начинают получать с первого дня участия, поскольку «Газпромнефть-Восток» генерирует свободный денежный поток.

При этом активы «Газпромнефть-Востока» имеют перспективу развития, связанную с палеозойскими отложениями. Мы видим значительный потенциал наращивания ресурсной базы, и надеемся, что технологические возможности и опыт Mubadala внесут свой вклад в их ускоренный ввод.

— И какие еще проекты обсуждаются «Газпром нефтью» и Mubadala? Это не обязательно активы, в которых уже участвуют стороны?

— Мы не ограничиваемся теми активами, которые находятся в наших портфелях, формируем совместный стратегический взгляд на возможности дальнейшего сотрудничества. Это могут быть дополнительные проекты в России и на Ближнем Востоке, являющемся ключевым для Mubadala, а также регионом, входящим в периметр стратегии «Газпром нефти». В первую очередь обсуждаем проекты в сегменты добычи, которые могут начинаться с самых ранних стадий. Более подробную информацию мы раскроем, когда сделка по «Газпромнефть-Восток» будет закрыта.

— И когда она будет закрыта?

— В третьем квартале текущего года.

— Сообщалось также о планах вхождения китайской ZPEC в проект Чона. На какой стадии переговоры по этому активу?

— На данный момент мы можем только подтвердить то, что мы ведем переговоры с азиатскими партнерами по данному активу.

— В чем может быть интерес иностранного партнера в Чоне, проекте на очень ранней стадии, с геологическими рисками? Ранее японская JOGMEC отказалась от идеи участия в Чоне...

— Да, Чона пока находится на достаточно ранней стадии: на оценке геологических возможностей, подбора технологий для эффективной разработки. Но именно партнерский формат работы является стандартом для подобных проектов — с большой неопределенностью, но и с потенциально высокой отдачей. Ресурсная база Чоны очень значительна, что и формирует интерес к этому активу со стороны партнеров, с которыми мы сейчас находимся в дискуссии.

— «Газпром нефть» обсуждает партнерства только с азиатскими компаниями? С европейцами, например, совсем переговоров не ведете?

— Мы ведем переговоры также и с европейскими компаниями по проектам, как в России, так и на других территориях. Текущая стадия переговоров позволяет нам рассчитывать на то, что объявить о договоренностях с компаниями из Европы мы сможем уже в текущем году. Пока ограничусь такими формулировками.

— Один из ваших европейских партнеров испанская Repsol, с которой у «Газпром нефти» уже есть СП в ХМАО. Компании планировали развивать сотрудничество в РФ и за ее пределами...

— С Repsol мы прорабатываем конкретные опции расширения нашего взаимодействия. За рубежом это, прежде всего, Курдистан. Здесь Repsol владеет блоками Топхана и Курдамир, которые граничат с нашим блоком Саркала, синергия очевидна. Сейчас Repsol и министерство природных ресурсов Курдистана актуализируют планы разработки месторождений испанской компании. Газпром нефть" заинтересована в том, чтобы имея согласованный FDP (план развития месторождения) быстро подключиться к реализации совместных договоренностей.

— А в чем видите расширение партнерства Repsol и «Газпром нефти» в России?

— Возможно, расширение периметра деятельности для покупки геологоразведочных лицензий как в том регионе, где мы уже владеем активами (в Карабашской зоне ХМАО), так и на других территориях РФ.

Кроме того, между «Газпром нефтью» и Repsol на ПМЭФ подписано соглашение о технологическом сотрудничестве. Мы рассчитываем на совместное наращивание технологического арсенала. Например, одной из тем совместной проработки являются исследования в области петрофизики с использованием цифровых технологий и искусственного интеллекта.

— Год назад на ПМЭФ было подписано соглашение о технологическом партнерстве с Саудовской Аравией. За год удалось ли определить точки соприкосновения?

— Да, мы конкретизировали направления нашего сотрудничества. В качестве приоритетных выделили четыре направления: технологии бурения, разработка низкопроницаемых запасов, технологии многостадийного гидроразрыва пласта и развитие методов геологического моделирования. Соглашения предусматривают обмен опытом и наработками по этим областям, совместное тестирование технологий. И это не только кабинетная работа специалистов, могут быть опытно-промышленные работы, то есть проверка технологий на активах в России и Саудовской Аравии.

Интерес саудитов в том, что они сейчас подходят к проблеме вовлечения в разработку краевых зон месторождений с карбонатными коллекторами. Для них это трудноизвлекаемые запасы, задача будущего, тогда как для нас работа с запасами такого качества — реалии текущего дня. Мы имеем ценные наработки, и нам есть чем поделиться.

В свою очередь, «Газпром нефть», конечно же, заинтересована в привлечении в партнеры Saudi Aramco, крупнейшей нефтяной компании мира, с огромным технологическим потенциалом. Видеть, как работает команда Saudi Aramco, конечно же, очень интересно. Еще более важно получить доступ к их опыту и интеллектуальным возможностям.

— Заканчивая зарубежную тему, хочу задать несколько вопросов про активы на Ближнем Востоке. Сначала про крупнейший добычной зарубежный проект — иракскую Бадру. Первоначальный он был заявлен как быстрорастущий, но сейчас «Газпром нефть» просит власти Ирака согласовать стабилизацию добычи нефти на Бадре. Насколько серьезной может оказаться недополученная прибыль из-за смены приоритетов?

— С властями Ирака на рабочем уровне согласованы изменения плана разработки Бадры, заключающиеся в стабилизации добычи нефти на достигнутом уровне. Теперь ожидаем формализации этих договоренностей от Ирака. Думаю, что в течение этого года согласование нового плана реалистично. Мы считаем, что предоставили все необходимые аргументы.

Что касается финансового эффекта от снижения полки добычи по сравнению с первоначальными планами, то, с одной стороны, одновременно сокращается и объем инвестиций. С другой стороны, это несколько удлиняет сроки возврата тех инвестиций, которые мы сделали раньше. В целом, мы считаем, в текущей конъюнктуре, в текущих условиях такое решение является сбалансированным. В то же время для Бадры есть опция развития, бурения дополнительных скважин, и эту опцию мы с иракскими партнерами тоже обсуждаем.

— «Газпром нефть» не стала участвовать в очередном раунде на месторождения в Ираке, хотя заявляла, что оценивает блок Зурбатия рядом с Бадрой. Что произошло?

— Мы не подали заявку на последний лицензионный раунд в Ираке, как и многие другие нефтяные компании, из-за очень сжатых сроков проведения этого тендера. Но нам по-прежнему интересен этот блок, а также ряд других, находятся в провинции Вассит недалеко от месторождения Бадра. Это лицензионные участки на ранней стадии изучения. Но для их получения нужно ждать нового лицензионного раунда, куда они могут быть включены.

— Предлагаю перейти к новым российским партнерам «Газпром нефти». Что подразумевает собой соглашение со Сбербанком , также подписанное на ПМЭФ?

— Рамочное соглашение со «Сбербанк Лизинг» подписано с целью создания совместного предприятия. Это СП, используя лизинговый формат, будет покупать специализированную технику (например, современные буровые станки) и передавать ее нефтесервисным компаниям, которые оказывают услуги «Газпром нефти». Основное финансирование на покупку оборудования пойдет от российских банков, доля инвестиций «Газпром нефти» составит от 5% до 10%.

Поясню, зачем нам это надо. Подчеркиваю, «Газпром нефть» намеренно не хочет владеть нефтесервисным бизнесом. При этом мы заинтересованы в том, чтобы нефтесервисные компании, работающие на нас, обновляли свой парк, повышали технологический уровень. Но мы понимаем, что финансовые возможности нефтесервисников ограничены. Поэтому создаем механизм, который даст «Газпром нефти» высокотехнологическое оборудование, на котором будут работать сторонние сервисы.

Это новая форма работы в нефтесервисной сфере, на отечественном рынке, по-моему, ее еще никто не применял. И наши расчеты показывают, что это исключительно коммерческая схема. Одновременно она дает возможность сервисному рынку развиваться, расширять свои возможности. Надеемся, что в дальнейшем этот механизм может быть широко задействован.

— Надеетесь, что сервисные компании встанут к вам в очередь?

— С некоторыми нефтесервисными компаниями мы уже провели переговоры, интерес, несомненно, есть. Мы проведем отборочный тендер, и то предприятие, что предложит наилучшие условия, получит в пользование новое оборудование. Само оборудование будет закреплено за «Газпром нефтью», работать на нем можно будет только по нашим заказам.

— И еще про новые инициативы. Действительно, на базе Нового порта «Газпром нефть» планирует создание нефтегазового кластера, который может стать толчком для развития газового бизнеса компании?

— Мы строим в Новом порту уникальный инфраструктурный комплекс, чтобы иметь возможность эффективной монетизации всех видов углеводородов: и нефти, и конденсата, и газа. Создание такого комплекса позволит нам с максимальной эффективностью вовлечь в разработку те запасы компании, которые у «Газпром нефти» уже есть в районе Нового Порта.

Это якорный инфраструктурный комплекс, который будет также использоваться для разработки новых месторождений. Мы продолжим работу по расширению ресурсной базы возле Нового порта. Буквально недавно получили несколько новых участков: Южно-Каменномысский, Южно-Новопортовский, Суровый. Поскольку они пока находятся на поисковом этапе, состав углеводородов пока еще не определен. Но, в любом случае, мы понимаем, что в данном регионе все запасы имеют высокое содержание газа.

Поэтому «Газпром нефтью» принято решение о строительстве газопровода, который пересечет Обскую губу и выйдет на газовые объекты «Газпрома» в Ямбурге. Мощность газопровода планируется от 10 млрд куб. м. Для «Газпром нефти» наличие такого объекта создает возможность монетизации газа.

Параллельно частью инфраструктурного решения остается закачка газа в пласт для подержания пластового давления. Будем использовать и ту (закачка в пласт-ИФ), и другую (строительство газопровода — ИФ) возможность на разных стадиях жизненного цикла месторождения. На начальной стадии имеет смысл закачивать в пласт. Дальше, когда основные объемы нефти извлечены, имеет смысл газ поставлять на рынок. Кроме того, объемами закачки газа можно управлять, поскольку спрос на газ носит сезонный характер.

По нефти планка добычи не меняется — планируем добывать на Новом порту не менее 8 млн тонн. Что касается извлечения стабильного конденсата, то в зависимости от объемов мы можем продавать конденсат в виде отдельного продукта или смешивать конденсат с нефтью, улучшая качество сорта нефти Noviy Port и получать дополнительную премию. Когда будет ясность по подключению новых нефтяных месторождений к Новому порту, то вполне возможно будет расширить и нефтяную инфраструктуру проекта. Такое решение будет приниматься в зависимости от того, что эффективнее: повышать полку добычи на проекте или удлинять ее по времени.

— Сообщалось, что «Газпром нефть» готовит новую стратегию, определяющую развитие компании после 2025 года. Как бы Вы охарактеризовали суть новой стратегии, и когда она будет готова?

— Мы, действительно, сейчас проводим большую работу по обновлению стратегии развития компании после 2025 года, планируем завершить эту работу до конца года.

Что касается характеристик новой стратегии, то вы не увидите каких-то кардинальных и неожиданных изменений. Планируется дальнейшее поступательное развитие «Газпром нефти». Если говорить о добыче, то, достигнув уровня в 100 млн тонн н.э. в год, после мы намерены продолжать рост с темпами выше среднеотраслевых — не менее чем 1,5-2% в год. Это будет тот объем добычи, который позволит «Газпром нефти» войти в десятку крупнейших мировых публичных компаний — производителей жидких углеводородов и закрепиться в этой высшей лиге.

Поступательный рост добычи учитывает все возможности развития. Так, сейчас компанией сформирован избыточный набор возможностей, которые позволяют нам выбирать наиболее эффективные опции и более активно работать с имеющимся портфелем активов. Одновременно мы можем и далее продолжать предлагать потенциальным партнерам покупать доли в наших активах. Каких-то значительных покупок с рынка новая стратегия не предусматривает. В целом я бы охарактеризовал ее как стратегию органического роста.

При этом основной акцент мы делаем на эффективности, максимизации дохода на вложенный капитал, прибыли на каждый добытый баррель и качественное развитие организации. Мы ставим перед собой очень амбициозную цель — стать признанным в отрасли лидером по эффективности и безопасности деятельности, а также технологичности.

Что касается финансовые показателей, будем и дальше радовать инвесторов максимально высокими уровнями прибыли и дивидендов.

— Цифровая трансформация бизнеса, которую «Газпром нефть» утвердила в качестве одного из приоритетных направлений, является частью новой стратегии?

Нашу компанию выделяет то, что в течение многих лет мы целенаправленно работали над созданием новых цифровых решений. Огромный объем цифровых инициатив уже формирует критическую массу, мы можем говорить о цифровизации компании. Цифровизация для нас — это не только внедрение новых цифровых технологий. Это также пересмотр, как внутренних процессов, так и подходов к взаимодействию с нашими многочисленными партнерами.

Мы ставим перед собой цель построить единую открытую информационную платформу, в которой вместе с нами смогут работать также наши поставщики, подрядчики и субподрядчики. При этом мы хотим не насаждать им свой продукт, а вовлекать в процесс его создания на принципах, схожих с open-source, предоставляя уникальные технологические возможности и приглашая к совместному развитию и совершенствованию платформы в формате co-creation («совместное создание»).

Мы хотим выйти за юридические границы нашей компании, сделать прозрачным весь цикл «создания стоимости» для участников, перейти от взаимоотношений «заказчик/подрядчик» к совместной работе на общий результат и повышению «величины приза» для каждого из нас.

— Так скоро в «Газпром нефти» IT-специалисты станут важнее геологов и нефтяников-добычников...

— Не получится, но компания становится цифровой. Непосредственно для нефтяников цифровые навыки отныне становятся частью профессионального арсенала. И это главный фактор успеха в нефтяной компании будущего.

www.gazprom-neft.ru

Мы добываем нефть из породы, которая в 10 раз плотнее бетонной плиты

Интервью главы дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти» Алексея Вашкевича

13 декабря 2017, телеканал НТВ

Правда ли, что нефть добывают в жидком виде и что она закончится в России в ближайшие 10-20 лет? О некоторых мифах и реальности мы поговорили с главой дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти» Алексеем Вашкевичем.

Алексей Вашкевич

— Алексей Александрович, спасибо, что согласились ответить на наши вопросы.

— Добрый день.

— Развейте миф. Нет под землей озер нефти?

— Действительно, наверное, это тот миф, который многие так и воспринимают, что нефть содержится в таком виде и нужно просто найти это озеро, пробурить туда скважину, и дальше она так оттуда и течет. На самом деле, это не так, нефть содержится в очень сложных условиях. Во-первых, она содержится в породе. Это точно не озеро. Если мы попробуем подержать породу, то мы поймем, что это достаточно плотная порода. Вот то, что я сейчас держу в руках, это средняя порода Западной Сибири. Это то, откуда мы прекрасно добываем и считаем успехом найти именно такую породу. Дальше мы переходим к породам более сложным, породам более плотным, породам, которые в принципе не отдают нефть, нефть через них не течет. И этот как раз те следующие вызовы, вызовы Баженовской свиты. Это, как минимум, в 10 раз плотнее, чем бетонная плита на улице. И вот мы пытаемся добывать нефть из этой породы.

— А какие современные технологии применяются в компании «Газпром нефть»? Действительно этот вызов толкает развитие технологий?

— Бажен относится к санкционным видам породы, и мы не можем использовать мировые технологии в этой части. 3 года назад «Газпром нефть» запустила проект по разработке и созданию собственного симулятора непосредственно для Баженовской свиты. Этот продукт позволил нам сделать достаточно серьезный шаг вперед. Я могу сказать, что то качество модели, которую мы получаем из нашего программного продукта, на порядок превосходит то, что мы получали с западными аналогами. То есть это, действительно, не просто элемент импортозамещения, это серьезный, фундаментальный шаг вперед. Мы научились использовать элементы практически микропрогнозирования изменения свойств породы на протяжении всего горизонтального ствола.

— Вот эта разработка, это какая-то установка?

— Нет, это математический программный продукт. Это, по сути, симулятор, который позволяет осуществлять прогнозирование.

— Насколько сложно попасть на глубине 5 км в нефтесодержащий пласт и там работать в определенных границах?

— Задача не просто сложная, она архисложная. Сегодня компания в основном бурит горизонтальные скважины. Средняя протяженность горизонтального ствола — 1 км. средняя мощность такого пласта — порядка 2 м. Для решения этих задач в компании есть целые группы, которые занимаются с утра до ночи сопровождением бурения вот таких сложных скважин. А таких скважин у нас по этому году будет не менее 600. Именно высокотехнологичных скважин с горизонтальными стволами.

— Скажите, пожалуйста, все-таки на сколько хватит нефти Приразломного, Баженовской свиты?

— Вы знаете, здесь оценки сильно разнятся. Если говорить про нашу компанию, то на сегодняшний день ресурсная база, которая уже прошла все этапы геологоразведки и подготовки к разработке, составляет порядка 1,5 млрд тонн нефтяного эквивалента. Соответственно, при нашей добыче, плюс-минус 100 млн тонн, мы можем говорить о 10 годах обеспеченности. Но это мы говорим о запасах, уже готовых к разработке. Есть еще порядка 3 млрд, которые находятся в той или иной стадии обрисковки.

Соответственно, мировые примеры говорят о том, что диапазон 10 лет считается наиболее оптимальным. Это примерно то, что имеют в своем портфеле мейджоры. У нас в России этот показатель немного больше. В среднем это порядка 18-20 лет. В компании «Газпром нефть» мы приближаемся к цифре 15 лет, то есть считаем оптимальной эту цифру. Это один из наших стратегических параметров: на 15 лет обеспечить запасами текущую добычу.

— Если мы еще дальше посмотрим? На 50, на 100 лет вперед? Ваш прогноз. Как, вы думаете, распределятся доли между альтернативной энергетикой и обычной?

— 20 лет назад я слышал, что в России осталось нефти на 40 лет. Прошло 20 лет, я снова слышу, что нефти в России осталось на 40 лет. Убежден, что через 20 лет мы снова будем говорить, что нефти в России осталось на 40 лет, а скорее всего на 50 или 60 лет. Мы не только открываем новые виды ресурсов, новые провинции, новые месторождения. Понятно, что здесь потенциала может быть меньше, но потенциала работы с существующими запасами еще очень, очень много.

— Какими знаниями в будущем должен обладать инженер-нефтяник?

— Если описывать нефтяника в целом, как мы это делали всегда, как управленца, который должен быть еще и хорошим специалистом, мы все-таки переходим к модели разделения двух направлений: фундаментальная наука, где нам нужны, действительно, фундаментальные специалисты в области химии, в области физики, в области математики. В это же самое время создается вектор развития — нефтяник-интегратор. Это, по сути, управленец, который способен не просто увязывать все элементы цепочки, но еще активно этим процессом управлять.

— Спасибо большое.

Интервью с Алексеем Вашкевичем можно также посмотреть в видеоархиве.

www.gazprom-neft.ru

«Не бояться пробовать новое – это как раз то, что приводит к результату»

Научно-технический центр — это фактически место рождения новых технологий, методов работы и каких-то нестандартных подходов. Поэтому сразу хочется спросить: а легко ли даются инновации, о которых у нас в последнее время говорят со всех трибун в стране? И откуда брать новые идеи для разработок?

Начать я хотел бы с того, что научно-технический центр — это не только место рождения инноваций в компании, это еще и центр, где, по сути, создается основа для всех главных научно-технических решений, которые принимаются в компании. Основное наше преимущество состоит в том, что мы интегрированы в производственный процесс компании, что позволяет нам кристаллизовать что-то новое, инновационное. Когда мы общаемся между собой, мы подчеркиваем, что инновации — это не то, что снисходит свыше, это то, что можно увидеть, просто оглянувшись вокруг. На самом деле каждый человек, который приходит на работу, создает что-то обычное только на первый взгляд. Здесь главное — разглядеть необычное в обыденном. У меня при описании нашего функционала напрашивается аналогия с роддомом. Но мы не только даем рождение технологиям, наша задача как научно-технического центра шире — создавать инновационную культуру, чтобы все новое, что появляется, дальше получало жизнь.

А как выбрать правильное направление для развития новых технологий? Как именно понять, что вот именно в этом месте возможны какие-то улучшения или какие-то новые достижения?

Мы действительно давно задумывались о том, как вообще подойти к выбору правильных направлений. Три года назад компания приступила к созданию технологической стратегии. Это была вынужденная необходимость: когда мы собрали все потребности производства, которые необходимо было развивать, чтобы получить большую эффективность, то их оказалось больше сотни. Понятно, что успеть по всем ста направлениям нереально. Поэтому мы посмотрели, как поступают другие игроки на нефтяном рынке, что рекомендуют менеджеры, и на основе этих наблюдений мы сначала сгруппировали эти направления, а затем из них выделили те девять, которые дадут максимальную эффективность в случае их реализации.

Какие это направления?

Это широкий спектр направлений, начиная с геологоразведочных работ и заканчивая новыми подходами к бурению, добыче, обустройству месторождений в сложных геолого-климатических условиях и так далее. При этом когда мы начинаем новые проекты, мы ранжируем их по трем основным критериям: первая группа призвана нарастить запасы, вторая — увеличить добычу нефти, третья — обеспечить экономическую эффективность. То есть те технологии, которые позволяют сократить удельные затраты и улучшить показатель удельных затрат на тонну дополнительной нефти, и получают право на реализацию.

Вот это, кстати, очень интересный вопрос. Возможно ли, внедрив какие-то новые разработки, сразу же требовать некоего качественного прироста продукции? Какова роль этих вот инноваций, новых идей в этом процессе?

Да, важно, чтобы эффект можно было измерить. Поэтому когда мы реализуем какой-то новый проект в рамках технологической стратегии, мы всегда рисуем идеальный образ того, что мы хотим получить на выходе. Мы не ставим себе и сотрудникам задачи достичь этого идеального результата сразу, а предлагаем это делать поэтапно. И когда по этим этапам, фазам мы ставим ключевые показатели эффективности, измеримые, понятные и, самое главное, достижимые людьми, это приводит к тому, что люди, которые это затем реализуют, получают удовлетворение от завершенности. Оттого что они получили результат, они с удовольствием ходят на работу. И самое главное, что вот этот небольшой кусочек, который завершен и за который человека похвалишь, может стать в итоге таким центром инициации, центром кристаллизации новых идей. И чем еще хороша эта политика поэтапности: она позволяет корректировать направление работы, если в процессе появилась новая перспективная идея.

Но ведь иногда все эти нововведения могут встречать и сопротивление руководства, и не всегда обоснованно. Есть даже такая поговорка: «Если что-то работает, лучше лишний раз это не трогать, чтобы не испортить». Скажите, каково вам продвигать новые идеи?

Идеология, которой мы придерживаемся в нашем научном центре, заключается в том, что если технология приносит пользу, а специалисту объяснили вовремя, что получится в результате применения этой технологии, то внедрять ничего не надо. Вообще, слово «внедрение» нам не очень нравится, потому что оно звучит так, будто все это делается силой. Если человек понимает, какой результат он получит, какой это выхлоп может дать, то технология просто впитывается коллективом и берется в реализацию. Но это, конечно, в идеальной картине мира, а реально иногда приходится объяснять, зачем это нужно. Я вообще считаю, что если специалисты что-то отторгают, не принимают, то это не потому, что они плохие или что-то не хотят делать. Это значит, что мы, как менеджмент, как научный центр, не объяснили, что стоит за целью и как это в конечном итоге скажется на эффективности компании и ее капитализации.

То есть получается, что лучшая мотивация — это четко обозначенная цель, к которой мы все идем?

Да, абсолютно верно.

Но вот прежде чем собирать с сотрудников некий урожай новых идей, нужно быть уверенным в их квалификации. Каким образом лучше выстроить процесс обучения персонала?

При подборе персонала для приема в нашу компанию и, в частности, в технический центр мы ориентируемся, конечно, на такие базовые для нефтяной промышленности специальности, как геология, разработка, добыча, бурение. Но очень важно, что мы не отвергаем такие классические специальности, как математика и физика, поскольку эти люди обладают таким необходимым для научного центра качеством, как системное мышление. Это качество, которое позволяет из кусочков собирать целостную картину и увидеть взаимосвязи между ними. Это очень важно, и это то, чему зачастую приходится учить людей. Потому что очень легко погрязнуть в деталях, углубиться в какую-то небольшую проблему, как этому учат в вузах. А вот увидеть картину целиком, как «костюмчик сидит» в целом, понять, что важно доработать, чтобы получился результат, и уже после этого принять решение — вот этому необходимо учить. Еще очень важно, но и непонятно, на самом деле, как этому можно научить,— это открытость новому. На мой взгляд, этому можно учить через какие-то кейсы, когда показываешь, как люди делали традиционно, а потом, приоткрыв шоры, они попробовали сделать совершенно по-другому и получили результат. На конкретных примерах люди обычно понимают, что да, не надо бояться пробовать и пробовать новое — это как раз то, что приводит к результату.

А вот, кстати, у какого процента студентов—выпускников вузов получается эти самые шоры снять? Потому что увидеть картину целиком — это всегда очень сложно. И наверняка с этим есть проблема. Ваше мнение?

Это действительно проблема. Я бы сказал, что снять шоры получается примерно у 10–15% студентов. Я называю эту цифру на основе данных прохождения ими практики на нашей базе. Вот как раз эти 10–15% мы обычно и трудоустраиваем.

То есть я правильно понимаю, что эти студенты получают возможность трудоустройства в компании и хорошего карьерного роста?

Да. Но карьерный рост, конечно же, дальше зависит уже от них. Поскольку квалификация и диплом в сегодняшнем мире дают просто входной билет в нефтяной бизнес. А дальше все зависит от самого человека, будет ли он развиваться и двигаться вперед сам. Прошли те времена, когда можно было закончить вуз и 30–40 лет капитализировать те знания, которые ты получил в университете или институте. И очень важно привить сотрудникам это понимание, а также умение и желание учиться.

То есть учить людей нужно именно этому, прошу прощения за каламбур, умению учиться, если я правильно вас понял?

Да. Я считаю, это очень важно, когда человек может себя настроить и постоянно говорить себе, что вот то, что сейчас я умею,— это только текущий уровень, который не позволит мне сделать карьеру через пять, через десять лет, и я должен постоянно развиваться.

Как вы уже сказали, научно-технический центр активно сотрудничает с вузами, и все равно вы проводите тренинги, это легко найти на том же портале YouTube. Студентам чего-то не хватает? И еще один важный вопрос: собственно, вы готовы взять на работу опытного человека без специализированного образования или предпочтете ему студента вуза, например, из тех 15%, кому удалось снять шоры?

Я начну с первой части вопроса: чего не хватает и почему мы проводим тренинги. Собственно, проводим их именно затем, чтобы двигаться вперед и развиваться,— человек должен постоянно учиться, ставить перед собой новые задачи, брать новые барьеры. Чему мы еще учим, что очень важно и чего не хватает в вузах,— это, конечно же, идеология проектирования, которую проповедует научно-технический центр. Эта идеология заключается в том, что мы стартуем от общего к частному, то есть сначала мы понимаем, как система выстроена в целом,— мы называем это концептуальный подход. И только поняв все взаимосвязи, все ключевые факторы, которые влияют на процесс, выделяя главное, мы детализируем. На первый взгляд, этот подход звучит просто, но, когда доходит до дела, получается, что не так просто его реализовать. Очень многие в нефтяной промышленности последние лет двадцать говорят об интегрированном концептуальном проектировании, но мало кто это действительно делает. Мы считаем, что сегодня у нас есть понятная методология этого концептуального проектирования, и мы учим ей студентов. Если перейти к вашему второму вопросу, про опытного и непрофильного специалиста либо молодого и, соответственно, неопытного, но профильного, я бы сказал, что здесь важен баланс. У нас есть опытные люди, которые пришли из других отраслей и уже спустя три-пять лет занимают высокие позиции в компании, включая наш технический центр, есть и профильные студенты. И с ними всегда приятно и интересно работать, поскольку они открытые, это, по сути, чистый лист, им можно привить вот эту корпоративную культуру, дать понять, что они могут получать удовольствие от работы, от того, что они делают.

Подскажите, приходилось ли вам сталкиваться с какими-то инновационными идеями от ваших сотрудников, которые, как вы видите, хорошие, перспективные, но на данный момент нереализуемые. Можно сказать так обтекаемо, опережающие время. Если да, то какие это были варианты?

Постоянно приходится сталкиваться с такими идеями.

И что же — теперь откладывать все?

Не все. У нас есть очень хорошая система: как я говорил, для того чтобы развивать что-то новое, нужна среда. Вот частью инновационной среды в компании у нас является проект «Идея», который заключается в том, что любой сотрудник компании может подать через портал идею, касающуюся его деятельности, деятельности соседнего подразделения, которая может, по его мнению, улучшить процесс.

И это работоспособная история?

Это совершенно работоспособная история. Человек, когда подает эту идею, выбирает направление, в котором он ее подает. Эксперты по этому направлению ее оценивают. И самая работоспособная идея получают дорогу в жизнь. Если вернуться к вашему вопросу про опережающие время идеи... Вы видите динамику цен на нефть, и очень часто получается так, что те идеи, те проекты, которые вчера еще при цене на нефть в районе $100 могли легко быть реализованы, при сегодняшней динамике цен на нефть должны быть положены на полку. Либо их можно реализовать по кусочкам, чтобы постепенно двигаться к эффективности, которая позволит их применять при сегодняшней цене на нефть. Поэтому очень важно не отбрасывать ничего. И вот эта идеология, чтобы все попадало на наш технологический конвейер и уже отсеивалось только после его прохождения,— это очень важная история.

www.gazprom-neft.ru

NIS намерена агрессивно инвестировать в разведку и добычу — ПАО «Газпром нефть»

Алексей ОвечкинИнтервью исполнительного директора Блока разведки и добычи NIS Алексея Овечкина (в настоящее время — генеральный директор «Газпром нефть Оренбург»)

Журнал «Сибирская нефть»

Об основных направлениях развития и важнейших проектах Naftna industrija Srbije externallinks_.jpg (NIS) в сегменте upstream «Сибирской нефти» рассказал Алексей Овечкин, до 13 февраля занимавший должность исполнительного директора Блока разведки и добычи сербской компании, а сейчас — генеральный директор предприятия «Газпромнефть-Оренбург».

— Каковы стратегические задачи, стоящие перед Блоком разведки и добычи в рамках стратегии развития NIS до 2020 года?

— Ключевая задача — выйти на уровень добычи в 5 млн тонн нефтяного эквивалента (т н.э.) в год. Напомню, сегодня NIS добывает 1,5 млн т н.э. ежегодно, добыча при этом ведется не только на территории Сербии, но и в Анголе, где мы работам по концес сионным соглашениям. Для поддержания ресурсной базы необходимы агрессивные инвестиции в геологоразведку как в Сербии, так и в соседних с ней странах, чем мы уже некоторое время активно занимаемся. К 2020 году мы хотим добиться того, чтобы не менее 50% добычи компании обеспечивали наши проекты на территории сопредельных стран, аналогичный показатель должен быть и по подтвержденным запасам.

Хочу подчеркнуть: наша задача — не просто рост объемов добычи, а повышение экономической эффективности этого процесса. В последние годы нам удалось переломить ряд негативных тенденций внутри компании, внедрить наш сибирский опыт, и, по моему мнению, есть все возможности для того, чтобы добиться решения поставленных перед нами задач.

— Насколько важны с этой точки зрения региональные проекты, которые в настоящее время активно реализует NIS?

— Перспективы развития, прежде всего, основываются на нашем сотрудничестве с партнерами в регионе. В Боснии и Герцеговине это «НефтегазИнкор» (дочернее предприятие НК «Зарубежнефть»), с которым у нас создано и работает совместное предприятие (СП) «Ядран-Нафтагас». В настоящее время там проводится сейсмика, идет подготовка разведочных скважин. Надеюсь, что уже к концу текущего года подготовительные работы будут завершены и в 2013-м начнется бурение первой из них, тогда же рассчитываем получить и первую нефть. Вторая площадка — Венгрия, где мы в 2011 году подписали соглашение с компанией RAG Hungary Kft (дочернее предприятие австрийской компании Rohöl-Aufsuchungs Aktiengesellschaft). Формат сотрудничества — равноправное партнерство, где RAG является оператором, а мы согласовываем и утверждаем динамику работ. Разведочное бурение на участке Кишкунхалаш, расположенном в южной части Венгрии, началось не так давно — 31 января. В 2012 году планируем пробурить еще как минимум две разведочные скважины. Если все получится, то коммерческая добыча углеводородов может начаться уже в 2013 году.

Кроме того, в Венгрии у нас есть еще один потенциальный партнер: сейчас мы ведем переговоры с международной компанией Falcon Oil & Gas Ltd, которая обладает правами на ведение геологоразведочных работ (ГРР) на одном из блоков на территории Венгрии. Вариант взаимодействия аналогичен тому, который мы использовали в случае с RAG: равные доли в совместном предприятии, они ведут операторскую деятельность, мы ее контролируем. Надеюсь, что переговоры завершатся успешно — и тогда уже в мартеапреле 2012 года мы начнем работать, а к концу года возможно получение первых коммерческих объемов природного газа.

Третье направление — это Румыния. Мы подписали все необходимые документы с канадской компанией East West Petroleum — в настоящий момент идет процесс переоформления лицензий на работающую в Румынии дочернюю структуру NIS. Рассчитываем, что до конца февраля все формальности будут улажены и мы начнем работать. План-максимум на 2012 год по этому сегменту — пробурить две разведочные скважины и начать бурение еще не меньше двух, так что первую румынскую нефть предполагаем увидеть уже в конце текущего года. При этом мы не намерены ограничиваться партнерством только с East West Petroleum — сейчас идут переговоры с несколькими компаниями, работающими в Румынии.

Определенный интерес представляет для нас Греция — там мы ведем переговоры с Hellenic Petroleum о возможном участии в проектах по ГРР на шельфе. Смотрим в сторону Хорватии: правительство этой страны в ближайшие месяцы должно объявить тендер по геологоразведке и добыче на ряде месторождений — и мы намерены в нем участвовать.

В рамках зарубежной деятельности нам крайне интересен не только формат СП, но и приобретение добывающего актива в регионе. Сейчас по этому направлению мы совместно с «Газпром нефтью» рассматриваем возможность приобретения одного из таких активов в Албании.

— Есть ли перспективные территории в Сербии?

— NIS — монополист по разведочным лицензиям в Сербии: вся территория страны закрыта семью нашими лицензиями, других игроков просто нет. Сейчас мы активно изучаем центральные районы Сербии и Воеводину — проводим 2D- и 3D-сейсмику, ведем разведочное бурение. О том, насколько активно идет этот процесс, говорит следующий факт: инвестиции NIS в геологоразведку ежегодно удваиваются начиная с 2010-го, мы намерены такой темп сохранить и в 2012 году. Кроме того, повышается эффективность работы и в традиционных для Сербии районах нефтедобычи — я имею в виду автономный край Воеводина, где находится основная часть наших скважин.

При этом хотел бы отметить факт наличия у нас эффективной коммуникации с местными органами власти: они всегда поддерживают наши проекты, согласования, разрешения выдаются в срок, все потенциальные проблемы решаются еще в зачаточной фазе. Рецепт в данном случае прост: мы активно объясняем местному руководству все преимущества сотрудничества с NIS, проводим презентации, демонстрируем наши планы и практически в 100% случаев встречаем на этом уровне полное понимание и готовность к совместной работе. К тому же нельзя забывать, что наша деятельность на территории муниципалитета приносит ему еще и финансовую прибыль в виде налога на добычу полезных ископаемых, что в нынешних непростых экономических условиях является очень серьезным стимулом.

Мы понимаем, что есть политические риски и для наших проектов на территории ЕС. Именно поэтому в качестве партнеров подбираем компании, обладающие определенным политическим ресурсом, налаженными отношениями с местными правительствами — такой вариант нам кажется наиболее эффективной страховкой от возможного давления. Рисков такого рода не стоит бояться — их необходимо своевременно просчитывать и грамотно минимизировать, чтобы в итоге можно было избежать потерь.

— Какими финансовыми ресурсами располагает блок, который вы возглавляете?

— В развитие деятельности Блока разведки и добычи у NIS есть возможность вкладывать до €500 млн ежегодно — я имею в виду как приобретение активов, так и инвестиции в ГРР и добычу. После того как НПЗ «Панчево», который сейчас реконструируется и модернизируется, заработает на полную мощность, объем финансовых средств, предназначенных для инвестиций в развитие, может достичь уровня €1 млрд в год, и upstream готов освоить большую часть этих средств. Именно поэтому мы рассматриваем варианты выхода за пределы Балкан — например, в ту же Грецию, страны Северной Африки и т.д.

Наши аппетиты сдерживают специфические местные факторы: региональный рынок слабый, готовых месторождений продавать никто не хочет, поэтому сейчас инвестиционный акцент делается на ГРР, то есть выявление перспективных участков с их последующей разработкой.

— Масштабное расширение деятельности требует создания новых рабочих мест. Откуда привлекается кадровый ресурс на новые проекты?

— Кадровый вопрос для нас очень важен. Чтобы было понятнее, дам несколько цифр: в самом начале нашей работы в Сербии численность персонала Блока разведки и добычи составляла порядка 2,2 тыс. человек, а объем добычи был менее 1 млн т н.э. Сейчас ситуация поменялась — добыча выросла почти в два раза, а численность персонала сократилась вдвое. Добиться этого эффекта удалось с помощью двух инструментов. Во-первых, мы активно автоматизируем и модернизируем оборудование, на котором работаем, за счет чего появляется возможность сокращения штата. Во-вторых, повышаем качество подготовки наших управленцев — уже сформирована мультинациональная команда опытных инженеров и менеджеров, которым вполне по силам справиться с поставленными перед ними амбициозными задачами.

Понятно, что начало коммерческой добычи нефти в соседних странах потребует увеличения численности наших сотрудников в региональных «дочках». Решать этот вопрос планируется не только за счет сербского или российского трудового рынка — уже сейчас мы активно работаем со специалистами европейского уровня. В целом, к кадровому обеспечению наших проектов мы подходим очень серьезно: брать будем не количеством рабочих рук, а их качеством.

— Амбициозные планы блока, который вы возглавляете, подразумевают наличие современной технической базы. Как решается этот вопрос?

— Как всем уже, вероятно, известно, в период до 2009 года в развитие технологий добычи NIS инвестиций практически не было. За последние три года мы разработали и внедряем комплексную программу технического перевооружения: ведется реконструкция и модернизация инфраструктуры, на скважинах устанавливается самое современное оборудование. Разумеется, для России в наших технологических решениях нет чего-то нового и революционного, однако мы реализуем программу технического перевооружения ускоренными темпами, где-то перескакивая через ступеньки эволюции оборудования: с техники второго поколения сразу переходим на уровень пятого. В результате наши месторождения выглядят так, как выглядят самые современные российские скважины, что позволяет серьезно снижать собственные затраты и увеличивать рентабельность добычи.

— Есть ли планы по расширению профильного сотрудничества с «Газпром нефтью»?

— В ближайшее время наши специалисты вместе с коллегами из «Газпром нефти» намерены посетить Анголу, где совместно проведут оценку ряда проектов, представляющих потенциальный интерес для обеих компаний. Кроме того, именно с «Газпром нефтью» мы собираемся заходить в Грецию и Албанию — без их помощи сделать это самостоятельно, как NIS, нам будет труднее.

— Может ли мировой финансовый кризис отразиться на планах NIS по разведке и добыче?

— Безусловно, если кризис будет серьезным, то коррективы в наши планы он внесет. Однако не думаю, что они будут какими-то экстраординарными: условия работы в Сербии, я говорю сейчас в первую очередь о налоге на добычу полезных ископаемых, выгодно отличаются от тех условий, в которых работают российские нефтяные компании. В целом, если внешние условия начнут ухудшаться, мы пересмотрим показатели рентабельности ряда проектов, возможно, какие-то из них заморозим, однако о возможности радикальной корректировки наших планов из-за кризиса я бы говорить не стал.

www.gazprom-neft.ru

«Газпром нефть» заявила о неготовности снижать добычу — Рамблер/финансы

Компания «Газпром нефть» не очень готова к снижению добычи в случае присоединения России к инициативам ОПЕК, но технически это возможно, сказал глава компании Александр Дюков. «Пока этого от нас никто не требует, но если это понадобится, если говорить о компании „Газпром нефть“, то, скажу честно, мы не очень к этому готовы», — сказал Дюков в интервью телеканалу «Россия 24», отвечая на вопрос, готова ли компания снижать добычу, передает РИА «Новости».

Он пояснил, что добыча компании в последние 10 лет устойчиво растет, и в этом году ожидается рост на 8-9%. Ранее компания ввела в эксплуатацию несколько крупных месторождений в Арктике. «И, безусловно, на этих месторождениях мы будем наращивать добычу», — отметил он.

В то же время Дюков сказал, что технически снижение добычи возможно. «Можно остановить новое бурение, но это повлияет и скажется на наших смежниках. Второй инструмент регулирования добычи — это использование того фонда скважин и тех насосов, которые оборудованы частотными регуляторами. В этом случае мы имеем возможность менять продуктивность, менять мощность насосов. В принципе, на этом фоне могли бы достичь снижения добычи 5-10%», — рассказал глава компании.

«Это решение — о стабилизации добычи — безусловно, должно подтолкнуть цены к росту… но рост не будет продолжаться бесконечно. В какой-то момент производители, у которых снижалась добыча — производители сланцевой нефти прежде всего — смогут стабилизировать добычу. Эта цена, на которой это произойдет, и будет новой равновесной ценой», — отметил Дюков.

В пятницу глава Минэнерго Александр Новак заявил, что Россия озвучит свое предложение по ограничению добычи нефти после окончательного решения ОПЕК. При этом глава ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов заявил, что российские нефтяные компании могут под эгидой Минэнерго России подписать общий протокол о стабилизации добычи нефти, ЛУКОЙЛ готов это сделать. Страны ОПЕК на неформальной встрече в Алжире достигли соглашения по ограничению добычи нефти. Информацию об этом подтвердил Иран. Газета ВЗГЛЯД подробно анализировала эту договоренность.

В Алжире 26-28 сентября проходит Международный энергетический форум. В рамках этого мероприятия запланирована неформальная встреча стран ОПЕК. Как ожидается, на ней будут возобновлены переговоры о скоординированных действиях на рынке нефти для стабилизации цен, включая возможную заморозку добычи.

Весной в Дохе такие переговоры не увенчались успехом, в том числе из-за разногласий внутри ОПЕК.

Во вторник министр энергетики Александр Новак заявил, что Россия сохранит текущий уровень добычи нефти.

Также во вторник министр энергетики Объединенных Арабских Эмиратов Сухейль аль-Мазруи сообщил, что Организация стран — экспортеров нефти (ОПЕК) не будет увеличивать добычу нефти.

Читайте также

finance.rambler.ru