Москва, 13 ноя - ИА Neftegaz.RU. Директор по крупным проектам блока разведки и добычи Газпром нефти Д. Сугаипов рассказал о дальнейших планах по Новопортовскому месторождению, Мессояхской группе месторождений и другим greenfield-проектам компании в интервью Argus.
Какие проекты сейчас в приоритете у дирекции крупных проектов Блока разведки и добычи Газпром нефти, которую вы возглавляете?
Я бы разделил наши проекты на 2 части. Первая связана с продолжением ранее начатых проектов - разработка северной части Новопортовского месторождения и глубоких горизонтов Восточно-Мессояхского месторождения, а также освоение Западной Мессояхи. Вторая часть проектов - это Надым-Пур-Тазовская зона, крупный проект «Газ Ямала» и крупный проект по освоению Ачимовских отложений Ямбургского месторождения. Кроме этого в наших совместных предприятиях (СП) с НОВАТЭК и Роснефтью: АРКТИКГАЗ и Красноярскнефтегаз, соответственно, необходимо запустить ранее начатые проекты - инфраструктуру на Яро-Яхинском месторождении до конца этого года и первую фазу Куюмбинского месторождения в Восточной Сибири в 1м квартале 2019 г.
Что сейчас происходит на Новопортовском месторождении и Мессояхском проекте?
По Новопортовскому - на северной части месторождения, последние 2 года проходил этап опытно-промышленных работ (ОПР): работы по бурению горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (ГРП), которые показали перспективность освоения северной части месторождения. Поэтому к обустройству мы переходим в следующем году. Это позволит нам выйти на полку 8 млн т нефти/год к 2020 г. и поддерживать ее более длительный период, чем мы планировали ранее.
Перспективы по Мессояхе сегодня связаны с двумя проектами. Это разработка глубоких горизонтов на Восточной Мессояхе и работа по Западному участку. Проект на Востоке заключается в разработке Ачимовских горизонтов. Они находятся на глубине более 3 тыс. м, пласты осложнены низкой проницаемостью и высокой латеральной неоднородностью, нефть маловязкая. За последние 2 года здесь пройден этап ОПР. Работы велись параллельно с разработкой сеноманских залежей высоковязкой нефти, которые залегают на глубине 700-900 м. Потенциал добычи по разработке глубоких горизонтов оценивается в 2 млн т/год с 2021 г., что дает нам возможность по Восточно-Мессояхскому месторождению в целом держаться на полке в 6 млн т нефти/год в течение порядка 5 лет. По этому проекту мы переходим к этапу разбуривания, подключать будем к центральному пункту сбора (ЦПС) Восточно-Мессояхского месторождения.
Вы подробно рассказали про планы по уже работающему Восточно-Мессояхскому месторождению, есть еще и Западно-Мессояхское, что планируете делать там?
На Западно-Мессояхском месторождении, где мы продолжали все это время геологоразведочные работы, нам удалость обнаружить крупную залежь нефти, на самом востоке лицензионного участка, ближе к Восточно-Мессояхскому месторождению. Геологические запасы открытой залежи оцениваются в 85 млн т, которые могут быть вовлечены в разработку присоединением к инфраструктуре Восточно-Мессояхского месторождения.
В целом, Западная Мессояха представляет собой очень большой лицензионный участок с большими ресурсами. Мы будем продолжать там ГРР для того, чтобы находить новые экономически рентабельные кейсы.
Еще один важный проект для Мессояхи - это проект утилизации и монетизации попутного газа. Он предусматривает создание комплекса объектов, позволяющих компримировать, транспортировать и закачивать попутный нефтяной газ (ПНГ) с Восточной Мессояхи в пласты соседнего Западно-Мессояхского месторождения. Строительство соответствующей инфраструктуры уже началось. Первую партию газа подземное хранилище примет в 2020 г., проект обеспечит 95-процентный уровень утилизации ПНГ на территории Мессояхских лицензионных участков. Сегодня попутный газ используется для жизнеобеспечения и бесперебойной работы Восточно-Мессояхского промысла.
Какой объем инвестиций на следующий год по этим проектам запланирован?
На Западной Мессояхе мы планируем начать добычу в 2021 г., там будет необходимо пробурить порядка 47 скважин. Инвестиции в ближайшие 3 года в бурение измеряются несколькими миллиардами рублей. По проекту разработки глубоких горизонтов на Восточной Мессояхе мы достигнем полки примерно в 2021-2022 гг., до этого времени постепенно начнем разбуривать эту залежь.
Инвестиции в разработку северной части Новопортовского месторождения составят порядка 70 млрд руб. на бурение и создание инфраструктуры по подключению к существующему центру сбора нефти. В 2019-2021 гг. там предполагается бурение порядка 185 скважин.
Какие планы по газу Новопортовского месторождения?
В 2018 г. в компании приняли решение по финансированию проекта вовлечения ПНГ Новопортовского месторождения и ресурсной базы соседних участков, которые лицензировали последние два года: Каменомысский Суша, Южно-Каменомысский, Южно-Новопортовский и Суровый лицензионные участки. Совокупный объем ресурсов газа, как попутного, так и природного, достаточен для того, чтобы сформировать устойчивый бизнес-кейс по прокладке газопровода со стороны полуострова Ямал в сторону полуострова Гыдан к Ямбургскому месторождению для входа в единую систему газоснабжения. Кроме того на Новопортовском месторождении начинается строительство второй очереди УКПГ (установка комплексной подготовки газа), которая позволит получать конденсат для поддержания загрузки терминала «Ворота Арктики», а также подготовить необходимый объем газа и направить его в трубу. Инвестиции составят порядка 100 млрд руб. В 2022 г. мы планируем запустить газопровод в работу.
Учитывая то, что Газпром нефть, прежде всего, нефтяная компания, почему вы занимаетесь практически полностью газовым проектом?
Природный и попутный газ, который добываем на Новом Порту, мы начали закачивать в пласт, но у этой газовой шапки есть определенные пределы. Наши прогнозы показывают, что поддержание пластового давления в газовой шапке путем закачки попутного газа эффективно примерно до 2022 г. Далее мы по модели начинаем получать прорывы газа, поэтому эффективней этот газ будет транспортировать с месторождения, а не закачивать в пласт. Мы принимаем такое решение, понимая при этом, что строительство газопровода только для ПНГ неэффективно и нужно вовлекать ресурсы природного газа, которые есть у нас как на Новом Порту, так и на других участках. Дело в том, что южная и средняя часть Ямала больше газовая, чем нефтяная, поэтому Новый Порт по своим большим нефтяным запасам, скорее исключение, чем правило. Чем севернее мы будем продвигаться, тем, учитывая региональную геологию, больше шансов встретить газовые месторождения, чем нефтяные. Газопровод станет очень важным компонентом стратегической инфраструктуры. Для всех месторождений, которые мы будем осваивать дальше, понадобится и нефтяная и газовая инфраструктура. На Ямале уже создан нефтяной терминал «Ворота Арктики». По самим новым участкам продолжаем ГРР и в зимний сезон 2018-2019 гг. начинаем сейсмические работы и готовимся к бурению разведочных скважин.
Расскажите о ваших проектах в Надым-Пур-Тазовском регионе
Надым-Пур-Тазовский регион представляет комплекс проектов - нефтяных оторочек месторождений, объединенных одной инфраструктурой. Это Тазовское, Северо-Самбургское, Ен-Яхинское и Песцовое (последние два - это оторочки газовых месторождений «Газпрома»), а также Западно-Таркосалинское месторождение.
Тазовское прошло этап опытно-промышленных работ, пробурено 10 горизонтальных скважин, которые подтверждают возможность вовлечения в разработку нефтяных оторочек. Данный проект мы нашли экономически эффективным и в ближайший зимний сезон приступаем к строительству нефтяной и газовой инфраструктуры. Планируем начало полномасштабной добычи в 2020 г. Для этого нам нужно построить центральный пункт сбора (ЦПС) и внутрипромысловый нефтепровод длиной 60 км до магистральной системы Заполярье-Пурпе. Проектная мощность по нефти составляет 2 млн т/год, а по газу - 6 млрд м3/год. Газ будет сдаваться в единую систему Газпрома. Северо-Самбургское планируем разрабатывать в комплексе и синергии с Ен-Яхинским и Песцовым месторождениями. Они находятся ближе к так называемой альтернативной ветке Транснефти - центрального пункта сдачи нефти. Эти месторождения находятся на более ранней стадии изучения: на Северо-Самбургском идет бурение первого куста горизонтальных скважин на Ачимовские отложения, а на Ен-Яхинском и Песцовом готовимся к бурению первых скважин. В 2019 г. планируем принять инвестиционное решение и в сезон с 2019-2020 гг. приступить к строительству инфраструктуры.
В каком году эти проекты нефтяных оторочек выйдут на проектную мощность?
Тазовское месторождение после запуска в 2020 г. выйдет на проектную мощность в 2021 г., Ен-Яхинское и Песцовое - в 2022-2023 гг. Полка по нефти продлится порядка 5 лет, а по газу 15 лет. На длительность сильно влияет режим НДД (налог на дополнительный доход), без которого разработка нефтяной части Тазовского месторождения была бы экономически неэффективной.
Сейчас правительство обсуждает предоставление льгот для нефтяных оторочек газовых месторождений. Насколько льготы критичны для таких типов запасов?
Действительно, льгот по освоению нефтяных оторочек пока не существует т.к. оторочки представляют собой элемент газовой залежи, зачастую уже разработанную, по которой доход получен и недропользователем, и государством. Мы больше видим перспективность в применении новых технологий в разработке нефтяных оторочек, где пластовое давление не сильно снизилось. Там мы применяем технологии горизонтального бурения скважин протяженностью 2-2,5 км, что позволит рентабельно разрабатывать эти запасы. Важен комплексный подход, тогда низкая экономическая эффективность только нефти компенсируется другими продуктами.
Какие из ваших Ямальских проектов наиболее перспективны для перехода на налоговый режим НДД?
Тазовское месторождение очень рассчитывает на НДД, применение на Новом Порту и по проекту «Газ Ямала» сильно улучшает экономическую привлекательность по вовлечению в разработку низкорентабельных запасов. По Мессояхе мы еще не приняли окончательного решения: либо переходить на режим НДД, либо продолжать использовать режим (льготной) экспортной пошлины.
Как продвигается разработка нефтяной оторочки Чаяндинского газоконденсатного месторождения Газпрома в Восточной Сибири?
По Чаяндинскому месторождению у нас задача - обеспечить запуск нефтяной инфраструктуры Газпрома, которую планируется ввести в эксплуатацию в четвертом квартале 2019 г. Здесь мы видим необходимость продолжения опытно-промышленных работ (ОПР). В 2019 г. продолжим бурение, начатое в 2017 г., и пробурим еще 4 горизонтальные скважины. По результатам ОПР в 2020 г. будем принимать решение по полномасштабной разработке всей нефтяной оторочки.
Какими проектами, на ваш взгляд, будет заниматься Газпромнефть-Развитие через 10 лет, когда большинство проектов, над которыми вы сейчас работаете, будут реализованы?
Некоторые перспективы того, чем будет заниматься дирекция по крупным проектам после 2028-2030 года уже понятны: прежде всего, это весь Ямал, который останется зоной стратегического интереса Газпром нефти до конца 2030 г. Также интересен район Гыдана. Чтобы найти там рентабельный кейс, возможно, нам понадобятся дополнительные запасы, кроме запасов Западной Мессояхи. У нас уже имеются обнадеживающие данные ГРР (геолого-разведочных работ) на глубокие горизонты Ачимовских отложений в северной части Западной Мессояхи. Иными словами, там возможны большие открытия.
Какие перспективы вы видите в освоении Ачимовских залежей?
Ачимовские конденсатные отложения мы уже изучаем в партнерстве с НОВАТЭКом в нашем совместном предприятии АРКТИКГАЗ. По нефти мы планируем освоение Ачимовских залежей Северо-Самбургского и Тазовского месторождений. В целом в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) запасы Ачимовки оцениваются в несколько миллиардов тонн. С большой долей вероятности можно сказать, что следующее десятилетие мы будем заниматься именно ей. Серьезным вызовом для нас будет разработка Ачимовских отложений Ямбургского месторождения, где запасы составляют более 1 миллиард тонн нефти. Большим плюсом является обустроенная газовая часть месторождения, имеются дороги и вся необходимая инфраструктура. Из минусов - то, что Ачимовские залежи очень неоднородны и нужно будет выбрать правильную зону на начальном этапе освоения и экономически рентабельно ее разработать. Я рассчитываю, что первую фазу мы введем в эксплуатацию до 2025 года, а последующими будем заниматься ближе к 2030-ому году.
Где еще планируете расширять присутствие компании?
Будем расширять присутствие на Ближнем Востоке в северной и южной части Восточной Сибири. В Ираке рассматриваем несколько опций на основе сервисных контрактов. Прежде всего, рядом с Бадрой для того, чтобы использовать созданную нефтяную и газовую инфраструктуры путем вовлечения близлежащих ресурсов.
Интересуетесь ли вы проектами в Ливии?
Не могу сказать, что Ливия не является зоной потенциальных интересов компании, но все будет зависеть от политической ситуации. С точки зрения зарубежного развития, Ближний Восток и Северная Африка являются приоритетными регионами развития Газпром нефти.
Компания много говорит о повышении эффективности, что удалось достичь?
В крупных проектах эффективность связана с фактором уменьшения времени освоения, мы называем это ускорение Smart fast track. Организационная и цифровая оптимизация направлена на сокращение сроков реализации проектов, чтобы приблизить нас к мировому бенчмарку. Мы стремимся к показателям 5-6 лет для проекта в целом и уже сделали большой шаг: с 12 лет сдвинулись к планке 7-8 лет.
