«САЛЫМ ПЕТРОЛЕУМ ДЕВЕЛОПМЕНТ Н.В.» (СПД), совместное предприятие «ГАЗПРОМ НЕФТИ» и SHELL, в активе которого месторождения, находящиеся на поздней стадии разработки, недавно переломило многолетний тренд падения добычи и планирует рост. А уникальный для России проект повышения нефтеотдачи на Салымской группе месторождений позволил получить кин, вдвое превышающий среднемировые показатели. о новых задачах компании корреспонденту «НИК» Виктору Прусакову рассказал генеральный директор СПД Майкл Коллинс.

«НиК»: Г-н Коллинс, вы возглавили СПД летом 2018 года, до этого много лет работали в Shell. Как намерены использовать накопленный опыт в новой должности?

— Мне посчастливилось работать в разных странах мира, и на суше, и на шельфе, в том числе в проектах с немалыми рисками, руководить коллективами в несколько тысяч человек Ознакомившись с работой СПД, ее командой, могу уверенно сказать – это уникальная компания, сумевшая воплотить передовые наработки обоих акционеров. Моя нынешняя задача – аккумулировать лучший мировой и российский опыт, чтобы помочь достичь максимальной эффективности во всех отношениях – техническом, производственном, коммерческом и, конечно, с точки зрения человеческого капитала.

МЕСТОРОЖДЕНИЯ САЛЫМ ПЕТРОЛЕУМ ДЕВЕЛОПМЕНТ

Год открытия Площадь км² Запасы*, млн т

Западно-Салымское

1987

828,7

96

Верхнесалымское

1966

952,3

25

Ваделыпское

1989

433,5

18

Извлекаемые запасы по категориям С1+С2 Источник: СПД.

«НиК»: Вы пришли на Салымский проект накануне завершения испытаний новой для России техналогии. Судя по всему, этой технологии прочат большое будущее?

– Речь идет о методе АСП – закачке в пласт трехкомпонентной смеси из анионного поверхностно- активного вещества (ПАВ), соды и полимера. Такой «коктейль» значи­тельно улучшает вытесняющую спо­собность закачиваемой жидкости и, кроме того, позволяет мобилизо­вать оставшуюся после заводнения нефть за счет уменьшения поверх­ностного натяжения между нефтью и водой. Shell одной из первых нача­ла применять этот химический метод на своих месторождениях. Самый известный такой проект компания сегодня реализует в Омане, где ведет добычу в промыш­ленных масштабах.

В 2009 году стартовал пилотный проект по применению этой техно­логии на Западно-Салымском место­рождении. Сегодня проект завершен, его технические результаты весьма обнадеживающие. Коэффициент извлечения нефти на опытном участ­ке составил 69%, из них 17% – эффект от применения АСП-завод- нения. Для сравнения: средний пока­затель КИН в мировой нефтяной отрасли варьируется от 20% до 50%.

Испытания показали, что технология может иметь большое значение не только для участков нашей компании, но для всей Западной Сибири, где велика доля зрелых и истощенных месторождений. Есть расчеты, согласно которым с помощью АСП только в ХМАО можно извлечь из недр дополнительно 3,8 млрд тонн нефти.

«САЛЫМ ПЕТРОЛЕУМ»

ЛИЦЕНЗИОННЫЕ УЧАСТКИ И ОБЪЕКТЫ САЛЫМ ПЕТРОЛЕУ ДЕВЕЛОПМЕНТ

«Салым Петролеум Девелопмент Н.В.», совместное предприятие «Газпром нефти» и Shell, с 2003 года разрабатывает Верхнесалымское, Западно-Салымское и Ваделыпское месторождения (ХМАО) с запасами С1+С2 140 млн тонн нефти.

В 2011 году компания достигла пикового уровня годовой добычи в 8,5 млн тонн. К настоящему времени суммарные инвестиции в Салымский проект достигли 45 млрд рублей, накопленная добыча превысила 70 млн тонн.

«НиК»: Какие практические шаги для этого требуются?

– Главная задача – перенести технический успех пилотного проекта на коммерческую основу. Без налоговых льгот применение этой дорогостоящей технологии нерентабельно. Сегодня компания, ее акционеры обсуждают с профильными министерствами возможные схемы налогового стимулирования внедрения подобных технологий. Это комплексная работа, поскольку любые изменения в этой сфере важно рассматривать с учетом интересов всех нефтяных компаний и влияния на отрасль в целом.

«НиК»: То есть тиражирование технологии на другие месторождения зависит от решения налогового вопроса?

– Не только. В любом случае АСП придется конкурировать с дру­гими нашими проектами, поэтому о сроках включения этой технологии в наш бизнес-план говорить преждевременно. Она важна для нас в долгосрочной перспективе. Более того, и в техническом плане работа далеко не закончена. Чтобы интег­рировать технологию в существую­щие производственные процессы и протестировать их с учетом воз­можных рисков, предстоит прове­сти еще целый ряд исследований.

АСП-заводнение обеспечило на опытном участке Западно-Салымского месторождения КИН 69%, а в среднем по миру этот показатель варьируется от 20% до 50%

«НиК»: А как будет решаться вопрос с поставками необходимых химреагентов? Сообщалось, что ПАВ и полимер для пилотного проекта компания закупала за рубежом. Рассматривалась ли возможность локализации производства в России?

– Это еще одна задача, которую требуется решить для внедрения технологии в практику нефтедобывающей отрасли. Привлечение местных производителей действительно было бы оптимальным вариантом, поскольку при полномас­штабном применении АСП постав­ки из-за рубежа обойдутся недешево. Но пока неясно, смогут ли российские поставщики обеспечить поставки химреагентов в необходимом объеме. Это вопрос для всей отрасли. Наиболее вероятный вариант – смешанная логистическая схема с участием зарубежных и российских поставщиков. Это позволит, с одной стороны, снизить транспортные расходы, с другой – обеспечить надежность и бесперебойность поставок

«НиК»: Месторождения СПД разрабатываются полтора десятилетия. В позапрошлом году компании удалось остановить начавшееся в 2012-м снижение добычи. За счет чего это достигнуто?

Наши лицензионные участки сравнительно невелики, поэтому для нас особенно важно получить от них максимальную отдачу Ком­панией, в том числе усилиями акционеров, накоплен в этом деле хороший опыт. Это и общая опти­мизация производственных про­цессов, и различные меры по интенсификации добычи: «умные» скважины, горизонтальное буре­ние, зарезка боковых стволов, ГРП, в том числе многостадийный. Кроме того, благодаря успешной геолого­разведке компания нарастила ресурсную базу. Коэффициент замещения запасов у СПД в последние годы стабильно выше единицы. Это также способствовало росту добычи.

«НиК»: Ранее компания говорила о цели уже в 2020 году выйти на уровень добычи в 7 млн тонн. Планы остаются в силе?

- В ближайшие годы мы ожидаем роста добычи. В том числе за счет реализации программы ГРР, о которой я упомянул. Этот фактор в сочетании с постоянной оптимизацией производства и грамотным распределением инвестиций делает наши цели достаточно реалистичными.

ДОСЬЕ Майкл Коллинс

Майкл Коллинс родился в Австралии. Окончил Университет Нового Южного Уэльса в Австралии по специальности «горная инженерия», получив диплом с отличием первой степени. Имеет 20-летний опыт работы в сфере разведки и добычи нефти.

С 1998 года работал в концерне Shell, где занимал различные позиции в области строительства скважин на проектах по всему миру, включая Нидерланды, Филиппины, Норвегию, Бруней, Австралию. До назначения в Россию был вице- президентом по строительству скважин в совместных предприятиях группы компаний Shell.

С июня 2018 года – генеральный директор компании «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.».

«НиК»:Не помешают ли этому западные санкции, которые все более ужесточаются? По этой причине СПД ранее прекратила работы по освоению баженовской свиты.

– Некоторые сегменты нашего бизнеса действительно из-за санкций пришлось прекратить. Но в портфеле СПД остается целый ряд других интересных проектов, на которые санкции никак не влияют. Мы внимательно отслеживаем изменения в санкционном законодательстве, чтобы имеющиеся ограничения и запреты не препятствовали полноценной работе компании.

«НиК»: В 2016 году СГЩ запустила две скважины, пробуренные на ачимовскую свиту, и получила хороший приток нефти. Какие шаги в этом направлении предстоят в ближайшее время?

– Этот проект в перспективе должен стать важной составляющей нашего роста, поэтому мы уделяем ему пристальное внимание. Ачимовские залежи сложны для разработки из-за большой глубины залегания и очень низкой проницаемости. Себестоимость добычи из таких пластов велика. Сейчас изучаем информацию, полученную по данным из пробуренных скважин. В ближайшее время планируем провести более глубокие исследования, чтобы оценить возможность повышения рентабельности проекта и потенциальные издержки.

«НиК»:Как идут дела на южной части Верхнесалымского месторождения где компания реализует проект «Южный хаб»?

– На этом участке обустраивается несколько кустовых площадок и уже идет добыча с использованием имеющейся инфраструктуры. Сейчас на согласовании у акционеров план строительства дополнительных инфраструктурных объектов, в том числе расширение мощности УПСВ, сети электроснабжения и трубопроводов, что позволит в ближайшие несколько лет ввести запасы «Южного Хаба» в полномасштабную разработку. Благодаря этому мы сможем компенсировать падение добычи на Западном Салыме, где многие скважины имеют 90%-ную обводненность. Так что в перспективе значимость «Южного хаба» будет возрастать.

«НиК»: Бурением в СГЩ традиционно занимаются два подрядчика – «Сибирская сервисная компания» и германская КСА Deutag. Чем объясняется такой выбор?

– Это не единственные наши традиционные партнеры. Мы предпочитаем строить долгосрочные отношения с подрядчиками, при этом наряду с высокой квалификацией ставим во главу угла безопасное производство, надежность и честность. Конечно между буровыми компаниями есть конкуренция, что побуждает работать еще эффективнее.

«НиК»: Вы упомянули, что лицензионная территория СПД ограничена. Планируете ли ее расширять, приобретать новые участки?

– Задача любой компании – искать пути развития бизнеса, которые соответствовали бы ее возможностям. Работаем вместе с акционерами в этом направлении.

С 2016 года «САЛЫМ ПЕТРОЛЕУМ» переломила тенденцию снижения добычи и в ближайшие годы ожидает рост.

Назад к списку
публикаций