ПРОЕКТЫ

Эффективная реализация крупных проектов по разработке новых месторождений в России и за рубежом наря-

ду с повышением операционной эффективности действующих активов — основа стратегии «Газпром нефти»

в сегменте разведки и добычи, предполагающей достижение к 2020 году показателя в 100 млн тонн н.э.

Мы находимся в самом начале этого пути, но первые шаги уже сделаны — и сделаны в верном направлении.

На сегодня у компании сформированы четкие приоритеты в этой области, определено шесть ключевых круп-

ных проектов. В первую очередь, это три очень крупных актива на севере ЯНАО, которые должны сформиро-

вать новый мощный центр добычи нефти и газа. Оренбургский проект имеет отличный потенциал роста —

до 3 млн тонн н. э. и более в перспективе трех ближайших лет. Два проекта «Газпром нефть» реализует в самых

крупных нефтегазовых провинциях мира — Ираке и Венесуэле. Кроме того, активно формируется портфель

разведочных проектов, в том числе морских.

В рамках системы управления проектами, разработка которой началась в прошлом году, созданы эффек-

тивные команды: полномочный и компетентный руководитель, специалисты, способные реализовать все

задачи, от формирования концепции разработки до детального проектирования, строительства и бурения.

Утвержден основополагающий Стандарт по управлению крупными проектами, определяющий принципы их

этапной реализации, а в составе блока разведки и добычи компании создана специализированная организа-

ция «Газпромнефть-Развитие» — компактный, но очень важный центр компетенций, управления и развития

кадрового потенциала для крупных проектов.

Сейчас каждый проект — это уже 30–40 высококлассных специалистов. С переходом к активной фазе проект-

ных работ с каждым годом будет возникать необходимость во все большем количестве высокопрофессиональ-

ных кадров. Мы предполагаем использовать все каналы их привлечения: из предприятий компании, с рынка

и, разумеется, интенсивное развитие собственных сотрудников. С апреля 2011 года начинает работу Академия

управления крупными проектами «Газпром нефти», которая создается совместно с бизнес-школой Сколково

при поддержке компании Shell и с привлечением лучшей отечественной и международной экспертизы.

Начиная столь масштабную программу реализации крупных проектов в совершенно разных климатических,

геологических, географических, политических условиях, мы сталкиваемся и с совершенно новыми вызо-

вами в сфере охраны труда, техники безопасности и охраны окружающей среды (ОТ, ТБ и ООС). Создание

в «Газпромнефть-Развитии» и периметре самих проектов системы ОТ, ТБ и ООС, отвечающей высочайшим

международным стандартам, наш безусловный приоритет.

МАРАТ АТНАШЕВ, ДИРЕКТОР ДИРЕКЦИИ ПО КРУПНЫМ ПРОЕКТАМ БЛОКА РАЗВЕДКИ И ДОБЫЧИ ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ»

Уважаемые коллеги!

Приложение к журналу«Сибирская нефть»

Координатор проектаДепартамент корпоративных коммуникаций ОАО «Газпром нефть»

Главный редакторИгорь Свириз

Редакционная коллегияЕкатерина Стенякина, Дмитрий Лобач, София Мальцева, Ольга Сафина, Денис Ребров, Анастасия Плотникова, Станислав Живолуп

ТекстыМария Акулич

Приложение создано при участии «Ателье «Афиши»ООО «Компания Афиша»www.atelier.afi sha.ruНаталья Стулова, Алексей Симонов, Дарья Зенюкова, Татьяна Князева, Ксения Манохина, Светлана Кантонистова, Виталий Шебанов, Николай Сергеев

ПечатьТипография «ABT Group»

Все права на оригинальные материалы, опубликованные в приложении, принадлежат журналу «Сибирская нефть». Перепечатка без разрешения редакции запрещена

© К

РЕ

ДИ

Т П

ИСА

ТЬ Б

ОЛ

ЬШ

ИМ

И Б

УКВ

АМ

И

ЯМАЛЬСКИЙ КЛАСТЕРМороз до полусотни ниже нуля по полтора-два месяца кряду; ветер, букваль-но «срезающий» кожу с лица, — это север Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО). Условия экстремальные, но именно здесь расположены круп-нейшие месторождения нефти и газа, разработка которых в ближайшие десятилетия будет определять темпы развития всей отечественной нефтега-зовой отрасли. А в перспективе Ямал еще и плацдарм для освоения богатого углеводородами Арктического шельфа.Для «Газпром нефти» успешная реализация трех проектов, составляющих «Ямальский кластер», фактически гарантирует достижение стратегических целей — 2,2 млрд тонн извлекаемых запасов и ежегодная добыча 100 млн тонн н.э. к 2020 году.

2

ФО

ТО: И

ТАР

-ТА

СС; И

ЛЛ

ЮС

ТРА

ЦИ

Я: Н

АД

ЕЖ

ДА

АН

ДР

ИА

НО

ВА

ПРОЕКТЫ

ПРОБА ПЕРАРазработка группы Мессояхских месторождений

ПЕРСПЕКТИВНЫЙ ВЫВОДРазработка группы Мессояхских месторождений — один из наи-более значимых этапов по форми-рованию центра добычи на севере Ямала. Лицензии на разработку Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского участков принадлежат предприятию «Мессояханефтегаз», до недавнего времени входившего в «Славнефть». После оценки пер-спектив освоения актива соучреди-тели «Славнефти» — «Газпром нефть» и ТНК-ВР — в феврале нынешнего

года выкупили по 50% в «Мессояха-нефтегазе». Главные цели выделения предприятия из состава «Славнеф-ти» и, соответственно, перехода на прямое управление активом — повышение оперативности в при-нятии ключевых решений, упро-щение процедуры финансирования масштабной инвестпрограммы и расширение возможности по при-влечению заемного капитала. В про-цессе реализации проекта в каче-

стве оператора выступает «Газпром нефть», для которой это первый опыт разработки столь крупного актива фактически с нуля, а ТНК-BP будет выполнять функции «контролера качества».

НЕЛЕГКАЯ НЕФТЬ МЕССОЯХИИзвлекаемые запасы нефти и кон-денсата Западно- и Восточно-Мессо-яхского месторождений по категори-ям С1 + С2 составляют 629 млн тонн, газа — 220,3 млрд м³. Кроме того, в пре-делах месторождений оцененные

на сегодня извлекаемые перспектив-ные ресурсы нефти составляют поряд-ка 785 млн тонн, газа — 1 трл м³.По предварительной оценке, освое-ние Мессояхской группы обойдется акционерам «Мессояханефтега-за» в $20 млрд. Начало опытно-промышленных работ запланиро-вано уже на 2013 год, а старт полно-масштабной разработки — на конец 2015 — начало 2016 года. Ожидается, что на пике (2020–2030 гг.) годовая

добыча на месторождениях достиг-нет 20 млн тонн нефти и конденсата и 10 млрд м³ — газа.Нефть и газ Мессояхи нельзя назвать «легкими» сразу по ряду причин. Как и на других объектах Ямальско-го кластера, работы придется вести в тяжелых природно-климатических условиях Заполярья. Среднегодовая температура 10°C ниже нуля, долгая полярная ночь, сильный порывистый ветер, дующий 300 дней в году, — все

Одна из основных целей перехода на прямое управление активом — повышение оперативности в принятии ключевых решений

4 ПРОЕКТЫ

это требует внедрения инноваци-онных геологических, инженерных и технологических решений и осо-бого подхода к подбору персонала и обеспечению безопасности людей. Транспортная инфраструктура — вер-толеты и водный транспорт, передви-жение которых затруднено полярной ночью и ледовыми преградами.Нефтегазотранспортная инфраструк-тура — отсутствует полностью. В част-ности, необходимо строительство 500-километрового нефтепровода до нефтеперекачивающей станции «Пурпе» и 200-километрового газо-провода до компрессорной станции «Ямбургская». Кстати, схема транс-порта газа, которая разрабатывается совместно с «Газпромом», предусма-тривает решение вопроса с утили-зацией ПНГ, который также будет поставляться в систему газоснаб-жения. Это дает технологическую возможность добиться практически 100%-ной утилизации сразу после начала полномасштабной разработки месторождений.По предварительным оценкам, на строительство трубопроводов при-дется затратить порядка $1,5 млрд из общей инвестпрограммы. При этом на начальном этапе разработ-ки (2013–2014 гг.), пока объемы добы-чи будут незначительны (порядка 50 тыс. тонн), нефть предполагается перевозить автотранспортом по зим-никам до железнодорожной станции. В 2016 году около 3 млн тонн нефти уже планируется направить в нефте-провод «Заполярное — Пурпе».

РОСТ, ПРЕВЫСИВШИЙ ОЖИДАНИЯИзучение Мессояхских месторожде-ний ведется с 1995 года. За это время пробурены 42 разведочные скважи-ны, в 2010 году их число увеличилось еще на две.На обоих участках сейчас идут мас-штабные сейсмические и интерпре-тационные работы. За 10 лет изучения и проведения ГРР, Мессояха из груп-пы достаточно небольших месторож-дений стала гигантским объектом: размер извлекаемых запасов за это время вырос в 10 раз.По оценкам специалистов, и в даль-нейшем ежегодное приращение запа-сов может достигать 20–50 млн тонн. Соответственно, программа геолого-разведочных работ рассчитана как минимум на ближайшее десятиле-тие. В планах «Газпром нефти» прове-дение комплексной разведки в регио-не — это может расширить ресурсную базу почти на 1 млрд т н.э.Если говорить о ближайшей перспек-тиве, то на 2011 год запланированы следующие работы: ГРР, подготовка к опытно-промышленной разра-ботке, концептуальное проектиро-вание наземной инфраструктуры месторождений. Работы «на зем-ле» (подготовка грунта, научно-исследовательское сопровождение работ по конкретным объектам) и проектирование внешней инфра-структуры (ветки до магистального нефтепровода «Заполярье — Пурпе», автодороги, газопровода) запланиро-ваны на 2012 год.

220,3 МЛРД М³

ГАЗА, 629 МЛН

ТОНН НЕФТИ

И КОНДЕНСАТА— извлекаемые запасы Западно- и Восточно-Мессояхского месторождений

2,2 МЛРД Т Н.Э.— геологические запасы Мессояхской группы

33 МЛН Т Н.Э.в год — суммарная прогнозная добыча на пике по всем видам углеводородов

$20 МЛРД— прогнозные инвестиции в освоение Мессояхской группы

5

РЕСУРСЫ ПОД КРЫЛОМЭффективное освоение нефтяных ресурсов, находящихся на балансе «Газпрома», изначально было одной из важнейших задач, которая стоя-ла при создании «нефтяного крыла» энергетического холдинга. Для «Газ-пром нефти» это — дополнительно 15–20 млн тонн годовой добычи неф-ти к 2020 году. Один из крупнейших активов, передаваемых от материн-ской компании, — Новопортовское

месторождение, расположенное на полуострове Ямал. Завершение же процесса передачи лицензии, которой сейчас владеет дочернее предприя-тие «Газпрома» — «Газпром добыча Надым», ожидается до конца 2011 года.Впрочем, «Газпром нефть» уже разра-ботала план перспективного развития нового актива, ведь освоение Ново-портовского месторождения — один из важных этапов формирования нового кластера добычи на Ямале.

ТРАНСПОРТНЫЕ ВАРИАНТЫИзвлекаемые запасы Новопортов-ского месторождения по категории ABC1 + С2 — 238 млн тонн нефти, 13 млн тонн конденсата и 286 млрд м³ газа. Запасы здесь трудноизвле-каемые, и это обусловлено сразу несколькими факторами: низко-проницаемыми коллекторами (от 5 до 20 мД); наличием газовых шапок по всем нефтяным объек-там разработки; неблагоприятным соотношением площадей газовой и нефтяной частей всех нефтяных залежей (средняя ширина нефтяных оторочек не превышает 3 км). Кро-ме того, основные запасы — юрские пласты, являются высокорасчле-ненными. Впрочем, пока самая большая проблема Новопортовско-го — не добыча, а вывоз добытых углеводородов.Транспортная инфраструктура пол-ностью отсутствует. Вариантов транс-портировки сырья рассматривается несколько. Один — строительство трубопровода на север — к Харасавэй-скому месторождению через Бованен-ковское, откуда нефть можно вывоз-ить как танкерами, так и по железной дороге. Не исключается вариант про-кладки 200-километрового участка железной дороги от месторождения до уже созданной ветки «Обская — Бованенково» с дальнейшим выхо-дом на Северную железную дорогу. Существует и проект вывоза нефти танкерами через Обскую губу. Для круглогодичной транспортировки в этом случае необходима поддержка

МАТЕРИНСКИЙ КАПИТАЛОсвоение Новопортовского месторождения

6

ФО

ТО: И

ТАР

-ТА

СС

ПРОЕКТЫ

ледокольного флота. Требуется и стро-ительство подводящего трубопрово-да от месторождения до побережья, протяженностью около 100 км, мини-порта и терминала отгрузки нефти в районе мыса Каменного. По экс-пертной оценке, этот способ транс-

портировки может быть наиболее эффективным за счет качества нефти Новопортовского — более высокого, чем у западносибирской. По воде ее можно было бы поставлять напрямую в Роттердам.Окончательно направления разви-тия актива должны быть определены к моменту передачи лицензии «Газ-пром нефти». Поэтому пока проект финансируется по временной схеме. В 2009 году на выполнение проектных и подготовительных работ было осво-ено 585 млн рублей, в 2010 году 316 млн рублей. А в целом, по предваритель-ным оценкам, общий объем инвести-

ций в проект с 2010 по 2040 год соста-вит порядка 160 млрд рублей.

ГОД РАСКОНСЕРВАЦИИВ настоящее время геологоразве-дочные работы на Новопортовском проведены в полном объеме. Про-бурено 146 поисково-разведочных скважин, проведены сейсмораз-ведочные работы, так что актив является достаточно изученным. Сейчас на месторождении ведутся проектно-изыскательские работы. На 2011 год также намечена мобили-зация подрядчиков для расконсерва-ции четырех скважин и ввод место-

238 МЛН

ТОНН НЕФТИ,

286 МЛРД М³

ГАЗA, 13 МЛН

ТОНН КОНДЕНСАТА— составляют извлекаемые запасы Новопортовского месторождения

12–13 МЛН Т Н.Э.— прогнозная добыча на пике

160 МЛРД рублей — общий объем инвестиций в проект с 2010 по 2040 год

7

Освоение углеводородного потен-циала севера ЯНАО — это действи-тельно мегапроект с большим количе-ством вовлеченных сторон. Синергию мы видим во всем: подходе к инфра-структурным проектам, логистике, внедрении не имеющих аналогов технологий и методов разработки месторождений, привлечению под-рядчиков, формировании кадровых ресурсов…Освоение группы Мессояхских место-рождений — это флагманский про-ект для «Газпром нефти». Как опера-тор компания получает богатый опыт разработки столь крупного актива, причем опыт во всех направлениях работы. И в этом разрезе очень ценно партнерство с ТНК-BP. Эта компания, не первый год работающая в ЯНАО и Восточной Сибири, располагает цен-ными наработками и технологиями. То есть союз сложился вполне пози-тивный: мы как оператор выполняем основную часть работ, при этом согла-совываем основные шаги с ТНК-BP,

которая, в свою очередь, делится с нами своим опытом.В то же время по срокам разработ-ка Новопортовского месторождения немного опережает Мессояху, так что полученный там опыт мы можем переносить «через Обскую губу». Так-же для «Новопортовского проекта» гораздо ближе, чем для других про-ектов Ямальского кластера, пробле-ма несовершенства действующего налогового законодательства. И его вывод на положительный уровень рентабельности возможен только при комплексном сотрудничестве с феде-ральными и региональными органами власти в части проработки вопросов оптимизации налоговой нагрузки; с госкорпорациями и частными ком-паниями по обустройству месторож-дения и созданию инфраструктуры; экспертами, учеными и представите-лями профильных организаций отно-сительно внедрения новых методов и технологий добычи «сложных» углеводородов.

АЗАТ ЯКУПОВ, РУКОВОДИТЕЛЬ ПРОЕКТНОГО ОФИСА «ЯМАЛ-МЕССОЯХА»:

Пока самая большая проблема Новопортовского — не добыча, а вывоз добытых углеводородов

Вывоз нефти с месторождения танкерами через Обскую губу потребует поддержки атомными ледоколами

рождения в опытно-промышленную эксплуатацию. В 2013–2014-м пла-нируется выйти на уровень добы-чи в 300–500 тыс. тонн нефти в год. К этому времени должен быть сфор-мирован достаточный фонд сква-жин и подготовлена инфраструкту-ра месторождения. С 2016 года пла-нируется ввод месторождения в пол-номасштабную разработку, чтобы к 2017 году выйти на общую добычу в 5,3 млн тонн н.э., а к 2021-му — на 12–13 млн тонн н.э.

8

ФО

ТО: F

OTO

BA

NK

ПРОЕКТЫ

ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕРазработка месторождений «СеверЭнергии»

ТРОЙСТВЕННЫЙ СОЮЗ«СеверЭнергия» (СЭ), которой через три 100%-ные «дочки» — «Арктикгаз», «Уренгойл Инк.» и «Нефтегазтехно-логия» — принадлежат лицензии на разработку нефтегазоконденсат-ных месторождений Самбургско-го, Ево-Яхинского, Яро-Яхинского и Северо-Часельского лицензион-ных участков в ЯНАО, была создана в 2007 году (первоначальное назва-ние «Энинефтегаз»). В нем были кон-солидированы активы, выкуплен-ные консорциумом Artic Russia B.V. итальянских ENI (60%) и ENEL (40%) в 2007 году. Сделка подкреплялась заключенным в 2006 году между «Газ-промом» и ENI соглашением о стра-тегическом партнерстве, предусма-тривающим реализацию совместных проектов в России, Италии и третьих странах. В сентябре 2009 года «Газ-пром» реализовал опцион на приоб-ретение 51%-ной доли «СеверЭнер-гии». Осенью 2010 года российский энергетический холдинг продал свою долю в СЭ совместному пред-приятию «Ямал развитие», создан-ному на паритетной основе «Газпром

нефтью» и «НоваТЭК» для реализации проектов разработки нефтегазокон-денсатных месторождений в ЯНАО.

ВСЕ В ОДНОМЗапасы участков «СеверЭнергии» по категории АВС1 + 50% С2 состав-ляют 919 млрд м³ газа, 330 млн тонн нефти и 109 млн тонн конденсата. При этом месторождения СЭ крайне интересны с точки зрения состава углеводородов. Одновременное нали-чие многокомпонентных залежей газа, газового конденсата и нефтяных оторочек делает проект крайне слож-ным и интересным с геологической, технической, научной и, естествен-но, экономической точек зрения. В зависимости от вида добываемых ресурсов будет отличаться и логисти-ка. Нефть предполагается транспор-тировать по трубопроводной системе «Транснефти», точнее, нефтепроводу «Заполярное — Пурпе», нужную часть которого планируется ввести в экс-плуатацию в декабре 2013 года. Газ пойдет в систему газоснабжения «Газ-прома» по газопроводу, на 80% постро-енному на Самбургском участке еще

9

в 2004 году. Согласно данным техниче-ской оценки, сегодня уровень готовно-сти трубопровода снизился до 50–60%, но, тем не менее, по предварительным расчетам, экономически более целе-сообразно довести до функциональ-ной готовности эту трубу, чем строить новую. По конденсату ситуация ана-логична газу, сейчас идет оценка тех-нического состояния конденсатопро-вода, также построенного в 2004 году. На период опытно-промышленной эксплуатации существует несколько вариантов транспортировки нефти,

начиная от первоначальной подготов-ки сырья на месте и заканчивая желез-нодорожными или автоперевозками.По оптимистичным прогнозам, пер-вый газ и конденсат будет получен в четвертом квартале 2011 года (около 1–1,5 млрд м³ в год). На 2012 год запла-нированы опытно-промышленные работы по нефтяным скважинам. Первая нефть ожидается в 2013 году, а к 2014 объем добычи должен соста-вить порядка 400 тыс. тонн. Пик ожидается в 2019 году: 4–8 млн тонн нефти. В целом, по всем видам угле-водородов прогнозный объем добычи на пике — около 35 млн тонн н.э.

КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОДВ отличие от остальных добычных проектов «Газпром нефти» на севе-ре ЯНАО освоение месторождений «Север Энергии» уже находится на ста-дии активной реализации. Строитель-ство кустов-скважин на Самбургском и Яро-Яхинском месторождениях запланировано уже на нынешний год. Параллельно с промышленными объектами будет развиваться инфра-структура: сооружаться автодороги, организовываться площадки, воз-водиться объекты энергоснабжения на Самбургском месторождении, где в 2011 году должна быть запущена реконструированная установка ком-плексной подготовки газа (УКПГ).Всего в 2011 году, по предваритель-ным данным, учредители СП вложат в проект 15–17 млрд рублей. К июню должен быть готов концептуальный план развития актива на 20 лет.

ЮРИЙ ШЕВАЛДИН, НАЧАЛЬНИК УПРАВЛЕНИЯ ОЦЕНКИ И ИНТЕГРАЦИИ НОВЫХ АКТИВОВ «ГАЗПРОМ НЕФТИ»:

919 МЛРДкубометров газа,

330 МЛНтонн нефти,

109 МЛНтонн конденсата — таковы запасы участков проекта «СеверЭнергия» по категории АВС1 + 50% С1

35 МЛН ТОНН Н.Э.— прогнозный объем добычи на пике по всем видам углеводородов

Это очень интересный проект как с точки зрения партнерства, так и с учетом самих характеристик акти-ва. Наличие газа, конденсата и нефтя-ных оторочек предполагает приме-нение нестандартного, комплексного подхода к разработке залежей, кото-рый, насколько мне известно, до нас не применялся. А ведь это участки с историей, мы получили определен-ное «наследие», в том числе в виде инфраструктуры в разной степени готовности. Для компании это якорный проект на Ямале, и полученный здесь опыт мы сможем, к примеру, использо-вать при разработке Новопортовско-го месторождения. То есть речь идет о формировании своего рода большого Уренгоя, но только Уренгоя «Газпром нефти». Кроме того, объединение про-фильного опыта «НоваТЭКа» в работе с газом и нашего — с нефтью, а так-же высокой компетенции ENI и ENEL делают партнерство особо ценным с точки зрения эффективной и безо-пасной разработки месторождений ямальского кластера.

10 ПРОЕКТЫ

ПЕРЕХОД УПРАВЛЕНИЯВосточная часть Оренбургского газо-конденсатного месторождения — еще один актив, переводящийся «Газпро-мом» под свое «нефтяное крыло». Это нефтяная оторочка Восточного участка ОНГКМ, где сосредоточены значитель-ные запасы нефти. Само Оренбургское

месторождение было открыто в 1966 году, а промышленная добыча природного газа и газового конденсата здесь началась в 1974-м. Сейчас ее ведет входящее в структуру «Газпрома» предприятие «Газпром добыча Орен-бург», а непосредственно на Восточной части Оренбургского месторождения работает другая «дочка» газового кон-церна — «Газпром нефть Оренбург», которой принадлежит лицензия на участок. Впрочем, сейчас роль еди-

ноличного исполнительного органа компании уже фактически исполняет «Газпром нефть» в лице дочернего общества «Газпромнефть-Ангара», к которому в апреле 2010 года перешли и функции оператора проекта. В бли-жайшее время «Газпром нефть Орен-бург» и юридически станет дочерним

предприятием нефтяной компании. Федеральная антимонопольная служ-ба удовлетворила ходатайство «Газ-пром нефти» о приобретении 100% акций оренбургского предприятия. Процесс передачи лицензии должен быть полностью завершен в первой половине 2011 года.

ГЛУБИННАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯЗапасы Восточного участка Орен-бургского месторождения относятся

к трудноизвлекаемым, по категориям ABC1 + C2 составляют около 96 млн тонн нефти, 2 млн тонн конденсата и 53 млрд м³ природного газа. На Вос-точном участке отобрано лишь около 4% извлекаемых доказанных запа-сов, однако специалисты компании не исключают, что уже в ближайшее время этот показатель может стать еще более скромным, даже несмотря на рост добычи — за счет прироста запасов участка. На глубине 3–5,5 км

ТОЧКА РОСТАРазработка Восточного участка Оренбургского месторождения

Уже в ближайшее время объем запасов Восточного участка может значительно увеличиться — на глубине 3–5,5 км выявлены новые ресурсы

ИЛ

ЛЮ

СТР

АЦ

ИЯ

: НА

ДЕ

ЖД

А А

НД

РИ

АН

ОВ

А

11©

КР

ЕД

ИТ

ПИ

САТЬ

БО

ЛЬ

ШИ

МИ

БУК

ВА

МИ

96 МЛН ТОНН

НЕФТИ, 2 МЛН

ТОНН КОНДЕНСАТА,

53 МЛРД М³

ПРИРОДНОГО ГАЗАсоставляют извлекаемые запасы Восточной части Оренбургского месторождения

1,257 МЛН ТОННн.э. добыто на месторождении в 2010 году

4 МЛРД РУБЛЕЙпланируется вложить в разработку месторождения в 2011 году

99,8% попутного нефтяного газа уже утилизируется на Восточной части Оренбургского месторождения

12 ПРОЕКТЫ

выявлены ресурсы, сопоставимые с разрабатываемыми запасами. Такой результат дала интерпрета-ция имеющихся данных о место-рождении, проведенная компанией «РОЙ Интернешнл». Разумеется, для того чтобы теория стала практикой, необходимо проведение масштабной работы по геологоразведке, которая будет включать сейсмические иссле-дования, бурение дополнительных скважин. После подведения ее итогов в 2012 году можно будет делать выводы

о наличии и размерах запасов углево-дородов в нижележащих горизонтах.

ЦЕНТРАЛЬНЫЕ ПЕРСПЕКТИВЫВ 2010 году Восточный участок Оренбургского месторождения дал 551,5 тыс. тонн нефти, а совокупный показатель добычи вместе с газовой

составляющей составил 1,257 млн тонн н.э. Это на 112% превысило пла-новые показатели с дополнитель-ным заданием, а собственно план на 2010 год был выполнен еще в конце ноября. Таких показателей удалось достичь благодаря пересмотру про-граммы ГТМ и применению пере-

Пересмотр программы ГТМ и применение передовых технологий при закачивании новых скважин позволило выполнить план по добыче за месяц до окончания года

13

довых технологий при закачивании новых скважин, что, соответственно, привело к увеличению их дебитов. На действующем фонде рост обе-спечило применение бесподходных операций по интенсификации при-токов. При этом уровень утилизации попутного нефтяного газа на Восточ-ной части Оренбургского месторож-дения уже значительно превышает планку, установленную российским правительством на 2012 год, — 99,8%. Все углеводородное сырье поставля-

ется на Оренбургский газоперераба-тывающий завод «Газпрома». Впро-чем, если бы потенциал Восточного участка ограничивался лишь воз-можностью перевыполнения плана, вряд ли разработка этого актива была отнесена к разряду крупных проектов. В текущем году предполагается раз-работать концепцию развития актива, но уже сейчас ясно, что его потенциал роста значителен. В течение ближай-ших нескольких лет объем добычи на Восточной части Оренбургского месторождения планируется довести до 3–3,5 млн тонн н.э. Конечно, по мас-штабам оренбургский проект скром-нее ямальских, но это действующий актив с растущей добычей, наличием всей необходимой инфраструктуры, близкий к рынкам сбыта и, соответ-ственно, требующий гораздо меньших инвестиций в развитие. При этом отдача от вложений должна быть полу-чена в гораздо более короткие сроки.В 2010 году «Газпром» как владелец лицензии инвестировал в разработ-ку Восточного участка Оренбургско-го месторождения 1,6 млрд рублей. На 2011 год запланированы более мас-штабные вложения — порядка 4 млрд рублей. И в текущем же году должна быть сформирована долгосрочная программа проведения геологоразве-дочных работ на Восточном участке.В перспективе Оренбургская область может стать новым центром нефтедо-бычи компании, в том числе за счет приобретения части малых предпри-ятий, участия в аукционах по реали-зации нераспределенного фонда.

АЛЕКСАНДР БЕЛОВ,ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ДИРЕКТОР ПРЕДПРИЯТИЯ «ГАЗПРОМНЕФТЬ-АНГАРА», КУРИРУЮЩИЙ РЕАЛИЗАЦИЮ ОРЕНБУРГСКОГО ПРОЕКТА:

Конечно, Восточный участок Орен-бургского месторождения интере-сен, в первую очередь, с точки зрения увеличения объемов добычи и поста-новки на баланс значительных запа-сов углеводородов. Однако не стоит забывать и о том, что в рамках работы на Восточном участке мы также име-ем дело с добычей, транспортировкой и переработкой газа. Это очень ценный опыт для «Газпром нефти», ведь прак-тически все крупные месторождения, к разработке которых приступает ком-пания, имеют значительную газовую составляющую. При этом в Оренбур-ге операции с газом еще и высоко-доходны. Да и в целом оренбургский актив — это весьма эффективный бизнес, якорный для нас проект, реа-лизация которого позволяет расши-рить присутствие компании на Урале и в Поволжье.

14 ПРОЕКТЫ

МЕЖДУНАРОДНЫЙ ПРЕЦЕДЕНТ

Разработка блока Хунин-6 (Венесуэла)

15

ЛИДЕР ПО ЗАПАСАМБоливарианская Республика Вене-суэла (БРВ) — это «Саудовская Ара-вия» западного полушария Земли, ведь на долю государства прихо-дится 12,9% мировых запасов нефти (24,8 млрд тонн). Впрочем, лидера южноамериканской страны Уго Чавеса не устраивает отставание от ближневосточного королевства, господствующего на восточном полу-шарии и в мире с 36,3 млрд тоннами нефти запасов. В начале 2011 года он выступил с заявлениями, что после завершения очередного процесса подтверждения запасов Венесуэла может обойти Саудовскую Аравию. В отличие от большинства западных стран неразрешимых политиче-ских противоречий у России с Вене-суэлой нет, что было официально закреплено в ноябре 2008 года под-писанием комплексного соглашения о сотрудничестве в сфере энергетики между двумя странами. А букваль-но за месяц до этого создан «Нацио-нальный нефтяной консорциум» (ННК), куда вошли ведущие россий-ские нефтегазовые компании: «Газ-пром нефть», «Роснефть», «ЛУКОЙЛ», ТНК-BP и «Сургутнефтегаз». Основная заявленная цель ННК — развитие сотрудничества в области энергети-ки между Российской Федерацией и странами Латинской Америки. В марте 2009 года было принято решение об учреждении совместного предприятия для реализации про-екта разработки одного из 12 блоков крупного венесуэльского месторож-

дения Хунин — Хунин-6. 60% СП PetroMiranda принадлежит дочер-нему предприятию государствен-ной нефтяной компании Венесуэлы PDVSA — Corporacion Venezolana del Petroleo (CVP), а оставшиеся 40% — доля ННК, где у компаний равные пакеты акций. Хунин-6 включен в перечень стратегических проектов между РФ и БРВ, а «Газпром нефть» в 2010 году получила статус лидера первой фазы проекта.

УЛУЧШЕНИЕ С ОГРАНИЧЕНИЕМГеологические запасы блока Хунин-6 оцениваются в 8,78 млрд тонн нефти, извлекаемые — 1,83 млрд тонн. Каждая из российских ком-паний сможет поставить на баланс по 8% запасов. Плановая добыча на пике должна составить порядка 22 млн тонн нефти. Участок находит-ся в поясе тяжелой нефти реки Ори-ноко, который представляет собой крупнейшее в мире скопление нефти и битумов площадью 55 314 км². Поми-мо Хунина в пояс входят еще три бло-ка: Баяка, Аякучо и Карабобо. Нефть месторождения Хунин является плот-ной и вязкой, с содержанием до 4% серы, ванадия и никеля. Согласован-ный бизнес-план участников проекта предполагает строительство установ-ки по улучшению качества сырой нефти — апгрейдера — со среднегодо-вой мощностью 11,8 млн тонн. Начало добычи намечено на 2014 год — после завершения доразведки и подго-товки наземной инфраструктуры. Стартовый объем — 2,9 млн тонн

в год. Спустя четыре года — после вывода апгрейдера на проектную мощность — этот показатель вырас-тет до 26,5 млн тонн. Такой объем добычи — не предел для Хунина-6, но это ограничение, наложенное пра-вительством Венесуэлы, входящей в ОПЕК, где действует система кво-тирования. Улучшенная нефть будет смешиваться с непереработанным сырьем, а получившаяся в результате облегченная нефть — отправляться

1,83 МЛРД ТОНН— извлекаемые запасы блока Хунин-6

22 МЛН ТОНН— плановая добыча на пике

$24 МЛРД— предполагаемые общие затраты на разработку блока Хунин-6

$190 МЛН— плановые инвестиции «Газпром нефти» в проект до 2012 года

ФО

ТО: F

OTO

LIN

K

16 ПРОЕКТЫ

ФО

ТО: F

OTO

LIN

K; И

ЛЛ

ЮС

ТРА

ЦИ

Я: Н

АД

ЕЖ

ДА

АН

ДР

ИА

НО

ВА

по транспортной системе Венесуэлы на отгрузочный терминал.Вариантов маркетинга два: реали-зация нефти через PetroMiranda по ценам не ниже мировых с рас-пределением прибыли согласно долям участников в проекте либо само стоятельная продажа ННК своей части сырья.Проект рассчитан на 25 лет с воз-можностью продления еще на 15 лет. Общие затраты на разработку Хуни-

на-6 с инфраструктурой оцениваются в $24 млрд. Обе стороны предостав-ляют финансирование пропорцио-нально долям участия: 60% — PDVSA и 40% — ННК. До 2012 года «Газпром нефть» намерена инвестировать в проект более $190 млн. Внутренняя норма рентабельности проекта (IRR) оценивается в 19%, а срок его окупае-мости составит семь лет после начала коммерческого производства улуч-шенной нефти. Со временем эконо-мическая модель проекта может пере-сматриваться, и, если IRR будет ниже ожидаемой, консорциум имеет право предложить венесуэльской стороне создать более благоприятный налого-вый режим для СП.

ПРОПОРЦИОНАЛЬНАЯ ДОРАЗВЕДКАВ июле 2009 года был проведен тех-нико-экономический анализ проек-

та Хунин-6, а в 2010-м ННК и PDVSA определили рабочую программу по разработке блока. Однако вероят-ность ее корректировки достаточно высока — с учетом результатов доизу-чения, запланированного на первые три года деятельности PetroMiranda.В разное время на территории блока было пробурено 14 скважин и про-ведена 2D-сейсмика. До 2013 года планируется пробурить еще 50 стра-тиграфических и горизонтальных

скважин, на основании чего будут построены экологические и гео-логические модели участка. Полу-ченные данные позволят принять окончательное решение об инве-стициях (ОРИ). Если ОРИ будет положительным, то в 2013 году нач-нется добыча нефти в объеме около 40 тыс. баррелей (около 5,3 тыс. тонн) в сутки. Пока этот этап предполага-ет бурение 3010 добывающих сква-жин за 10 лет — с 2014 по 2024 годы. А с 2024 года и до конца прогнозного периода предусмотрено дополнитель-ное бурение 1174 скважин.Руководство СП осуществляет совет директоров из пяти человек. Двое представляют ННК, генеральный директор — от Венесуэлы. Штат пред-приятия в настоящее время фор-мируется из представителей PDVSA (33 человека) и ННК (12 человек), в целом же количество сотрудников

должно быть пропорционально долям сторон в проекте, то есть 60% от PDVSA и 40% от ННК (всего в PetroMiranda 130 человек). Действует паритет и пра-во двойной подписи по основным эко-номическим, финансовым, налоговым и стратегическим вопросам реализа-ции проекта. «Газпром нефть» же в ста-тусе лидера проекта выполняет функ-ции координатора работ PetroMiranda с российской стороны.Кроме того, в сферу ответственности компании-лидера входит подготовка

На долю Боливарианской Республики Венесуэла приходится 12,9% мировых запасов нефти

17

окончательного инвестиционного решения по дальнейшей разработ-ке месторождения; выбор наибо-лее эффективных схем разработки месторождения и решения вопросов проведения экологического ауди-та. Именно подготовка к нему стала одной из основных тем первого опе-ративного совещания российских

участников проекта, состоявшегося в сентябре 2010 года. Экологический аудит должен определить, какие тех-нологии необходимо использовать, чтобы вписаться в местную природ-ную специфику. Полученные дан-ные будут переданы для контроля на государственном уровне венесу-эльской стороне.

Ориноко

Ориноко

Оринок

о

Оринок

о

Оринок

о

Ориноко

ЮРИЙ ЛЕВИН, РУКОВОДИТЕЛЬ ПРОЕКТНОГО ОФИСА «ВЕНЕСУЭЛА»:

Участок, разрабатываемый ННК, находится в поясе тяжелой нефти реки Ориноко — крупнейшем в мире скоплении нефти и битумов

Реализация проекта Хунин — это уни-кальное во всех отношениях начинание. Геология и экология, бизнес и финан-сы, правовые и международные аспек-ты, налоговая и социальные системы, межкультурное и межнациональное сотрудничество — все это носит преце-дентный характер. Нужно помнить, что Хунин-6 — только один блок обширного участка. Наши «соседи» — это предста-вители китайских, французских, япон-ских компаний, приступившие к рабо-те практически одновременно с нами. Поэтому, к примеру, один высококвали-фицированный геолог может быть занят в трех-четырех проектах. Так что ищем точки соприкосновения; существует, хотя и неформальное, общение между представителями разных компаний — отношения цивилизованные и коопера-тивные. Есть и синергетический эффект. Например, все геологические данные по Хунину сосредотачиваются у PDVSA, и это положение закреплено в догово-ренностях по всем блокам. За счет того, что PDVSA — участник всех реализуе-мых проектов, компании, работающие на площадке, получают доступ ко всему комплексу информации.

18 ПРОЕКТЫ

КОНТРАКТНЫЙ СИМБИОЗОсвоение месторождения Бадра (Ирак)

19©

КР

ЕД

ИТ

ПИ

САТЬ

БО

ЛЬ

ШИ

МИ

БУК

ВА

МИ

ФАКТОР ПРИВЛЕКАТЕЛЬНОСТИИнтерес, который нефтяные компа-нии проявляют к Ираку, понятен. Это ближневосточное государство располагает третьими в мире по вели-чине запасами нефти (после Саудов-ской Аравии и Ирана) — порядка 15,5 млрд тонн. Причем стоимость добычи барреля иракской нефти находится на отметке в $2–3. Это один из самых низких показателей в отрасли, что, разумеется, является дополнительным и очень весомым фактором привлекательности, осо-бенно на фоне посткризисного роста цен на черное золото. «Газпром нефть» впервые обозначила свой интерес к иракским месторождени-ям в 2008 году. Она была внесена в список из 35 компаний, получив-ших право претендовать на разработ-ку перспективных площадок в Ираке. Конкретные результаты были достиг-нуты спустя год. В январе 2010 года «Газпром нефть» вышла в перспектив-ный нефтедобывающий регион Ближ-него Востока, подписав в качестве оператора контракт с правительством Ирака на разработку месторождения Бадра, расположенного в провинции Вассит на границе с Ираном. Согла-

шение было заключено по итогам тен-дера, который в декабре 2009 года выиграл консорциум в составе «Газ-пром нефти» (30%), корейской Kogas (22,5%), малайзийской Petronas (15%) и турецкой ТРАО (7,5%). Еще 25% закре-плено за Oil Exploration Company (ОЕС), представляющей интересы иракского правительства. В качестве оператора по освоению Бадры высту-пает дочернее общество «Газпром неф-ти», «Газпромнефть Бадра Б.В.».

СЕРВИС + РАЗДЕЛПрогнозные извлекаемые запасы Бадры оцениваются в 120 млн тонн нефти, а плановая добыча на пике — около 8,4 млн тонн. Промышленную эксплуатацию месторождения плани-руется начать в 2013 году, а в феврале 2017 года выйти на пик — 170 тыс. бар-релей н.э. (около 23 тыс. тонн) в сутки. Удерживать этот уровень добычи пред-полагается в течение семи лет. Сам же проект рассчитан на 20 лет с возмож-ностью пролонгации еще на пять лет.Общие инвестиции партнеров в разра-ботку Бадры оцениваются в $2 млрд. Впрочем, по условиям контракта вло-женные средства будут возвращены. После того как добыча на месторож-дении достигнет показателя в 15 тыс.

Полевые сейс-мические иссле-дования на тер-ритории Бадры проводит ирак-ская OEC

120 МЛН ТОНН— извлекаемые запасы месторождения Бадра

8,4 МЛН ТОННв год — плановая добыча на пике

$2 МЛРД— инвестиции участников консорциума в разработку месторождения

20 ПРОЕКТЫ

баррелей (около 2 тыс. тонн) в сутки — по плану в августе 2013 года — и будет удерживаться на этом уровне в тече-ние четырех месяцев, правительство Ирака начнет компенсировать затра-ты инвестора в размере 50% от полу-чаемой нефти. Сверх того, участники консорциума претендуют на пре-мию в размере $5,5 за баррель добы-того н.э. Таким образом, иракский проект представляет собой симбиоз сервисного контракта и соглашения о разделе продукции.Контракт предполагает два вариан-та возмещения затрат: денежным и нефтяным эквивалентом. Первая схема стандартна, а вторая достаточ-но необычна. Узел учета будет фик-сировать объемы добытой на участке инвесторов нефти, после чего она будет передаваться иракской транс-портной компании, которая распоря-жается объемами по своему усмотре-нию. Участникам же проекта пред-стоит получать обратно свою долю нефти на нефтеналивном терминале в Персидском заливе.Для сдачи нефти в нефтепроводную систему Ирака консорциум по разра-ботке Бадры построит подводящую ветку до соседнего участка Гарраф, который разрабатывают Petronas и Japex. В свою очередь, эти компании должны довести линию до магистраль-

ной трубопроводной системы. После завершения работ всю транспортную инфраструктуру передадут иракской стороне, также с возмещением затрат.

КОНКУРС ДЛЯ САПЕРОВЗа прошедший с начала реализа-ции проекта год инвесторы приня-ли ряд важных организационных решений. Создан контролирующий орган по разработке месторождения Бадра — Совместный управляющий комитет (JMC). В его функции входит решение основных организационных и юридических вопросов, а также достижение ключевых договорен-ностей о сроках и этапах освоения

месторождения. В первые же меся-цы после подписания контракта на разработку Бадры были согласо-ваны условия работы управляющего комитета и проведения ключевых тендеров. Независимым аудитором на 2010–2013 финансовые годы выбран PricewaterhouseCoopers.Существуют в Ираке и специфические проблемы, с которыми в других регио-нах нефтяникам сталкиваться не при-ходится: значительная часть террито-рии Бадры нуждается в разминирова-нии. К концу января саперы из Arabian Gulf for Mine Action Company под кон-тролем иракской компании TAAZ выполнили примерно половину запла-

Туз-Хурмату

Эль-Каим

Эр-Рамади

Кербела

Эс-Самава

Басра

Эль-Кут

Эль-Амара

Киркук

Багдад

Бадра

газопроводс месторождения до Багдада

нефтепроводс месторождения до точки врезки

месторождение нефтитрубопровод

газопроводс месторождения до Багдада

нефтепроводс месторождения до точки врезки

месторождение нефтитрубопровод

7 ЛЕТ— предполагаемый срок окупаемости проекта И

ЛЛ

ЮС

ТРА

ЦИ

Я: Н

АД

ЕЖ

ДА

АН

ДР

ИА

НО

ВА

21

нированного объема работ, предусмо-тренных контрактом с консорциумом. За это время на территории месторож-дения было обнаружено и уничтожено более 1660 противопехотных, противо-танковых мин и неразорвавшихся бое-припасов. Завершить процесс плани-руется до мая 2011 года.Победу в тендере на проведение полевых работ по 3D-сейсмике одер-жала иракская OEC, контракт с кото-рой заключен до апреля 2011 года. В этом же году будет выбран подряд-

чик, который до конца года должен полностью завершить обработку и интерпретацию данных сейсми-ческих исследований.В феврале 2011 года подведены итоги тендера на разработку технического проекта обустройства месторождения (FEED). Контракт заключен с француз-ской компанией Technip. Планирует-ся, что подготовка проекта будет завер-шена к июню 2011 года, тогда же будет проведен и ряд тендеров на непо-средственное участие в обустрой-стве участка. Хотя, в частности, уже определен подрядчик на строитель-ство дорог и площадок под скважины, а также на сооружение постоянного лагеря для рабочих и персонала. В обо-их случаях работы будет вести ирак-ская компания ALMCO. Инженерно-геологические изыскания и проклад-ка будущих трасс уже начались.Кроме того, еще в 2010 году были прове-дены тендеры на бурение и интегри-рованное управление проектом в части строительства скважин. Однако в соот-ветствии с последними инструкция-ми Министерства нефти Республики Ирак материалы тендеров были пере-даны иракской государственной North Oil Company (NOC) и Министерству нефти для одобрения и объявления победителей. Такая практика приме-няется, когда подрядные контракты превышают $20 млн. Начало этих работ запланировано на апрель-май 2011 года. Всего же в течение трех лет предполагается пробурить 11 скважин: три оценочные, одну разведочную и семь эксплуатационных.

К концу января на территории месторождения саперы обезвреди-ли более полутора

тысяч противо-пехотных, проти-вотанковых мин и неразорвавшихся боеприпасов

АЛЕКСАНДР КОЛОМАЦКИЙ, РУКОВОДИТЕЛЬ ПРОЕКТОВ «ГАЗПРОМ НЕФТИ» НА БЛИЖНЕМ ВОСТОКЕ:

Для «Газпром нефти» начало реализа-ции проекта по освоению Бадры означа-ет выход в новый и очень перспектив-ный Ближневосточный регион. Об этой перспективности говорит и то, что сегодня в Ирак возвращаются ведущие мировые нефтегазовые компании, уже уверенные в стабильности этого весьма неоднозначного региона и собственном успехе. Для нас же это не только бизнес в чистом виде. Участвуя в освоении Бадры, мы приобретем уникальный опыт работы за рубежом. Мы значитель-но повысим квалификацию и навыки наших специалистов, так что они по пра-ву будут считаться экспертами в реали-зации нестандартных проектов. Нако-нец, мы получим рост репутационного капитала компании.Проект освоения Бадры эффективный — его плановая окупаемость порядка 7 лет. В планах «Газпром нефти» и выход в Иран, а именно — разработка совмест-но с иранской компанией NIOC место-рождений Азар и Шангуле (блок Ана-ран), что вкупе с соседней Бадрой может дать хороший синергетический эффект.

22 ПРОЕКТЫ

НОВОЕ НАПРАВЛЕНИЕДобыча на шельфе — одно из направ-лений, до последнего времени прак-тически не присутствовавшее в струк-туре блока разведки и добычи «Газ-пром нефти». Первым «морским акти-вом» в портфеле компании стали доли в проектах на четырех блоках в Атлантике у берегов Анголы. Добы-чу здесь ведет сербская NIS, контроль-ный пакет акций которой «Газпром нефть» приобрела в начале 2009 года.

ДВА БЕРЕГА ОДНОГО ОКЕАНА

Морские проекты «Газпром нефти»

23

Дальнейшее развитие африканские морские проекты компании полу-чили в 2010 году — с подписанием двух соглашений о разделе продук-ции с Министерством горнорудного дела, промышленности и энергетики Экваториальной Гвинеи (ЭкГ), а так-же Национальной нефтяной компа-нией ЭкГ GEPetrol.

Республика Экваториальная Гвинея занимает сравнительно небольшую территорию на материке и близлежа-щие острова в Гвинейском заливе — всего 28 тыс. км². При этом запасы нефти страны составляют порядка 200 млн тонн. Столько же, к примеру, у Перу, территория которого в 45 раз больше. Ежегодно Экваториальная

Гвинея добывает на морском шельфе немногим менее 20 млн тонн нефти, большую часть которой Республика экспортирует в США, Европу, Китай, страны АТР, являясь третьим после Нигерии и Анголы африканским поставщиком углеводородного сырья.Меморандум о взаимопонимании между «Газпром нефтью» и экватог-винейским правительством был подписан еще в октябре 2008 года. Сотрудничество здесь обоюдовыгод-ное — компании необходим опыт работы на зарубежном шельфе, а правительство ЭкГ стремится рас-ширить и диверсифицировать пул работающих в стране компаний — сейчас добычу нефти здесь ведут в основном американцы.

110 млн тоннмогут достигать запасы нефти двух блоков шельфа Экваториальной Гвинеи, где работает «Газпром нефть»

300 кв. кмсоставила площадь проведения 3D-сейсмики на блоке T в бассейне реки Нигер

Один из факторов экономической привлекательности проекта — высокое качество экватогвинейской нефти

ФО

ТО: F

OTO

BA

NK

; ИЛ

ЛЮ

СТР

АЦ

ИЯ

: НА

ДЕ

ЖД

А А

НД

РИ

АН

ОВ

А

24 ПРОЕКТЫ

Для проведения геологоразведочных работ (ГРР) россиянам было пред-ложено на выбор 16 морских блоков, из которых, опираясь на оценку соб-ственной геологической службы, компания выбрала два наиболее пер-спективных: в бассейнах Рио-Муни (блок U) и дельты Нигера (блок T). На этапе геологоразведки «Газпром нефти» в статусе оператора при-надлежит 80%-ная доля в проекте, GEPetrol — 20%-ная. В случае удачных результатов ГРР и обнаружения ком-мерческих запасов нефти будет при-ниматься решение об организации добычи (также на условиях СРП).Изучаются и возможности увеличе-ния долей NIS в ангольских проектах. В долгосрочной перспективе «Газпром нефть» рассматривает возможности вхождения в разведочные и добы-вающие активы и в других странах региона — например, в Камеруне и Габоне. Все это вкупе с «сухопутны-ми» проектами позволит сформиро-вать в Африке новый центр нефтедо-бычи компании. Однако этим мор-ская активность «Газпром нефти» не ограничивается.В конце 2010 года компания подпи-сала Соглашение о переуступке доли в еще одном СРП — уже по другую сторону Атлантики: по проведению геологоразведочных работ и в слу-чае их успеха последующей добыче углеводородов на четырех морских блоках шельфа Кубы совместно с малайзийской Petronas. Соглаше-ние вступит в силу после одобрения кубинскими властями.

РАзДЕЛ НА ВЫГОДНЫХ УсЛОВИяХПо предварительным оценкам, запа-сы нефти на двух шельфовых блоках в ЭкГ могут достигать 110 млн тонн. При этом по каждому из двух участ-ков заключены отдельные соглаше-ния о разделе продукции и о совмест-ной деятельности с GEPetrol. Согласно достигнутым договоренностям «Газ-пром нефти», в течение полутора-двух лет необходимо выполнить интерпретацию данных по одно-му блоку (U) и провести сейсмиче-ские исследования с последующей интерпретацией по другому (T). Если полученные данные позволят сде-лать заключение о целесообразности дальнейшей работы, то в следующие два года должны быть пробурены разведочные скважины, а затем при-нято решение о промышленной раз-работке месторождений. На стадии геологоразведки все затраты несет «Газпром нефть», являющаяся опера-тором проектов.В СРП закреплено право «Газпром нефти» на выход из проекта в конце каждого из подэтапов геологоразвед-ки. В случае коммерческого открытия углеводородов инвестиции компании в разработку участков могут соста-вить несколько миллиардов долларов за весь эксплуатационный период (30–35 лет). При этом на стадии разра-ботки GEPetrol может увеличить свою долю в проекте до 45%, но уже на усло-виях пропорционального финансиро-вания затрат и компенсации соответ-ствующей части вложений в геолого-

ДМИТРИЙ БОРИСОВ, РУКОВОДИТЕЛЬ ПРОЕКТОВ «ГАЗПРОМ НЕФТИ» НА КУБЕ И В ЭКВАТОРИАЛЬНОЙ ГВИНЕЕ:

В компании постепенно складывается эффективный портфель зарубежных морских геологоразведочных про-ектов. Такие проекты повсеместно отличаются относительно высокими рисками, но в случае успеха «Газпром нефть» может занять заметные пози-ции в новой нефтегазовой провинции (Куба) и одном из основных мировых центов морской добычи нефти (Гви-нейский залив). С производствен-ной точки зрения проекты на Кубе и в Экваториальной Гвинее удачно находятся на разных стадиях: в Эква-ториальной Гвинее это геологоразвед-ка с самой первой стадии («прострел» сейсмики и интерпретация данных) — здесь компания может отточить навы-ки операторства; на Кубе уже в этом году будет пробурена первая скважи-на — здесь наши специалисты будут наращивать необходимые компе-тенции в сотрудничестве с опытным малайзийским оператором Petronas. Впоследствии навыки, полученные на Кубе, могут оперативно применяться в Экваториальной Гвинее.

25

разведку, сделанных ранее «Газпром нефтью».Дополнительный фактор экономиче-ской привлекательности проекта — качество экватогвинейской нефти, низкосернистой, легкой, по своим характеристикам близкой к марке нефти Brent. В случае обнаружения коммерческих запасов нефть пла-нируется доставлять танкерами для дальнейшей переработки на европей-ских НПЗ, возможно, и на подкон-трольных «Газпром нефти» заводах в Сербии.Что касается кубинского проекта, то до конца 2010 года единственной его участницей являлась малайзий-ская Petronas, подписавшая соглаше-ние о разделе продукции с правитель-ством Республики Куба в 2007 году. СРП предполагает проведение ГРР

на четырех блоках, расположенных на шельфе Мексиканского залива: N44, N45, N50 и N51. В случае начала промышленной эксплуатации место-рождений соглашение предусма-тривает добычу нефти до 2037 года, газа до 2042 года. В октябре 2010 года Petronas и «Газпром нефть» подписа-ли Соглашение о переуступке доли и Основные положения о совмест-ной деятельности, касающиеся всех четырех блоков. Согласно достигну-тым договоренностям доля «Газпром нефти» в проекте составляет 30%. Финансировать проект его участники будут пропорционально своим долям, «Газпром нефть» также компенсиру-ет Petronas пропорциональную долю уже понесенных — так называемых «исторических» — затрат.

мОРсКАя РАзВЕДКААктивная работа на шельфе Гвиней-ского залива уже началась. «Газпром

нефть» провела 3D сейсмическое исследование на 300 км² блока T в бассейне реки Нигер, подклю-чив к этому компании Geoex и PGS. Такое сотрудничество позволило оптимизировать затраты на моби-лизацию/демобилизацию исследо-вательского судна и гарантировать необходимое качество работ. Обра-боткой геологический информа-ции, полученной по результатам 3D-сейсмики, а также интерпрета-цией исторических сейсмических данных по блокам Т и U «Газпром нефть» будет заниматься совместно с выбранной в качестве подрядчика геофизической компанией «Ларгео». Внешнюю экспертизу геологической модели, согласно достигнутым дого-воренностям между «Газпром неф-тью», Министерством горнорудного дела, промышленности и энергети-ки ЭкГ и GEPetrol, проведет компа-ния RPS, уже наработавшая боль-шой опыт геологического моделиро-вания именно в Гвинейском заливе. Анализ информации, на основе которого будут приниматься реше-ния о целесообразности бурения разведочных скважин, планирует-ся завершить в конце 2011 — начале 2012 годов.В Мексиканском заливе на контракт-ной площади проведена сейсмораз-ведка 2D, а пробурить первую раз-ведочную скважину планируется уже в текущем году. После этого спе-циалисты «Газпром нефти» и Petronas будут определяться с дальнейшими действиями по проекту.

3D-сейсмика в бассейне реки Нигер проводилась геофизическим судном M/V Nordic Explorer