ГлавнаяПресс-центрИнтервьюИнтервью Первого вице-президента по разведке и добыче ПАО АНК «Башнефть» М.Е. Ставского журналу «НефтеКомпасс»

Интервью Первого вице-президента по разведке и добыче ПАО АНК «Башнефть» М.Е. Ставского журналу «НефтеКомпасс»

27 Янв, 2014

За последние пять лет «Башнефти» удалось пройти путь от регионального игрока, деятельность которого сосредоточена в республике Башкортостан, до полноценной нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей вертикально-интегрированной компании, владеющей перспективными активами в России и за рубежом. «Башнефть» на протяжении последних нескольких лет уверенно удерживает ежегодный уровень добычи на зрелых месторождениях выше 15 миллионов тонн (300,000 баррелей в сутки) и надеется на ее рост после запуска в прошлом году месторождений им. Требса и Титова. Об успехах компании в секторе upstream, а также о планах на будущее в интервью журналу НефтеКомпасс рассказал первый вице-президент «Башнефти» по разведке и добыче Михаил Ставский.

В: Какой уровень добычи был запланирован на 2013 г.? Удалось ли достичь данного показателя?

О: 2013 год для «Башнефти» был очень успешным с точки зрения добычи - ежесуточная добыча компании превышала 45 000 т, это лучший результат за последние 18 лет - с 1995 года, когда эта цифра достигала 43 000 тонн в сутки. Согласно нашим планам, добыча компании в 2013 году должна была составить 15,563 млн т против 15,437 млн т в 2012 году. План был выполнен уже 20 декабря. В результате объем добычи, с учетом месторождений им. Требса и Титова, составил в 2013 году 16,073 млн тонн, что на 4.1%, выше показателя 2012 года. Мы стараемся выполнять данное несколько лет назад обещание в течение 3-4 лет удерживать добычу на наших зрелых месторождениях на уровне 15 млн т. Три года уже позади, и сейчас мы добываем даже больше этого уровня. Думаю, что «полку» в 15 млн для зрелых месторождений мы сохраним дольше, чем обещали.

В: Увеличение добычи происходит в основном за счет запуска месторождений им. Требса и Титова?

О: У многих создается ощущение, что основной прирост добычи «Башнефти» обусловлен запуском месторождений им. Требса и Титова. Однако, из более чем 630 000 т прироста в 2013 г., 54% приходятся на наши традиционные месторождения в Башкирии и 46% - на месторождения им. Требса и Титова.

В: Какой уровень добычи вы ожидаете в 2014 г.?

О: Я не могу назвать точную цифру, но мы рассчитываем добыть свыше 15,5 млн т на зрелых месторождениях и до 900 000 т на месторождениях им. Требса и Титова.

В: Расскажите, что было сделано на месторождениях им. Требса и Титова в 2013 г.?

О: В прошлом году добыча на месторождениях в целом почти достигла ожидаемого уровня 300 000 т. Мы выполнили весь объем запланированных работ, включая строительство инфраструктуры и запуск месторождений в опытно-промышленную эксплуатацию даже раньше намеченного срока. Разработка месторождений им.Требса и Титова - очень серьезный проект как для «Башнефти», так и для страны в целом, потому что таких крупных месторождений с запасами более 140 млн т по категории С1+С2 осталось совсем немного. Я повторю, что мы запустили месторождения в рекордно короткие сроки – все работы были закончены за два сезона, хотя обычно на это уходит не менее пяти лет. Если говорить о том, что уже было сделано, то в настоящее время расконсервировано 12 разведочных скважин из 29, которые были куплены у «Лукойла». Кроме того, построены межпромысловые трубопроводы, центральный пункт сбора нефти (ЦПС) мощностью 1,5 млн т в год, линии электропередач, напорный нефтепровод на Варандейский терминал, пункт приема-сдачи нефти в Варандее с коммерческим узлом, на котором мы сдаем нефть «Лукойлу». Кроме того, ведется строительство опорной базы промысла (ОБП) для создания максимально комфортных условий людям, работающим на месторождениях. Часть объектов там уже работает, в целом мы планируем запустить ее во второй половине 2014 г.

В: Понятны ли уже геологические особенности месторождений?

О: Месторождения им. Требса и Титова отличаются довольно сложной геологией. Это карбонатные месторождения, причем сам карбонатный коллектор находится под так называемыми сарачаевскими и тимано-саргайскими горизонтами активной глины, через которые надо пройти. Безусловно, мы сталкиваемся с определенными трудностями, как на любом другом месторождении. Однако я не сомневаюсь, что мы успешно решим все основные вопросы. Геология месторождений подтверждается. Стартовые дебиты соответствуют нашим ожиданиям. На сегодня мы отрабатываем темпы естественного снижения начальных дебитов, чтобы понять, как формировать систему поддержания пластового давления.

В: Каков план работ на месторождениях в 2014 г.?

О: В данный момент у нас в бурении находятся пять кустов скважин – два на месторождении им. Титова и три на месторождении им. Требса. Это эксплуатационное бурение. Параллельно будем вести доразведку месторождения - мы должны пробурить три разведочные скважины, чтобы получить дополнительную информацию, сопоставить ее с результатами сейсморазведки 3D, актуализировать геологическую модель, построить гидродинамическую модель.

Из 29 разведочных скважин, приобретенных у «Лукойла», 13 находятся на месторождении им. Требса и 16 - на месторождении им. Титова. К настоящему времени уже расконсервированы три скважины на месторождении им. Титова, но пока масштабной добычи здесь не будет, так как еще не построена труба между месторождениями. В 2014 г. мы должны расконсервировать еще три скважины на месторождении им. Титова и в 2015 г. - еще три скважины. Запускаться эти скважины будут вместе с вновь пробуренными эксплуатационными скважинами в 2015 г., когда мы построим нефтепровод между месторождениями им. Требса и Титова. В пилотном проекте на двух месторождениях у нас должно быть 16 эксплуатационных скважин, из которых две уже работают на месторождении им. Требса.

В: Эти работы ведутся в рамках опытно-промышленной добычи. Когда начнется полноценная добыча с месторождений?

О: В 2016 г. План по развитию проекта у нас разбит на три этапа: до 2016 г. мы достигнем уровня в 1,5 млн т, затем, с началом промышленной эксплуатации и вводом второй очереди ЦПС, мы планируем нарастить добычу до 3 млн т в год и до 2020 г. намерены выйти на максимальный уровень добычи в 4.8 млн т. Когда мы будем выходить на пиковую добычу, у нас в работе будет более 200 скважин.

В: На протяжении какого времени вы планируете удерживать максимальный уровень добычи?

О: Мы будем стараться продлить пиковую добычу как можно дольше, при этом разрабатывать месторождения с учетом получения максимального коэффициента нефтеоотдачи.

В: Менялись ли планы по планируемым инвестициям в проект?

О: Мы говорили, что общие вложения составят около 180 млрд рублей. Пока мы ориентируемся на эту цифру.

В: Какие мероприятия вы проводите для поддержания добычи на зрелых месторождениях?

О: Как я уже говорил, 54% общего прироста добычи в 2013 г. пришлось на зрелые месторождения. Это означает, что добыча на таких месторождениях продолжает расти как за счет ввода новых месторождений, например, открытого в 2012 г. месторождения им. Афанасьева, так и за счет повышения и удержания эффективности геолого-технических мероприятий, которые мы выполняем. Если говорить о новых месторождениях, то только в Башкирии с 2009 г. было открыто восемь новых месторождений с запасами около 10 млн т по категории С1, многие из которых были быстро запущены в эксплуатацию. К основным геолого-техническим мероприятиям на зрелых месторождениях относятся ввод новых скважин, в т.ч. с горизонтальным окончанием ствола, гидроразрыв пласта, реперфорация, обработка призабойных зон, зарезка боковых стволов, оптимизация и интенсификация режима работы скважин. Наша основная задача состоит в том, чтобы темпы падения по базовой добыче компенсировались дополнительной добычей от всех геолого-технических мероприятий. И эта задача успешно выполняется.

В: Что происходит с добычей в других регионах?

О: «Башнефть» ведет добычу в Татарстане, где расположена часть Туймазинского месторождения, а также в Оренбургской области и Нижневартовском районе ХМАО. В этих регионах также есть тенденция падения базовой добычи, но мы отрабатываем новые проекты разработки, применяем различные ГТМ для поддержания добычи на существующем уровне, а также планируем подключение новых запасов.

В: Какие еще регионы были бы интересны «Башнефти» с точки зрения добычи?

О: В соответствии с нашей стратегией, основным регионом для нас остается Республика Башкортостан с проектами по добыче и геологоразведке нефти и газа, а также нетрадиционных запасов. Кроме того, новым районом стратегического развития стал Ненецкий автономный округ, где у нас не только месторождения им. Требса и Титова, но и пять участков, на которых сейчас ведутся сейсмические работы. По их результатам мы будем строить геологическую модель, на 2015 г. будем планировать размещение поисковых скважин.

В: Вы упомянули интерес к разработке нетрадиционных запасов в Башкирии. Не могли бы вы рассказать об этом подробнее?

О: Я говорил о доманиковых отложениях, которые по сути являются прообразом сланцевой нефти. Однако пока мы только смотрим на возможные проекты, изучаем.

В: Башнефть участвует в двух зарубежных проектах – Блок 12 в Ираке и Блок EP-4 в Мьянме. Расскажите, что происходит на этих проектах?

О: В Ираке мы планируем зимой начать сейсмические работы. Вопрос по разминированию в этом районе уже решен. В Мьянме идет работа по созданию и согласованию с правительством плана геологоразведочных работ.

В: Как скажется на сегменте upstream недавно принятый налоговый маневр, уменьшающий экспортную пошлину на нефть и одновременно повышающий базовый налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ)?

О: Безусловно, налоговый маневр – это дополнительная налоговая нагрузка. Однако это решение государства, и оно определяет правила игры. Мы будет работать над тем, чтобы минимизировать возможное негативное влияние на компанию этих изменений.

В: Какие налоговые льготы были бы интересны компании?

О: Мы постоянно высказываем свои предложения министерству природных ресурсов, министерству энергетики. Идет нормальный диалог с представителями органов власти. Нам кажется, что помимо льгот для трудноизвлекаемых запасов необходимо создавать льготы для мелких месторождений, при которых компаниям было бы интересно с ними работать. Кроме того, мы обсуждаем вопросы утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Нормы по утилизации 95% ПНГ порой убивают экономику мелких месторождений, делают добычу с таких месторождений нерентабельной. Мы вплотную занимаемся исполнением требований по утилизации ПНГ, тратим значительные средства на строительство инфраструктуры – газопроводов, блочных электростанций. Но такой подход неэффективен для маленьких месторождений – для них нужна либо налоговая льгота, либо смягчение требований об обязательной утилизации 95% ПНГ.

В: Какой уровень утилизации ПНГ по компании Башнефти ожидаете в 2013 г.?

О: 76.4%. В 2014 г. можем подойти к уровню 85%-86%. На уровень 95% мы планируем выйти к концу 2015 г.