Рустам Халимов, член совета директоров ПАО «Татнефть», первый заместитель генерального директора по разведке и добыче нефти и газа
Жданеев: — «Татнефть» является одной из самых инновационных российских компаний, которая работает с нетрадиционными запасами, с высоковязкой нефтью. Расскажите, насколько текущая ситуация повлияет на то, что вы добываете, как добываете, и возможна ли, в целом, рентабельная разработка высоковязких нефтей в текущих условиях?
Халимов: — Действительно, в условиях снижения спроса и цен на нефть «Татнефть», как и другие производители нефтегазового сектора, вынуждена реагировать на ухудшение финансовых показателей и снижение денежных потоков. Мы подготовили различные варианты производственной программы, различные сценарии развития событий: от умеренного до стресс-сценария, которые включают в себя и прогнозирование добычи нефти, и корректировку инвестиционной программы. Мы вынуждены констатировать, что будем сокращать эксплуатационный фонд скважин. С точки зрения инвестиционной программы мы планируем переориентироваться от инвестирования в нефтедобычу в сторону переработки нефти.
Если говорить об ограничении добычи, то по компании «Татнефть» это будет реализовываться остановкой наименее эффективного фонда скважин с учетом, конечно, условий разработки конкретного участка недр.
Остановка почти 20% добычи нефти, для нас это почти 40% эксплуатационного фонда скважин, не может не сказаться на показателях работы. Это уже является вопросом, который связан не только с экономическими показателями работы единичной скважины, но и работой участка недр, соответствующих пластов, инфраструктуры. Мы постараемся поддерживать работоспособность таких скважин, и, конечно же, будем уделять внимание нагнетательным, потому что основные наши объекты находятся на поздней стадии разработки и без соответствующего фонда нагнетательных скважин очень сложно поддерживать необходимый уровень добычи.
Что касается сверхвязких нефтей (СВН), действительно, сегодняшние цены, наверное, приведут к тому, что мы несколько снизим темпы развития проектов по СВН. На данном этапе с учетом уже проделанной работы по оптимизации затрат и повышению эффективности производства добыча сверхвязкой нефти будет продолжена. Дело в том, что с точки зрения эксплуатационных затрат сегодня мы реализовали очень много мероприятий, которые позволяют нам вывести их практически на уровень рентабельности. И второе, на мой взгляд, более важное, — из-за возможного охлаждения паровой камеры существует риск остановки этих скважин. Это специфика добычи сверхвязких нефтей, и ее нам приходится учитывать. Охлаждение паровой камеры с последующей конденсацией пара и перераспределением нефтенасыщенности может привести к необратимым потерям части запасов и снижению инвестиционной привлекательности объекта в целом. Поэтому здесь мы тоже разработали несколько сценариев развития событий и планируем, что добыча СВН у нас будет продолжена.
Жданеев: — Вы сказали, что будет переориентация инвестиционных затрат на нефтепереработку и нефтехимию, уточните, пожалуйста, куда конкретно. Вы ведь знаете, что сейчас мощность переработки в РФ уже превышает потребление, а здесь, куда конкретно вы хотели бы инвестировать? И будет ли «Татнефть» и дальше развивать успешный опыт импортозамещения, которое в компании реализуют уже многие годы?
Халимов: — «Татнефть» продолжает наращивать объемы переработки, расширять ассортимент и повышать качество продукции. 17 апреля мы запустили в эксплуатацию две установки — гидроочистки тяжелого газойля коксования и экстрактивной дистилляции сульфоланом. Работа была выполнена в рамках второй очереди строительства нефтехимического комплекса «ТАНЕКО», где на сегодняшний день мы вышли на 1 млн 200 тыс. т переработки в месяц. Реализация планов в этом направлении будет продолжаться, сейчас ведется строительство и пуско-наладочные работы на установках средних дистиллятов и на установке замедленного коксования. Мы планируем выйти на уровень переработки 15 млн т в год без выпуска мазутов.
По поводу ориентации на отечественные технологии и оборудование — здесь я хотел бы сказать, что наша компания изначально при реализации проектов нефтепереработки взяла курс на технологии и оборудование российского машиностроения. Доля отечественного оборудования во всем комплексе «ТАНЕКО» составляет более 90%. Также мы ведем проекты по замещению импортных автоматизированных систем управления технологическим процессом (АСУ ТП). В этом нам помогает сотрудничество с институтом нефтехимического синтеза РАН РФ, институтом катализа имени Г. К. Борескова и другими научными организациями. Положительный опыт, который мы с ними наработаем, будет использован «Татнефтью» при создании новых нефтехимических производств. Развитие нефтепереработки и нефтехимии — это важное направление, которое даже в условиях кризиса мы не планируем останавливать.
Жданеев: — После 2014 года нефтесервисные компании (нефтесервис) тяжело себя ощущают с точки зрения тех финансовых условий, в которых они оказались, сейчас они вступают в фазу очередного кризиса. По Вашему мнению, как недропользователи совместно с нефтесервисными компаниями смогут этот кризис пережить, и как выстраивается работа у вас с подрядчиками?
Халимов: — Действительно, ситуация, которая сложилась в отрасли, в первую очередь ударила по нефтесервисным компаниям. Нефтедобывающее предприятие в рамках ограничения добычи нефти вынуждено сокращать инвестиционные программы в геолого-технические мероприятия. В связи с этим мы совместно с другими нефтедобывающими компаниями направили в Минэнерго предложения по поддержке нефтесервиса, где прописано что мы могли бы реализовать при определенной господдержке. Самое главное, нужно сохранить коллективы, квалифицированные кадры, чтобы не допустить того, что мы после выхода из кризиса не оказались без наших подрядчиков.
Жданеев: — Планирует ли компания сворачивать свою деятельность в Тимано-Печерской нефтегазовой провинции?
Халимов: — У нас есть проекты в Ненецком автономном округе. Мы эти проекты не сворачиваем. На сегодняшний день там завершен определенный цикл, по ряду объектов окончен разведочный период. Сейчас мы проводим работу по подсчету запасов, разрабатываем проектную документацию для организации последующей добычи. По разведочным участкам работы также будут продолжены. Этот проект жив и в дальнейшем будет реализован.
Сергей Деветьяров, исполнительный директор проекта «Ямбург», «Газпромнефть-Заполярье»
Жданеев: — «Газпром нефть» планировала часть ТРИЗ, которые находятся в ведении компании, разрабатывать с зарубежными коллегами. Как изменятся сейчас планы или они уже изменились? И второй момент, насколько сейчас возможна разработка ТРИЗ в текущих рыночных условиях, какие технологии вы планируете или уже используете при разработке ачимовской толщи? Прокомментируйте, пожалуйста, эти два момента.
Деветьяров: — Начну с технологий. Ачимовская толща распространена по всей Западной Сибири. И она очень разная. Мы в «Газпром нефти», исходя из ключевых параметров объектов, условно выделили три кластера: западный и восточный, которые успешно разрабатываются и, по данным Госбаланса, в начале 2019 года из них добыли более 310 млн т, и северный, по которому накопленная добыча близка к нулю. Я буду говорить про «ачимовку» северного кластера. Географически это север ЯНАО, характеризуется наиболее сложными горно-геологическими условиями. Это большие глубины залегания — в среднем 3 км, очень низкая проницаемость, и общая проблема для всей «ачимовки» — непрогнозируемый характер насыщения. Как итог всего перечисленного — очень низкий коэффициент извлечения нефти (КИН). Исходя из этих технологических вызовов, мы формируем запрос на технологии.
Я бы выделил три глобальных направления. Первое — повышение эффективности скважин, как и на любом проекте нам необходимо достигать показателя отношения дебита к капитальным затратам. Второе — нужно разрабатывать методики локализации запасов и определения свойств, в том числе характера насыщения. Третье — повышение КИН. Мы делаем ставку на смешивающее вытеснение нефти с газом.
Я руковожу проектом «Ямбург» — ачимовские залежи. На этом проекте отрабатываются конкретные технологии, которые требуются. При такой низкой проницаемости 0,1–0,2 миллидарси необходимо создание искусственной трещиноватости, то есть проводить гидроразрывы пласта (ГРП). От эффективности ГРП (горизонтально направленное бурение) во многом зависит экономическая успешность единичных скважин, и экономическая эффективность проекта в целом. У нас уже сейчас есть запрос на более совершенную технологию, нам нужны высокорасходные ГРП, с повышением расхода до 12 куб. м в минуту, мы целимся на применение чистых безгуаровых жидкостей для ГРП. Сейчас наше текущее достижение на проекте — это расход 6 куб. м в минуту, то есть в два раза ниже целевого, при этом мы использовали достаточно стандартные жидкости ГРП. Это тот технологический предел, который мы смогли купить на рынке.
Следующее — также, исходя из очень низкой проницаемости, мы вынуждены бурить горизонтальные стволы. При этом наличие множества несовместимых зон бурения усложняют конструкцию скважины. В итоге увеличивается стоимость транспортного ствола. Просто дойти до объекта — это уже стоит больших денег. В таких условиях абсолютно логично увеличивать длину горизонта и количество стадий ГРП, либо переходить на многозабойную скважину также с проведением многостадийного ГРП. Текущее наше достижение на проекте — это горизонтальный ствол длиной 1800 м с 18 стадиями ГРП. Сейчас как раз мы эту скважину пробурили и готовимся к проведению гидроразрыва пласта. Общая длина такой скважины составила 6,5 километра. Использовали бурение на управляемом давлении. Эту услугу нам предоставила крупная международная сервисная компания — ее российское подразделение. Эту скважину на сегодня мы считаем пределом на сервисном рынке РФ. У нас есть запрос на бурение еще более длинных горизонтальных стволов, хотелось бы иметь техническую возможность бурить 3 км, но сейчас ее нет. Как и нет возможности осуществлять бурение многозабойных скважин с уровнем заканчивания ТАМL-5.
Мы понимаем, что, если будем вставать на плановые рельсы, нам нужно привлекать на проект буровые установки нового поколения, при этом нужно смотреть на возможность использования новых материалов при строительстве скважин. Возможно, настало время задуматься о смене стали на что-то более технологичное, более легкое.
По локализации запасов и определению свойств мы уже сейчас на уровне «Газпром нефти» реализуем проект «цифровой керн». Это очень интересный проект, интенсивно двигается, ведется камеральная работа, которая будет продолжаться.
Нашим потенциальным технологическим партнерам мы ставим задачу прогнозирования характера насыщения, но на этот технологический вызов пока ответов нет.
Повышение добычи нефти — задача стратегическая. Сейчас для проекта «Ямбург» в Сколтехе завершили лабораторные исследования. Мы определили давление смесимости для различных газов. Следующий этап — определение закачки азота в единичную скважину. Далее — выбор и формирование полноценного участка в смешивающем вытеснении. Здесь у нас есть запрос на инфраструктурные решения, которые при приемлемой стоимости обеспечивали бы подачу газа с необходимым давлением и расходом. К сожалению, если использовать традиционные подходы, несмотря на то что по итогам лабораторных исследований КИН повышается значительно, эта технология экономически нецелесообразна.
По поводу продолжения разработки ТРИЗ. История с ТРИЗами — стратегическая. Это не 2–3 года, это горизонт 10 + лет. Понятно, что в текущих условиях заниматься ТРИЗами в прежнем темпе, наверное, никто не будет. Проведение полноценных технологических экспериментов, бурение и запуск в работу сложных дорогих скважин — сейчас это нерентабельно. Очень нелогично бурить на ТРИЗ прежним темпом, при этом из-за дефицита спроса останавливать скважины на текущих активах экономически нецелесообразно. Понятно, что темпы работ будут снижены, но совершенно точно, они не будут остановлены. С точки зрения стратегии, эти запасы могут понадобиться на горизонте 10 лет, и нужно быть готовыми к вовлечению их в разработку.
Сейчас сложная ситуация — идет глобальный пересмотр портфеля, но по проекту «Ямбург» — это классический ТРИЗ — принято решение завершить текущий этап полевых работ. Это значит — освоить и запустить в работу пробуренные скважины, получить необходимую информацию. Конечно, далее проект будет переходить больше в режим камеральных работ. И решения по нему будут приниматься во многом в зависимости от изменения внешних по отношению к компании факторов.
Мы провели с несколькими компаниями технические сессии, где поделились опытом — они с нами, мы с ними. В каком-то виде такое инженерное взаимодействие будет продолжаться, но пока никаких решений не принято.
Жданеев: — Вы сказали о технологиях, которые сейчас используете на своем проекте. С 2014 года многочисленные усилия, в том числе со стороны Минэнерго и Минпромторга, были направлены на то, чтобы создать российские аналоги таких технологий. Сейчас, как вы знаете, запущен проект по созданию российской установки ГРП. Разработки таких технологий, как и создание новых решений по освоению ТРИЗов, требуют не один год кропотливой работы. Как вы планируете взаимодействовать с разработчиками российских аналогов, чтобы эти разработки, несмотря на кризис, появились, и чтобы скорость разработок не уменьшилась в настоящее время?
Деветьяров: — «Газпром нефть» в этом направлении двигается по проекту «Бажен». Наверное, главная причина почему существует проект «Ямбург», потому что «Бажен» — санкционный. Может, и хотели бы купить заграничные аналоги, но сейчас это невозможно. Значит их нужно создавать. В частности, ГРП, как я знаю, создается под проект «Бажен». Просто он нам не очень подходит с точки зрения характеристик. Нужно еще дорабатывать. По «Ямбургу», который направлен на разработку ачимовки — это история не санкционная, объем геологических запасов тоже значительный, на Госбалансе более 10 млрд тонн.
Если к этой истории мы будем возвращаться, то для потребителя российский аналог должен быть как минимум не хуже, чем то, что можно купить на рынке у зарубежных технологических компаний. Но, насколько мне известно, сейчас это не всегда получается.
Жданеев: — Тут дорогу осилит идущий.
Алексей Дубинин, начальник отдела Департамента станкостроения и инвестиционного машиностроения Минпромторга России
Жданеев: — Говоря об импортозамещении, невозможно не обращать внимание на ситуацию, складывающуюся в смежных отраслях. Расскажите, что сейчас происходит с промышленными предприятиями, и каким образом Минпромторг планирует поддержать предприятия отрасли.
Дубинин: — Российская экономика в 2020 году столкнулась с глобальным кризисом, связанным с одной стороны, с распространением коронавирусной инфекции, который негативно влияет на потребление в самых разных областях и сферах, с другой стороны — со снижением цен на нефть и ростом курса доллара.
На сегодняшний день большинство предприятий нефтегазового и энергетического машиностроения находятся на удаленном режиме работы. Продолжают свою деятельность предприятия, осуществляющие непрерывное производство, исполняющие гособоронзаказ, а также деятельность которых связана с борьбой с COVID-19. В этой связи в 2020 году мы ожидаем некое снижение производства нефтегазового и энергетического оборудования. Безусловно, эта величина будет связана с тем, как быстро мы сможем выйти из данной ситуации. Необходимо отметить, что власти принимают все необходимые меры для минимизации последствий влияния пандемии. В целях осуществления контроля сложившейся обстановки мы организовали мониторинг финансового-экономического состояния предприятий с целью оказания оперативного финансового оздоровления. Регулярно проводим стресс-тестирование и на основе полученных результатов прорабатываем необходимые меры господдержки.
Совместно с министерством экономического развития мы подготовили параметры отбора системообразующих предприятий. Для нефтегазовых и энергетических предприятий эти параметры едины — это размер выручки за 2019 год не менее 2 млрд руб. и численность работающего персонала не менее 250 человек.
На сегодняшний день в указанный перечень включены уже 57 организаций, в том числе «Волгограднефтемаш», «Силовые машины», «Уральский турбинный завод» и многие другие. Список динамичный, мы будем его периодически актуализировать, добавляя туда другие компании.
Мы подготовили ряд инициатив в части поддержки. Подписано постановление, согласно которому российским предприятиям можно будет получить кредит на текущую деятельность по сниженной процентной ставке. На эту меру правительством РФ будет направлено порядка 23 млрд рублей. Также утверждено постановление о госгарантиях по кредитам или облигационным займам, привлекаемых юрлицами в рамках мер, направленных на решение неотложных задач по обеспечению текущего развития.
Упрощен въезд иностранных специалистов, задействованных для пуско-наладки и обслуживания высокотехнологичного оборудования иностранного производства. Помимо срочных мер поддержки хотел бы напомнить про действующие механизмы.
Минпромторг осуществляет поддержку предприятий на всем жизненном цикле создания продукции. Поддержка и создание производства осуществляется посредством льготных займов развития промышленности по более чем 10 различным программам. Поддержка проведения НИОКР осуществляется через единую субсидию, которой предусмотрено компенсация затрат на проведение НИОКР (принято в конце прошлого года) при разработке новых видов продукции.
В рамках дорожной карты мы в прошлом году подготовили меры поддержки для проекта по созданию флота для проведения ГРП. Согласно программе, к 2023 году мы планируем получить полноразмерный флот ГРП, который будет создан по согласованию с основными нефтегазовыми и нефтесервисными компаниями. Продолжается работа над программой по созданию производства сжиженного природного газа, мы продолжаем испытание криогенного стенда для испытания насоса СПГ.
Хотел бы отметить меры по поддержке создания газовых турбин большой мощности.
В связи с трудностями ввоза и поставками продукции из-за рубежа могут возникнуть некие разрывы, поэтому мы плотно взаимодействуем с компаниями ТЭК в части замещения компонентов и узлов иностранного производства. Мы планируем консолидировать корпоративный спрос и составлять дорожные карты по поддержке данных направлений в части локализации комплектующих на территории РФ.
Жданеев: — Сейчас произошла девальвация рубля, и российская продукция стала более конкурентноспособной, во всяком случае, по цене. Как Вы считаете, ожидается ли рост потребности российской продукции, и насколько программа импортозамещения изменит свои параметры в связи с текущей ситуацией?
Дубинин: — Мы действуем в рамках программы по импортозамещению, которая была принята в 2014 году. Соответственно, по показателям данной программы мы завершили 2019 год с импортозависимостью 45% и стремимся достичь в 2020 году показателя 43%. Мы будем развивать тот задел, который был создан в предыдущие годы. Соответственно, те НИОКРы, которые велись, и будут продолжаться.
В связи с кризисом мы отмечаем, что российское оборудование получает преимущество в части продукции компаниям ТЭК. Я думаю, мы сможем достичь показателей по импортозамещению, которые нам были поставлены в 2014 году. А по реальным цифрам делать прогнозы достаточно рано. Все-таки ситуация, которая идет, это блицкриг, более конкретно будет понятно во втором полугодии и ближе к концу года.
Жданеев: — Будут ли нефтегазовые компании проводить обновление парка буровых установок?
Дубинин: — К нам выходят компании с этим вопросом, во взаимодействии с банками мы планируем проработать меру поддержки по стимулированию обновления парковых установок. Надеюсь, что правительство в этом плане нас сможет поддержать. Также мы занимаемся разработкой критериев к российской продукции и стимулируем компании в части приобретения ими оборудования, которое произведено на территории РФ.
