Итоги за 5 лет. Обновление технологической стратегии
«Мы подвели итоги за прошедшие 5 лет. Они очень позитивные. Мы реализовали в общей сложности 27 проектов. Более 50% из них дали положительный эффект - созданные решения мы будем тиражировать. Это очень хорошая отдача для тех инвестиций, которые мы вложили. По успешным проектам коэффициент доходности составляет около 5. В целом по портфелю общий индекс доходности - более 2х», - отметил на брифинге первый заместитель гендиректора «Газпром нефти» В. Яковлев.
По его словам, в технологической стратегии 2.0 обновлены не только главные цели и вызовы, но и принципы взаимодействия с рынком. Причина вполне очевидна: для эффективного вовлечения в разработку новых категорий запасов зачастую требуется создание с нуля целого комплекса новых технологий, а, следовательно, необходимо слияние усилий самой компании с усилиями партнеров. При этом такая потребность существует на всех этапах - от технологического замысла до тиражирования решений.
Технологическая стратегия 2.0: ключевые ставки
Если раньше отрасль характеризовалась высокопродуктивными мощными пластами, ростом добычи и крупными размерами открываемых месторождений, то в настоящее время добыча нефти значительно затруднена. Качество запасов быстро падает. С 2010 г. продуктивность пластов упала в 8 раз. Следовательно, современные условия требуют переосмысленного подхода к подготовке и реализации проектов.
Главные изменения техстратегии заключены в 2х пунктах:
1й - пересмотр эффектов стратегии до 2025 г. (Суммарный долгосрочный доход от техпроектов оценивается в 130 млрд руб., объем дополнительной добычи - в 110 млн т н.э., а прирост запасов может составить почти 600 млн т н.э.);
2й - позиционирование технологий не только, как ответов на определенные вызовы, но и как отдельного портфеля. Управление этим портфелем будет делиться на 4 категории: быстрые победы, радикальные улучшения, поисковые исследования и технологический прорыв. Последний, например, может изменить бизнес не только в «Газпром нефти», но и во всей отрасли.
Несмотря на большое внимание к технологиям, компания не планирует приобретать статус стартап-платформы. Главной целью «Газпром нефти» останется решение прикладных бизнес-задач для повышения эффективности добычи в осваиваемых регионах. Но поскольку компания все-таки стремится быть лидером с точки зрения скорости, адаптации имеющихся практик и наработке новых, серьезно пересматривается такой важный элемент, как отношение с внешней экосистемой - партнерами.
«На самом деле мировая тенденция идет к тому, что все больше и больше компаний объединяется на разных уровнях для обмена данными, технологиями, технологическими наработками. Те компании, которые в это как можно быстрее включаются, в конечном итоге и выигрывают», - поделился директор по технологическому развитию «Газпром нефти» А. Вашкевич.
Он обратил внимание на то, что партнерство является одним из главных рычагов деления рисков, поэтому и создаются такие площадки, как технологический центр «Бажен» - он направлен на объединение усилий всей отрасли для решения вызова в масштабах целой страны. Важной составляющей работы компании является взаимодействие не только с партнерами, но и с государством, причем и на федеральном, и на региональном уровнях.
Еще один из мощнейших инструментов развития руководство компании - цифровые технологии, для физической реализации которых создаются технологические центры. Так, в процессе эволюции «Газпром нефть» пришла к новому подходу: любой новый проект должен реализовываться не на основе проверенных решений, а на основе технологических решений, которые еще предстоит разработать.
Согласно новой стратегии и тенденциям современности, компания разделит процесс создания технологий на 2 этапа:
1й - поиск вызовов, быстрый запуск команд для верификации этих гипотез, постоянное распределение ресурсов для быстрой верификации и переключения на следующие проекты - так называемый «технологический муравейник», участники которого ищут лучшие ответы на актуальные вопросы;
2й - тиражирование готовых решений - продажа технологий как на внутренних, так и на внешних точках сбыта.
Над этими задачами будут работать 2 различные команды, плавно передающие каждый проект с одной фазы на другую. По мнению представителей компании, идея является достаточно инновационной и не имеет аналогов, как минимум, в отечественной практике.
Помимо этого, компания стремится к созданию гибкой среды, внутренней экосистемы, в рамках которой каждой проектной команде предоставляется определенная самостоятельность: для них четко определяются контрольные точки, но каждая команда сама выбирает оптимальный путь и решает, как к ним прийти, какие инструменты задействовать, какие компетенции привлечь.
Результатом такого подхода становится повышение чувства ответственности у команд, усиление у них ощущения причастности к проекту и, как следствие, улучшение качества работы.
Высокотехнологичный ГРП как яркий пример реализации стратегии
Конкретным примером, вобравшим в себя все перечисленные пункты, является проект «Высокотехнологичный ГРП», рынок которого к 2030 г. вырастет в стране как минимум в 7 раз.
По прогнозам экспертов, этот рынок будет состоять из нескольких сегментов:
1й - оборудование, составляющее основную стоимость ГРП. Здесь «Газпром нефть» придерживается стратегии умного покупателя, поскольку ожидает, что маржинальность оборудования станет минимальной. Рынок будет развивать себя сам за счет компаний, которые будут находиться в стратегии выживания. Следовательно, необходимо лишь помогать этому рынку ускорять технологическое перевооружение через долгосрочные формы взаимодействия, контракты и партнерства. «Газпром нефть» рассматривает себя как долгосрочного партнера и технологическую площадку для экспериментов;
2й - жидкости, химия и супервайзинг с точки зрения закачки жидкостей. В настоящий момент этой услуги нет на рынке в отдельном виде. Поэтому ее нужно создавать. «Газпром нефть» планирует формировать данный рынок через запуск пилота. При этом компания не ставит себе цель долгосрочного существования на нем, а надеется лишь подтолкнуть его, сформировать предпосылки для развития;
3й - программное обеспечение, инжиниринговое сопровождение. Этот сегмент уже сейчас занимает 5% от удельной стоимости ГРП, а через несколько лет и вовсе увеличится до 30%. «Газпром нефть» оценивает данный сегмент как наиболее интересный - именно за ним стоят инновационные прорывные решения. По этой причине компания планирует участвовать не просто в разработке профильных решений, но и в их будущей монетизации, в выводе на рынок.
Таким образом, раньше компания позиционировала себя как методолога-интегратора, находящего решения по известной методологии для понятных вызовов, но сейчас она больше является партнером бизнеса, реализующим гибкие решения – будь то новый сервис, новый софт или новый тип «железа».
«Если говорить о нашем восприятии в этой экосистеме, мы намеренно во многих партнерствах занимаем не доминирующую роль, а роль, не нарушающую гибкость и свободу партнеров, чтобы они могли вести достаточно самостоятельную операционную и коммерческую деятельность», - рассказал директор по технологическому развитию «Газпром нефти» А. Вашкевич.
«Газпром нефть»: актуальные задачи
Решение текущих вопросов компании в целом соответствует заявленным ключевым пунктам актуализированной технологической стратегии. Здесь прослеживается и активное взаимодействие с партнерами, и попытка решать непростые задачи совместно с государством, и упор на разработку новых технологий.
В настоящее время компания ведет активное обсуждение с партнерами и с администрацией ХМАО идеи о создании полигона по методам увеличения нефтеотдачи (МУН). Концепция предварительно подтверждена, сейчас прорабатываются детали проекта, в т.ч. решается вопрос о конкретных участках, на которых он будет реализован.
Вероятно, участков будет несколько, поскольку категоризация МУН очень широка - нужно быть готовым апробировать практически любые направления. При этом у компании есть четкое понимание того, что полигон по МУН с точки зрения периметра вовлечения и объема потенциального дополнительного объекта эффекта будет доминирующим в отрасли.
Что касается работы уже существующего технологического центра «Бажен», она движется в соответствии с ранее сформированным графиком.
«К настоящему времени мы запустили уже около 20 проектов. Технологическая нагрузка тех скважин, которые мы бурим, растет. Практически каждая следующая скважина является самостоятельным технологическим экспериментом. Все скважины дали промышленные притоки. Показатели эффективности постоянно растут: более чем в 2 раза мы увеличили накопленную добычу на пробуренную скважину и более чем в 2 раза мы сократили затраты. В целом идем с тем графиком, который планировали. Ключевой показатель – это удельная стоимость бурения на полученную тонну нефти. Мы сократили этот показатель с 35 тыс. до 18 тыс. руб. за полученную тонну», - резюмировал первый заместитель гендиректора «Газпром нефти» В. Яковлев.
По его словам, к 2021 г. данный показатель планируется улучшить до уровня 12 тыс. руб./т, а к 2025 г. – до 8 тыс.
Другой текущей задачей является решение вопроса льготирования Ачимовки. По оценке руководства «Газпром нефти», это категория запасов, где необходимо создавать условия не только с использованием налогового рычага, но и для технологического развития. В данном случае потребуется подготовить несколько условий: изменение закона о недрах и введение понятия технологического полигона, а также подготовку подзаконных актов от Минприроды, которые введут понятие Ачимовка как геологический объект.
«Одним из предложений является льготирование Ачимовки в рамках закона об Арктике. Мы внесли предложение по применению для нее коэффициента по НДПИ на уровне 0,15. Мы считаем, что вместе с доступными региональными льготами этого было бы достаточно. Но это не единственный вариант. После того, как Ачимовка будет выделена как отдельный объект, у нас появится возможность создавать адресные решения для данной категории запасов», - уточнил В. Яковлев.
Еще одно месторождение, в отношении которого компания не может воспользоваться механизмом НДД, - Южно-Приобское. Оно не было включено в пилот в силу своего масштаба. При этом компания отмечает важность выхода с инициативой о налоговом вычете, которая позволит поддерживать на месторождении добычу и уровень активности.
Ситуацию В. Яковлев обозначил следующим образом: «Геологические условия на Южно-Приобском месторождении стремительно ухудшаются. За последние 3 года коэффициент Kh (проницаемость на мощность пласта) ухудшился в 3 раза. Мы пришли к такому положению вещей, когда за счет поступательных улучшений найти решение невозможно. Те запасы, которые нам дальше предстоит разбуривать – это уже ультранизкие проницаемости, совершенно другие геологические условия. Поэтому мы так активно выступили с инициативой о налоговом вычете. Мы промоделировали десятки участков месторождения, а также нашли оптимальную величину, оптимальные условия раздела ценностей между государством и недропользователем, которые максимизируют эффект для обеих сторон. Это эквивалентно снижению платежей по НДПИ на 13,5 млрд руб./год с направлением всех этих денег на дополнительный объем бурения. За 10 лет мы планируем получить 75 млн т дополнительной нефти. Налоговая эффективность двукратная, т.е. налоговые поступления более чем в 2 раза превысят ту величину в год, которую я обозначил».
Крайне важна и работа компании на Ямбургском месторождении: сейчас «Газпром нефть» находится там на самой ранней стадии изучения ачимовских залежей. На данный момент пробурены 2 скважины, еще 2 будут пробурены в 2020 г. Далее планируется приступить к этапу опытно-промышленных работ, чтобы создать целевую технологию бурения и заканчивания скважин для данной категории запасов. Руководство компании заверило: частично подход будет повторять работу на Бажене. Таким образом, на 1м этапе ключевой задачей станет не максимизация добычи на каждой скважине, а изучение геологии на огромном участке и решение всех неопределенностей по этому проекту.
Автор: С. Бабаева
