Москва. 11 ноября. INTERFAX.RU — Генеральный директор "Зарубежнефти" Сергей Кудряшов рассказал в интервью агентству "Интерфакс" о планах работы во Вьетнаме, развитии вьетнамско-российского сотрудничества, геологических сложностях разработки месторождений в России и новых методах и технологиях, применяемых компанией.
— Как идет освоение ваших традиционных месторождений во Вьетнаме "Белый тигр" и "Дракон"? Какая добыча ожидается в текущем году и в последующие пять лет? Какие технологии повышения нефтеотдачи на этих месторождениях применяются?
— Месторождения "Белый тигр" и "Дракон" являются основой нашего СП "Вьетсовпетро", которое осваивает шельф Вьетнама уже более 32 лет. За это время было построено 13 морских стационарных платформ, 2 технологические платформы, 3 компрессорные станции. Пик добычи — 13,5 млн тонн за год — у нас был достигнут в 2002 году. В последние годы на этих месторождениях идет снижение добычи нефти примерно на 10% ежегодно. В 2013 году, как ожидается, добыча составит 5,52 млн тонн.
Но мы продолжаем активную работу на шельфе Вьетнама. Только в 2012 году мы совместно с Petrovietnam пробурили на шельфе 37 скважин, из них 29 эксплуатационных и 8 разведочных. Для сравнения: на российском шельфе в 2012 году было пробурено всего 6 разведочных скважин.
В рамках стабилизации производства мы ведем работу по двум направлениям. Первое — это эффективное использование тех скважин, которые уже пробурены, так как современные технологии позволяют нам и нашим вьетнамским партнерам более полно реализовать потенциал этих месторождений. В следующем году мы планируем очень много геолого-технических мероприятий, связанных с управлением разработкой залежи, оптимизацией процессов поддержания пластового давления, регулированием направлений фильтрационных потоков.
Второе направление — это масштабное проведение гидроразрывов пластов. Мы планируем в четыре раза увеличить объемы гидроразрывов на этих месторождениях с применением новых технологий: это и повышение эффективности дизайн-проектов ГРП, оптимизация геометрии трещин ГРП, правильное проведение закачки и так далее.
Так что 2014 год будет для нас годом повышения эффективности разработки месторождений. По итогам, я думаю, мы сможем снизить темпы падения добычи раза в два от тех, что я называл.
Кроме того, мы смотрим на запасы нефти, которые раньше не были вовлечены в разработку из-за не очень высоких проектных показателей. Сегодня мы считаем, что потенциал у них есть. Сейчас мы просчитываем, вести ли раздельную эксплуатацию залежей или бурить многозабойные скважины. Подготовка технических решений по ним также будет вестись в 2014 году.
За последнее время мы серьезно усилили блок разработки в компании, переформатировали институт ВНИИнефть именно под решение своих проблем. Самое эффективное для нас сейчас — это оптимизация действующих месторождений, где уже создана вся инфраструктура. Стоит задача изменить тренд с отрицательного на положительный.
— Выявлены ли новые перспективные залежи в рамках освоения "Белого тигра" и "Дракона"?
— По новым залежам работа не останавливается. Недавно были открыты и введены в эксплуатацию новые структуры на блоке 09-1 — "Белый Медведь" и "Белый Заяц". В ноябре на южном участке месторождения "Белый Тигр" планируется приступить к освоению залежей в отложениях нижнего миоцена и верхнего олигоцена. В этом году с учетом новых залежей мы сможем прирастить запасы практически сопоставимые с объемами добычи. И это чисто геологический прирост без учета внедрения методов повышения коэффициента извлечения нефти.
— То есть "полка" добычи нефти на действующих вьетнамских месторождениях у вас будет где-то около 5 млн тонн?
— Где-то в диапазоне 5 - 4 млн тонн, но над этим надо поработать. Этот больной в старческом возрасте, его надо омолодить, а для этого надо понять, какие лекарства действуют, какие нет. Нельзя взять технологии, применяемые в Западной Сибири, и как штамп использовать их во Вьетнаме.
— Каковы перспективы развития проекта "Южный Дракон — Морская Черепаха", реализуемого совместно с японской и вьетнамской компаниями? Какие прогнозы по добыче нефти на 2013 - 2014 года?
— На данном объединенном участке пробурено 16 скважин, подтвердивших нефтеносность фундамента. Геологические запасы нефти составляют около 35 млн тонн. Участок введен в эксплуатацию в январе 2010 года. Эксплуатация проводится при помощи газлифта на естественном режиме. Ожидаемая добыча нефти в 2013 году составит 256 тыс. тонн. На следующий год за счет ввода новых четырех скважин добыча вырастет до 368 тыс. тонн.
— Как идет работа по новым небольшим блокам (04-1, 16-2, 09-3/12), когда приступаете к бурению, какие запасы на них?
— В настоящее время на блоках 04-1 и 09-3/12 продолжаются геологоразведочные работы, проводятся переинтерпретация и интерпретация данных сейсмики. После интерпретации и проведения анализа будет определен план дальнейших действий. Суммарные геологические ресурсы по блоку 04-1 оцениваются до 500 млн тонн нефтяного эквивалента, по блоку 09-3/12 — 85 млн тонн нефтяного эквивалента.
Что касается блока 16-2, где у "Вьетсовпетро" 15% участия, а остальное у PVEP и японских компаний, то здесь в течение 2009 - 2011 годов были пробурены 3 разведочные скважины. К сожалению, полученные результаты говорят о том, что дальнейшая реализация проекта экономически нецелесообразна. В этой связи партнерами принято решение выйти из проекта.
— Когда начнется бурение скважин на блоке 12/11?
— В настоящее время на блоке идет выполнение первой фазы геологоразведочных работ. На блоке множество разрозненных структур, и нужно очень тщательно подойти к выбору места первой разведочной скважины.
— Когда приступаете к геологоразведке на блоке 42, СРП по которому было подписано в этом году? Каковы условия работы на этом блоке? Перспективы запасов? Когда начнется бурение и добыча?
— Проект находится на стадии геологоразведки. Геологические ресурсы на участке по газу оцениваются в 57 млрд кубометров. В октябре здесь начато проведение сейсморазведки 3D. По условиям СРП первая фаза геологоразведочных работ должна пройти за три года, при этом сейсмикой 3D должно быть покрыто 500 кв. км и пробурена одна разведочная скважина.
— Когда начнется разработка газового блока 04-3?
— В этом году мы совместно с вьетнамскими коллегами приняли решение по запуску месторождения в 2016 году.
— Есть ли понимание, как будет реализован газ в рамках данного проекта?
— Petrovietnam покупает у нас газ прямо на устье скважины, цену не буду говорить, это коммерческая тайна, но она хорошая. Этот проект с небольшой нормой рентабельности, но мы все-таки приняли по нему инвестиционное решение, поскольку надо развивать свою компетенцию в освоении шельфа, ну а кроме того, блок 04-3 может стать начальным этапом для будущих проектов.
— Строительство СПГ-завода во Вьетнаме не планируете?
— Для строительства СПГ-завода надо иметь большие запасы газа, с одной стороны. С другой стороны, во Вьетнаме быстрыми темпами растет промышленность и потребление газа. Страна готова забрать все объемы производимого газа. А на ее территории я пока не вижу таких месторождений, которые могли бы не только полностью удовлетворить внутренний спрос, но еще и обеспечить экспорт. В конце концов, СПГ — это не самоцель.
— Планируете участвовать в новых тендерах по нефтегазовым участкам во Вьетнаме, смотрите ли на какие-либо перспективные блоки?
— Идет методичная и постоянная работа. Так, изучается возможность участия в работах на блоках 125 и 126. Блоки мало исследованы, глубина воды здесь от 200 до 2000 метров. В настоящее время ведется работа по оценке их перспективности и подготовке технико-экономического обоснования и инвестициям. Аналогичная работа проводится по другим нефтегазовым блокам, таким как 15-2/12 и 16-1/12.
Но пока можно сказать, что развитие предприятия на ближайшие десять лет будет больше зависеть от эффективности разработки действующих месторождений.
— В этом году в Москве "Зарубежнефть" и Petrovietnam подписали соглашение о создании совместной буровой компании. Как продвигается работа в этом направлении? Когда будет учреждено СП, какими активами будет располагать, над какими проектами будет работать?
— В 2012 году нам была передана "Арктикморнефтегазразведка". Вместе с компанией к нам перешла ее техническая база, в первую очередь два буровых судна. Одно из них — "Валентин Шашин" — на текущий момент проходит полный капремонт и модернизацию. При самом "Вьетсовпетро" у нас есть еще четыре буровые установки, планируется строительство пятой. Оно начнется в конце этого года и продлится три года. Таким образом, у нас появляется флот из семи судов, и мы рассчитываем значительно развить этот сегмент деятельности, и не только на шельфе Вьетнама.
— Какой объем инвестиции планируется в целом по вьетнамским проектам на ближайшие пять лет?
— Мы сейчас формируем долгосрочные планы работ до 2020 года. В любом случае активность от сегодняшнего уровня мы не планируем снижать — это однозначно.
— "Газпром нефть" изучает вопрос покупки НПЗ во Вьетнаме. "Зарубежнефти" не интересно было бы заняться развитием нефтепереработки на территории этой страны? Вам в свое время предлагали строительство НПЗ...
— Эта история идет несколько лет. Раньше компания приняла решение, что для нее это неэффективный актив. Но время идет, многое меняется. Сегодня цены на топливо во Вьетнаме растут с определенной динамикой. С позиции сегодняшнего дня, можно сказать, что если бы мы имели синергию в сегментах добычи и переработки, это было бы удобнее. Тем более что у "Зарубежнефти" появился опыт работы в сфере нефтепереработки после покупки и модернизации НПЗ "Брод" в Республике Сербской. Так что во Вьетнаме мы не исключаем для себя возможности заняться проектам down-stream. Почему бы нет — мы эту страну знаем, у нас есть хорошие, выстроенные годами отношения, есть бренд. Мы сегодня смотрим на эти вопросы, но это больше идеи, чем что-то реализованное.
— У "Зарубежнефти" совместно с Petrovietnam есть проект освоения месторождений Центрально-Хорейверского поднятия в Ненецком округе в России. Каковы перспективы этого проекта, с каким трудностями столкнулась компания при его разработке?
— Это очень динамичный проект. Из 13 блоков ЦХП в эксплуатацию уже введено три месторождения, которые обеспечивают среднесуточный уровень добычи свыше 8 тыс. тонн нефти. В последнее время ежегодный прирост добычи составляет здесь порядка 40%. В 2011 году на ЦХП было добыто 1,5 млн тонн нефти, в 2012 году — 2,09 млн тонн, в этом году планируем добыть 2,8 млн тонн. А с 2014 года мы рассчитываем выйти на ежегодную добычу свыше 3 млн тонн.
С другой стороны, проект оказался очень сложным с очень непростыми геологическими условиями. Это месторождения со сложнопостроенными коллекторами, представленными кавернозно-пористыми известняками, с максимальной концентрацией разнонаправленных трещин, с которыми связаны зоны высокой проницаемости. Разрабатывать их крайне сложно, поскольку идет повышенная обводненность: буквально 5 - 6% извлекаемых запасов ты отобрал, как уже начинается вода.
Мы серьезно взялись за эту проблему: реорганизовали ВНИИНефть для поиска решения этой задачи, работаем с другими институтами, подготовили инновационную программу компании.
— Получается, вы снизили "полку" добычи нефти на ЦХП с 4,5 - 5 млн тонн до 3 млн тонн?
— Я не являюсь здесь каким-то супероптимистом. Практика показала, что у нас случай, аналогичный с другими проблемными месторождениями этого региона. И сегодня можно выйти на добычу в 4 млн тонн, и даже в 5 млн тонн, но тогда очень скоро пойдет вода. Мы со следующего года выходим на 3 млн тонн и понимаем, что сможем обеспечить стабильную добычу. Поверьте, обеспечить стабильную добычу в 3 млн — это тоже очень сложная задача. У нас растет добыча, освоение месторождений идет нормально, по плану, нам удалось добиться повышения коэффициента извлечения нефти. Все направлено на то, чтобы найти решение этой геологической задачи. Надо сказать, крупнейшие российские и мировые компании пока такое решение проблемы не нашли. Так что если мы его найдем, то это будет серьезный прорыв, который можно и нужно будет коммерциализировать.
Кроме того, осенью этого года правительство издало постановление о переходе на новую методику предоставления льгот по экспортным пошлинам для новых месторождений. По оставшимся 10 еще не разработанным месторождениям ЦХП мы как раз попадаем под требования новой методики. Мы уже привлекли консультантов и работаем с Минфином и Минэнерго по подготовке заявки на предоставление льготы. Я думаю, по этому вопросу все будет нормально и мы сможем принять по этим 10 небольшим и малоэффективным месторождениям инвестиционное решение.
— Какие инвестиции вы планируете в ближайшие пять лет в освоение месторождений ЦХП? Планируете ли привлекать новые кредиты под разработку новых участков проекта?
— Мы к 2015 году практически заканчиваем разработку трех уже запущенных месторождений. Сейчас готовится программа освоения оставшихся 10 месторождений. Компания заказала ценовой и технологический аудит, ведем совместную работу со Сбербанком. Инвестиционное решение пока не принято, поэтому точный объем планируемых затрат я не готов назвать, но думаю, что инвестиционный уровень будет примерно такой же, как и сейчас, — около 15 - 16 млрд рублей в год на ближайшие пять лет.
— Интересна ли "Зарубежнефти" покупка новых активов в России, сейчас много выставлено на продажу небольших компаний?
— Если смотришь свободный денежный поток этих проектов, то понимаешь, что рынок сильно перегрет. Они могут быть интересны кому-то для решения каких-то стратегических целей или тому, кто серьезно играет на масштабе. Мы себе этого позволить не можем, поскольку концентрируемся на управлении разработкой сложных месторождений. Мы уже обнаружили новые залежи на Западно-Хоседаюском месторождении ЦХП за счет нижнего горизонта карбона в объеме примерно 6 млн извлекаемых запасов. Всего в целом по "Зарубежнефти" мы прирастили за последние два года около 20 млн тонн новых запасов.
— На фоне такого перегретого рынка у "Зарубежнефти" не появлялась ли мысль продать небольшие месторождения в Ульяновской и Оренбургской областях, которые как-то не вписываются в структуру компании?
— Конечно, синергии с нашими другими активами у этих месторождений нет, но я вижу эти участки как возможность развивать компетенцию управления. Тем более что бурение новых скважин на этих месторождениях обеспечивает рентабельность свыше 40%. Так что в следующем году мы увеличиваем на них объем бурения почти в два раза.
