Добавить NetPetro

Как меня видят другие

Fields with an asterisk are required

My projects

Project name

Title *

Application area

Location

Country

City

Years of participation / work in the project

Начало

Конец

Project cost, $mln

Project Description

About the project (introduction)

В 2010 году Советом директоров ТНК-ВР было принято решение о приобретении у ВР долей в трех активах в Венесуэле (16,7% в совместном предприятии по добыче тяжелой нефти «Petromonagas», 26,7% в проекте «Boquerón» и 40% в проекте «Petroperijá»). Также ранее было приобретено 8% в проекте «Petromiranda» на блоке Хунин-6 Нефтяного пояса Ориноко.

Для ТНК-ВР это были первые шаги и первый опыт в направлении развития международного бизнеса Компании. В связи с этим необходимо отметить некоторые особенности ведения бизнеса в данном регионе присутствия:
<ol>
 	<li>Специфика законодательства (максимальная доля участия иностранного инвестора в любом проекте не выше 40%, оператором разработки месторождения всегда выступает национальная государственная компания PDVSA);</li>
 	<li>Основные перспективы роста добычи связаны с освоением тяжелой нефти лицензионных блоков нефтяного пояса Ориноко («Petromonagas», «Petromiranda»), благодаря которому Венесуэла занимает первое место в мире по запасам нефти;</li>
 	<li>Необходимость подготовки (улучшения – доведения плотности нефти до минимум 16API) добытой тяжелой нефти на специальных, крайне капиталоемких установках – апгрейдерах.</li>
 	<li>Сложная ситуация с рынком сервисных услуг в связи с высокой задолженностью PDVSA перед сервисными компаниями;</li>
 	<li>Гиперинфляция национальной валюты;</li>
 	<li>Сложности с получением дивидендов от продажи добытой нефти.</li>
</ol>
В первоочередные задачи Компании входило:
<ol>
 	<li>Подготовка стратегии развития бизнеса;</li>
 	<li>Формирование и усиление оргструктуры;</li>
 	<li>Формирование экспертного центра по тяжелой нефти и реализация перспективных возможностей «Petromonagas»;</li>
 	<li>Налаживание эффективного взаимодействия с PDVSA по всем ключевым направлениям ведения и развития бизнеса;</li>
 	<li>Увеличение эффективности программы бурения на «Petromonagas» (сокращение времени строительства скважины и увеличение начального дебита скважин);</li>
 	<li>Проработка вопроса увеличения доли участия в «Petromonagas» в перспективе до 30%-35% за счет, в том числе, обмена долей в «Petroperijá» и «Boquerón» на дополнительную долю в «Petromonagas».</li>
</ol>

Project owner

Detailed project information

Перспективы роста нефтегазового бизнеса в Венесуэле с первую очередь были связаны с добычей тяжелой нефти.

Добыча тяжелой нефти Нефтяного пояса Ориноко (Фаха) осуществлялась путем бурения горизонтальных скважин длиной горизонтальной части до 1000 м. Система заканчивания скважин – щелевые хвостовики размером щелей 500мкм. Добыча велась с использованием винтовых насосов с поверхностным приводом. Глубина залегания пластов от ~450 м (Петромиранда) до ~800 м (Петромонагас). Система разработки предусматривала разработку пластов в режиме истощения.

Активы «Petroperijá» и «Boquerón» имели значительно меньший потенциал роста. Тем не менее, необходимо отметить, что актив «Petroperijá», в силу недостаточной изученности и вовлеченности запасов в разработку, имел перспективы оптимизации системы разработки, уплотняющего бурения и роста добычи.

Основным преимуществом активов «Petroperijá» и «Boquerón» было качество добываемой легкой нефти в отличие от тяжелой нефти на Фахе, требующей улучшения на апгрейдере.

«Petromonagas»

В 2011 г. суточная добыча в «Petromonagas» упала до минимума –  95 тыс. барр./сут. тяжелой (8,5 API) нефти  в целом. По итогам анализа этого спада добычи в конце 2011 г. была реализована обширная буровая кампания. Успешная реализация буровой программы к концу августа 2012 г. обеспечила рост среднесуточного уровня добычи до 138 тыс. барр./сут. тяжелой нефти.

Комплексная работа группы по концептуальному проектированию (специалистов ТНК-ВР и PDVSA) перспективного развития актива «Petromonagas» показала возможность добывать до 210 тыс. барр./сут.

Наряду с увеличением эффективности буровых работ и комплексного подхода к разработке пласта давало неплохие перспективы дальнейшего развития проекта.

Необходимо отметить вопросы ограничения перерабатывающих мощностей апгрейдера в связи с чем группой по концептуальному проектированию (специалистов ТНК-ВР и PDVSA) рассматривались варианты повышения мощности апгрейдера.

&nbsp;

«Petromiranda» (блок Хунин-6)

Актив «Petromiranda» представлял собой комплексный проект по добыче и переработке на новом месторождении. Проект управлялся через ООО «Национальный нефтяной консорциум» (ООО ННК) – состоящий из пяти российских компаний (с равнодолевым участием и суммарной долей 40%), техническим руководителем которого со стороны российских акционеров являлась Газпром нефть.

На проекте реализовывалась схема ранней добычи нефти, параллельно велась подготовка программы разведки в поддержку полномасштабной разработки и базовое проектирование по ЦПС (центральному пункту сбора) и апгрейдеру. Максимальная суточная добыча оценивалась до 450 тыс. барр./сут (7 API) в целом по активу. Стартовые дебиты первых скважин достигали 600 барр/сут.

Проект был непростым как с точки зрения структуры управления, так и с точки зрения стоимости капитальных вложений. Предварительная оценка проекта показала, что для достижения положительной экономики необходимо получение налоговых льгот.

&nbsp;

«Boquerón»

«Boquerón» – наиболее сложный актив в портфеле проектов ТНК-ВР.

Зрелый актив закачки газа с рециркуляцией. При этом, глубина залегания пласта составляет более 5000 м.  Добыча падала уже на момент приобретения актива и в 2011 г. достигла минимума 6,5 тыс. барр./сут (40 API).

В результате тесного взаимодействия с PDVSA за счет ввода 3 новых скважин и дополнительного перевода в добычу одной нагнетательной скважины удалось добиться повышения добычи до 8,5 тыс. барр./сут. Максимальные суточные показатели достигали 10 тыс. барр./сут.

В результате детального анализа остаточных запасов был выявлен дополнительный потенциал, предусматривающий бурение четырех новых скважин.

&nbsp;

«Petroperijá»

«Petroperijá» – зрелый актив из пяти месторождений (в добыче три месторождения- Alpuf, Alturitas и San Jose, два месторождения не были введены в разработку – Machiques и San Julian) с суточной добычей ~9,5 тыс. барр./сут (18-23 API).

Актив представлял собой сложные с геологической точки зрения месторождения с существенными неопределенностями в оценке геологических запасов нефти.

В активе велась программа бурения. При этом существовал риск уменьшения запасов нефти по результатам уточнения геологического строения.

&nbsp;

Риски

Помимо того, что для Компании венесуэльские проекты были первым зарубежным опытом и Компания сталкивалась с множеством трудностей, наибольшим риском, с производственной точки зрения, являлось техническое состояние апгрейдера. Капитальный ремонт апгрейдера (2011 г) переносился уже более 5 лет. Ряд критических частей апгрейдера планировалось вывести в ремонт в ближайшее время.

Существовали также проблемы с задержками в закупке ТМЦ и услуг.

Terms of implementation, production schedules

Project resources

Project Roadmap

Project cost and financing schedules

Project economy

NPV

IRR, %

Risks

ABOUT YOUR COMPANY ROLE IN PROJECT

Role in project of your organization

Organization or your personal specialization