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:
- Специфика законодательства (максимальная доля участия иностранного инвестора в любом проекте не выше 40%, оператором разработки месторождения всегда выступает национальная государственная компания PDVSA);
- 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;
- Необходимость подготовки (улучшения – доведения плотности нефти до минимум 16API) добытой тяжелой нефти на специальных, крайне капиталоемких установках – апгрейдерах.
- Сложная ситуация с рынком сервисных услуг в связи с высокой задолженностью PDVSA перед сервисными компаниями;
- Гиперинфляция национальной валюты;
- Сложности с получением дивидендов от продажи добытой нефти.
В первоочередные задачи Компании входило:
- Подготовка стратегии развития бизнеса;
- Формирование и усиление оргструктуры;
- Формирование экспертного центра по тяжелой нефти и реализация перспективных возможностей «Petromonagas»;
- Налаживание эффективного взаимодействия с PDVSA по всем ключевым направлениям ведения и развития бизнеса;
- Увеличение эффективности программы бурения на «Petromonagas» (сокращение времени строительства скважины и увеличение начального дебита скважин);
- 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».
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.
«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.
«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.
«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.
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.
В должности Директора по разработке обеспечил комплексную техническую поддержку венесуэльских проектов в вопросах подготовки оптимальных планов разработки, геологического изучения, бурения.