Die quantitativen Indikatoren der Strategie 2025 weichen eigentlich nicht von den Plänen für 2020 ab. Es herrscht das Gefühl, dass Gazprom Neft die Frist zur Erreichung der strategischen Ziele einfach um fünf Jahre verschoben hat ...
Natürlich hat niemand die Frist für das Erreichen der Zielindikatoren der "Strategie-2020" verschoben: Diese Zahlen sollen 2020 erreicht werden. Gleichzeitig sehen wir die Dinge aber realistisch und verstehen, dass wir zumindest für einige Jahre eine ziemlich schwierige Aufgabe haben werden, dieses Niveau zu halten.
Wenn wir von Raffination sprechen, dann werden wir unter Beibehaltung des Gesamtvolumens den Anteil an Leichtölprodukten stark erhöhen. Dies wird jedoch von allen inländischen Ölfirmen... Somit wird Russland bis 2020 über eine der am besten ausgestatteten Verarbeitungsindustrien der Welt verfügen, die gleichzeitig höchstwahrscheinlich in einer sich nicht zu entwickelnden, wenn nicht sogar stagnierenden Binnenmarkt... Auf denen es dementsprechend schwierig sein wird, Marktanteile und Verarbeitungsvolumen zu halten. Der globale Verarbeitungsmarkt ist mittlerweile auch sehr, sehr wettbewerbsintensiv, daher lohnt es sich nicht, dort viel zu wachsen, obwohl wir in bestimmten Nischen im Ausland ernsthafte Positionen besetzen werden.
Wenn wir von Produktion sprechen, dann werden wir bis 2020 mehrere Großprojekte umsetzen. Aber bis dahin wird ein ziemlich starker Produktionsrückgang bei unseren traditionellen Anlagen erwartet, und nach 2020 werden wir bei den neuen Anlagen, die wir jetzt in die Entwicklung bringen, ein Plateau überschreiten. Die Produktion auf dem erreichten Niveau zu halten bedeutet also nicht, sich auf unseren Lorbeeren auszuruhen, sondern ernsthafte harte Arbeit, und um dies zu vervollständigen, müssen wir schneller als vor 2020 neue Reserven erschließen. Alles ist wie in "Alice Through the Looking Glass": Du musst genauso schnell laufen, um an Ort und Stelle zu bleiben, und um irgendwohin zu kommen, musst du mindestens doppelt so schnell laufen!
- Was macht 100 Millionen Tonnen Produktion im Zeitraum 2020 bis 2025 aus?
Ein Teil des Volumens ist die Umsetzung des vollständigen Entwicklungsplans für die aktuelle Generation von Großprojekten. Die zweite sehr wichtige Komponente ist das, was wir einen technologischen Keil nennen: Produktion von schwer zu fördernden Reserven, Arbeiten mit Formationen mit geringer Permeabilität - die Formationen Bazhenov, Abalak, Tjumen, Beteiligung an der Erschließung zuvor nicht förderbarer Reserven in bestehenden Gebieten, zunehmende der Ölgewinnungsfaktor mit Hightech-Produktionsmethoden. Der dritte Teil ist Suche, Exploration, Akquisition. Die Zonen, in die wir gehen werden, wurden bereits identifiziert, aber wir wissen noch nicht, was genau diese Projekte sein werden, sie müssen noch gefunden werden.
- Die Risiken sind also objektiv hoch?
Keine Risiken, sondern Unsicherheiten. Unsere Branche ist so - wir arbeiten ständig mit Unsicherheiten. Der Umgang mit Unsicherheiten, sei es Marktschwankungen beim Ölpreis oder Geologie, gehört generell zu den Kernkompetenzen von Mineralölunternehmen.
Jede Strategie basiert jedoch vor allem auf Prognosen - Änderungen der äußeren Bedingungen während des gesamten Planungszeitraums. Wie groß sind hier die Unsicherheiten?
Wir haben keine Vorhersagen gemacht. Dennoch sind die Entwicklung der Weltwirtschaft, diktierende Preise, das Volumen der Nachfrage, ihre geografische Verteilung Dinge, die nur schwer mit Sicherheit vorhergesagt werden können. Wir haben vier globale makroökonomische Szenarien entwickelt, die sich stark voneinander unterscheiden, und überlegten, wie das Portfolio bestehender und vorgeschlagener Projekte des Unternehmens in jedem von ihnen aussehen würde, bewerteten die Sicherheitsmarge für ungünstige Ergebnisse und die Bereitschaft, Vorteile zu nutzen einer günstigen Wendung der Ereignisse. Zunächst haben wir im Detail verstanden, wovon und wie das Gleichgewicht von Angebot und Nachfrage abhängen kann.
Die Nachfrage ist an das Tempo gebunden Wirtschaftswachstum in bestimmten Ländern. Wir haben zum Beispiel untersucht, ob die Länder Südostasiens oder Südamerikas in der Lage sind, eine Konsumgesellschaft nach eigenem Bedarf zu werden, oder ob sie weiterhin den Ländern des Nordens dienen werden. Dadurch wird eine gewisse Bandbreite der Nachfrage aus Ländern mit stabilisiertem oder sogar abnehmendem Nachfrage- und Konsumwachstum in neue Nachfragezentren usw. Die Rolle neuer Technologien ist im Hinblick auf die sich ändernde Nachfrage äußerst wichtig. Wenn die Welt reich genug ist, kann sie es sich leisten, Geld für ultraeffiziente Motoren, neue Energiequellen, auszugeben. Wenn die Welt arm ist, passiert dies nicht. Dabei ist entscheidend, wo die Anreicherung schneller stattfindet. Wenn die alten Ökonomien anscheinend reicher werden, wird der technologische Phasenübergang früher stattfinden, und dabei spielen nicht nur die technische und infrastrukturelle Bereitschaft, sondern auch politisch-ideologische Überlegungen eine Rolle, diese Länder können sich erlauben, ihre ökologischen Ideale verwirklichen, und die kommerzialisierte Massenproduktion von Entwicklungen wird bald der ganzen Welt zur Verfügung stehen und überall umgesetzt werden. Wenn es ums Weiterkommen geht wirtschaftliche Entwicklung jetzt relativ arme Länder mit einem Einkommen von 3-5 Tausend US-Dollar pro Person und primärer Motorisierung - höchstwahrscheinlich wird es eine massive Nachfrage nach einfachen Lösungen, einfachen Motoren geben, was bedeutet, dass der Nachfrageverlauf anders sein wird.
Ebenso haben wir die Optionen zur Änderung des Angebots bewertet, bei denen Unsicherheiten mit technologischen Durchbrüchen verbunden sind – ob es sich um einen Ausstieg aus dem ultratiefen Wasser oder dem arktischen Schelf handelt, inwieweit sie realisiert werden oder im Gegenteil enttäuschen die Aussichten für neue Reservenkategorien und so weiter.
Wenn Sie alle vorhandenen Kombinationen berechnen, können Sie unzählige Punkte erhalten, daher ist es logischer, mehrere Szenarien zu entwickeln, ganz unterschiedliche und ziemlich plausibel, die eine Grundlage für den Analyseraum bilden.
- Sie haben die Auswirkungen der Ölpreise nicht erwähnt ...
Die Preise an sich sind, abgesehen von anderen Parametern, nicht so wichtig, aber wir haben im Bereich von 60-120 USD pro Barrel gezählt. Das Basisszenario liegt bei etwa 90-95 USD pro Barrel.
Die Produktionsstrategie legt großen Wert auf die Arbeit mit unkonventionellen Reserven, wie der Bazhenov-Formation - gewissermaßen analog zum Schieferöl, das die Position der Vereinigten Staaten auf der Ölkarte der Welt bereits stark verändert hat. Setzen wir sie auch als strategische Reserve ein?
Wir betrachten Schieferöl nicht als Phantom, es ist eine sehr reale Sache, gewissermaßen eine Widerlegung der Hubbert-Peak-Theorie* und ein weiterer Beweis dafür, dass es im Allgemeinen noch recht viel Öl gibt. Wir glauben jedoch nicht, dass die Schieferölförderung die Welt vollständig verändern wird und dass die Arbeit mit dieser Kategorie von Reserven unsere heutige Vorgehensweise völlig umkrempeln wird. Vor allem, weil es noch recht teure Technik ist. Was unserem Unternehmen jedoch viele Perspektiven eröffnet, sodass wir in seiner Entwicklung ganz vorne mit dabei sind, zumindest schneller als europäische und asiatische Unternehmen sich dieser Klasse von Reserven in Westsibirien nähern. Wir werden sehen, wie erfolgreich diese Bewegung in den nächsten zwei, drei Jahren sein wird. Im Falle eines positiven Ergebnisses sollte Gazpromneft zu denjenigen gehören, die diese Technologie verwirklichen.
- Wie wollen Sie 10 Millionen Tonnen ausländischer Produktion gewinnen?
Auf den Irak im Allgemeinen und auf Kurdistan im Besonderen werden große Hoffnungen gesetzt. Wenn alle bestehenden Projekte im Mittleren Osten und Venezuela in der geplanten Form umgesetzt werden, werden wir bereits die strategischen 10 Mio. Tonnen erreichen. Dies berücksichtigt jedoch nicht die möglichen Risiken, sodass wir auf jeden Fall nach zusätzlichen Optionen suchen müssen.
Die Pläne für die Auslandsabwicklung sind recht ambitioniert, aber bisher gibt es nur Vermögenswerte in Serbien und Weißrussland. Was sind die wichtigsten Suchrichtungen?
Das Tempo unserer Auslandsentwicklung ist zum Teil auf den monetären Faktor zurückzuführen. Wir investieren bereits massiv in Großprojekte zum Umbau und zur Modernisierung der Verarbeitung, zum Ausbau der Produktionsbasis, gehen aber gleichzeitig verantwortungsvoll und ausgewogen mit dem Thema Kreditaufnahme um. Darüber hinaus - und das ist vielleicht die Hauptsache - sollte die Kapazität unserer Raffinerieanlagen unseren Produktionskapazitäten entsprechen, daher ist es notwendig, die Auslandskapazitäten proportional zu den Wachstumsraten der Produktion zu erhöhen. Es kann sinnvoll sein, einige Objekte für die Zukunft zu bauen – in den Regionen, in denen eine deutliche Nachfragesteigerung erwartet wird. Es ist klar, dass es sinnlos ist, in Europa mit seinem Überangebot an Kapazitäten zu bauen, aber in Asien ist das Wachstum offensichtlich. Aber in Europa gibt es Fabriken, die genug Synergien mit unseren Ölpipelines haben, mit unserem Geschäft - sie sind die Objekte unseres Interesses.
- Aber wir haben im Zeitraum 2020-2025 nur 10 Millionen Tonnen ausländische Produktion ...
Ausländische Raffinerien können mit russischem Öl betrieben werden. Einen Teil des Öls, das wir exportieren wollen, wollen wir in Anlagen verarbeiten, zu denen wir Zugang haben. Außerdem muss es physikalisch nicht unbedingt unser Öl sein - gewisse Tauschmöglichkeiten sind möglich. Obwohl es sich natürlich um denselben Markt handeln sollte - zum Beispiel den östlichen Teil der Pazifikregion.
Wo wollen wir uns im Vertriebsbereich bewegen, auch wenn im Zeitraum 2020 bis 2025 keine Steigerung der Raffineriemengen geplant ist?
Gleichzeitig ist jedoch geplant, das Volumen des Kraftstoffabsatzes zu erhöhen. Denn jeder Umbau einer Ölraffinerie bedeutet, dass wir aus der gleichen Menge an verarbeitetem Öl mehr Leichtölprodukte herstellen. Gleiches gilt für das Vertriebsnetz: Möglicherweise wird die Zahl der Tankstellen in unserem Land nicht mehr so schnell wachsen wie bisher, aber ihre Effizienz soll stark zunehmen. Wir können an bestehenden Standorten Stationen modernisieren oder grundlegend neu bauen, die Durchflussmenge drastisch ändern und so den Umsatz steigern. Dabei interessieren uns bestimmte Mechanismen - allen voran die Verbindung unseres Netzes zu einem territorialen Ganzen, die Präsenz auf allen Bundesstraßen, auch in den Regionen, in denen es keine eigenen Stationen gibt, z. über einen Franchise-Mechanismus.
Im Vergleich zu den rasanten Wachstumsphasen der letzten Jahre mögen wir uns zwar etwas verlangsamen, aber das Ziel, das Umsatzwachstum beizubehalten, bleibt bestehen. Das strategische Hauptziel unserer Vertriebseinheiten besteht darin, nahezu das gesamte Volumen der Mineralölprodukte des Unternehmens auf dem Markt zu platzieren und gleichzeitig hohe Channel-Margen und Kapitalrückflüsse sicherzustellen.
Sergey Vladimirovich, Gazprom Neft, hat kürzlich ein Programm für innovative Entwicklung bis 2020 genehmigt. Wie wurde dieses Dokument erstellt?
Das Dokument ist gewissermaßen der "Erbe" von Kapiteln über Innovationen im Ölgeschäft, die Teil des innovativen Entwicklungsprogramms von Gazprom sind. Technologie wird bei Gazprom Neft traditionell viel Aufmerksamkeit geschenkt, und das Unternehmen hatte immer ein entsprechendes Programm, das jedoch bis zu einem gewissen Punkt nicht in einer Strategie formalisiert wurde. Einer der Schwerpunkte der innovativen Entwicklung des Unternehmens im Explorations- und Produktionsbereich ist beispielsweise die effiziente Erschließung schwer abbaubarer Reserven (TRIZ). Dies ist ein viel diskutiertes Thema in der Branche, aber um jetzt über einige Ergebnisse sprechen zu können, haben wir vor zwei, drei Jahren begonnen, an der Lösung dieser Probleme zu arbeiten. Eine ähnliche Situation entsteht im Block der Ölraffination.
Welche Maßnahmen zur Modernisierung von Fabriken sieht das Programm vor?
Wenn wir von der Raffinerie sprechen, dann umfasst das gesamte Modernisierungsprogramm zwei große Umbauwellen. Die erste ist die Umsetzung eines Qualitätsprogramms, in dessen Rahmen Kraftstoffaufbereitungsanlagen gebaut wurden. Damit können wir bis Mitte dieses Jahres alle Werke auf die Produktion von Kraftstoffen der Klasse 5 umstellen.Der zweite Modernisierungsschritt, der sich genau in der Strategie der innovativen Entwicklung widerspiegelt, ist die Erhöhung der Raffinationstiefe. Bis 2020 erfolgt der Umbau einer tiefen Ölraffinationsanlage in Omsk und einer katalytischen Crackanlage in Moskau. Darüber hinaus werden in beiden Werken Kokereien sowie Hydrocracking-Einheiten in den Raffinerien Omsk, Moskau und Jaroslawl gebaut. Als Ergebnis wird die Designtiefe der Verarbeitung in unseren Fabriken 94 % überschreiten und die Ausbeute an leichten Produkten wird 77 % überschreiten.
Sieht das Programm den Einsatz russischer Technologien vor?
Ja, sie werden gemeinsam mit dem Institut für Petrochemische Synthese der Russischen Akademie der Wissenschaften (TIPS) und dem Institut für Probleme der Kohlenwasserstoffverarbeitung der Russischen Akademie der Wissenschaften entwickelt. Gemeinsam mit INKhS wurde eine Technologie zur umweltgerechten Herstellung einer hochoktanigen Benzinkomponente geschaffen, die es uns ermöglicht, in unmittelbarer Nähe der für das Moskauer Werk besonders wichtigen Stadt zu arbeiten. Gemeinsam mit demselben Institut entwickeln wir einzigartige Technologien zur Aufbereitung von Schwerölrückständen und zur Hydrokonversion von Teer. Obwohl die endgültige Bewertung der Machbarkeit ihrer Kommerzialisierung für 2016 geplant ist, haben wir bereits genug Vertrauen in den Erfolg dieser Technologie. Darüber hinaus ist in Omsk die einzige Produktionsstätte in Russland für die Herstellung von Katalysatoren in Betrieb, und einer unserer Tätigkeitsbereiche ist die Entwicklung der Produktion von russischen Katalysatoren mit Eigenschaften, die denen ausländischer Pendants überlegen sind. Zu diesem Zweck kooperieren wir mit dem Institut für Katalyse und dem Institut für Probleme der Kohlenwasserstoffverarbeitung der sibirischen Abteilung der Russischen Akademie der Wissenschaften. Durch Arbeitsteilung und Kooperation entwickeln wissenschaftliche Einrichtungen die Prinzipien neuer Technologien und Verfahren perfekt und wir bringen sie in die industrielle Anwendung, vom Reagenzglas bis zur Fabrikanlage.
Seifeneffekt
Was ist mit dem Produktionssegment?
Wichtige Bereiche sind die verbesserte Ölförderung und die Arbeit mit schwer zu fördernden Reserven. Um diese Aufgaben zu erfüllen, setzt das Unternehmen aktiv Horizontalbohren und multiples Hydrofracking (Hydraulic Fracturing) ein. Darüber hinaus haben wir erst Ende 2011 mit der mehrstufigen Hydrofracking-Technologie begonnen, die für die Zusammenarbeit mit TRIZ wirksam ist, und planen bereits 2013 mehr als 120 solcher Hydrofracking-Verfahren durchzuführen. Dieses Beispiel zeigt gut die Dynamik der Einführung effizienter Technologien durch das Unternehmen. Während wir die Technologien auf dem Markt studieren, müssen wir in hohem Maße mit globalen Auftragnehmern interagieren; in Russland arbeiten jedoch russische Spezialisten unter ihrer Flagge. Dabei nutzen wir die gemeinsam mit dem Ufa Scientific and Technical Center entwickelte Technologie "Electronic Field".
Ist es eine russische Entwicklung oder eine Adaption eines westlichen Softwareprodukts?
Einige Anpassungen sind vorhanden, aber dies ist nicht nur ein Softwareprodukt. Es geht um Ansätze, ein genaues Verständnis des Geschehens im Feld, die Fähigkeit, die Injektionsrate zeitnah zu steuern, Brunnen im nichtstationären Wasserflutmodus anzuschalten. Dazu werden Algorithmen verwendet, die unter anderem von russischen IT-Auftragnehmern - dem Ufa Scientific and Technical Center und ITSK - entwickelt werden. Es gibt mittlerweile eine Menge Technologie auf der Welt. Und es gibt so etwas - "den Fluch des Pioniers". Ein Pionier, der auf jeden möglichen Harke tritt, gibt viele Ressourcen für die Entwicklung und Kommerzialisierung von Technologien aus. Wer ihm folgt, kann seinen Erfolg in kürzerer Zeit und mit weniger Aufwand und Kosten wiederholen. Wir haben jetzt viele Technologien, die bereits kommerzialisiert wurden, und wir müssen keine Zeit und kein Geld verschwenden, große Schüsse stopfen und uns an ihrer Implementierung beteiligen. Sie müssen nur effektiv auswählen und anpassen, was benötigt wird. Unsere Hauptaufgabe ist es also, dieser Moment- die Fähigkeit zu erhalten und zu entwickeln, schnell zu beurteilen, was auf dem Markt passiert, und das Beste von dem, was in Ihrer Produktion angeboten wird, einzuführen.
Welche Arbeiten sind geplant, um die Ölförderung zu verbessern?
Ein Beispiel für den Einsatz von Technologie zur verbesserten Ölförderung kann das Polymer-Alkali-Flutverfahren genannt werden, das uns Shell anbietet. In Kanada, China wird die Technologie bereits aktiv eingesetzt, im Oman werden Pilotarbeiten durchgeführt. Wenn wir es an den Fingern erklären, liegt der niedrige Ölrückgewinnungsfaktor (ORF) unter anderem daran, dass Öl am Gestein klebt und in der Formation verbleibt. Hauptidee neue Technologie- kein Wasser in das Bohrloch zu pumpen, sondern einen bestimmten Cocktail chemischer Zusammensetzungen, um den Ölgewinnungsfaktor zu erhöhen. Das Alkali im Cocktail bereitet das Gestein vor und verstärkt im Zusammenspiel mit dem Öl die Wirkung des zusätzlich eingespritzten Tensids, das das Öl abstreift.
Das heißt, wird die Wirkung einer Seife erhalten?
Ja, das ist richtig. Erst Soda, dann Seife - es entsteht eine Emulsion, eine Suspension von Öltröpfchen in Wasser, wie Öl in einer Pfanne unter Zusatz von Reinigungsmittel. Verdrängt man die Emulsion dann nur noch mit Wasser, so umspült sie die gebildeten Öltröpfchen, fügt man eine Verdickungskomponente hinzu, drückt sie die Tröpfchen wie ein Kolben heraus. Dann wird gewöhnliches Wasser injiziert, das den gebildeten "Thrombus" drückt. Dies wird als chemisches Fluten bezeichnet.
Welche Chemikalien werden verwendet?
Ziemlich einfach. Generell findet sich auch in der Restaurantküche alles, was man braucht: Soda, Waschmittel und Guarkernmehl, wobei bei der Herstellung nicht genau die gleichen Stoffe verwendet werden.
Sicherlich werden Fragen auftauchen - ist es schädlich für das Grundwasser?
Die Qualität des Grundwassers wird dadurch nicht beeinträchtigt. Die Formulierungen werden genau in das Reservoir eingespritzt, das bereits Öl enthält. Aon ist per Definition isoliert, da sonst auch Öl in Grundwasser, und sie ist ein viel gefährlicherer Schadstoff. Darüber hinaus kommt es in Tiefen von 2-3 km zu Überschwemmungen.
In welchen Regionen planen Sie den Einsatz dieser Technologie?
Jetzt prüfen wir das Potenzial seiner Anwendung im Autonomen Kreis der Khanty-Mansi und im Autonomen Kreis der Yamalo-Nenzen. Da es von Shell angeboten wird, wird das Pilotprojekt auf dem Salym-Feld stattfinden, das von dem Joint Venture Shell und Gazprom Neft - Salym Petroleum Development entwickelt wird. Zusätzliche Ölmengen, die wir durch den Einsatz dieser Technologie erhalten, können die effektive Erschließungszeit der Salym-Felder um 10-15 Jahre erheblich verlängern. Wir haben vereinbart, dass unsere Spezialisten in alle Arbeitsschritte direkt eingebunden werden, um zu verstehen, wie Mischungen, Komponenten, Lösungen usw. ausgewählt werden. Wenn die Technologie erfolgreich angewendet wird, erwarten wir, dass sie in unseren eigenen Bereichen eingesetzt wird.
Müssen Sie Ihre Produktionsanlagen aufrüsten, um die neue Technologie anzuwenden?
Es ist möglich, dass beschlossen wird, mehrere zusätzliche Bohrlöcher zu bohren, um den „Cocktail“ effizienter in die Formation zu pumpen. Es wird auch notwendig sein, Blöcke zum Mischen und Einspritzen der Mischung auf dem Feld zu platzieren. Eine spezielle Ausbildung ist jedoch nicht erforderlich.
Wie hoch ist die angestrebte Wachstumsrate des Ölförderungsfaktors?
10-15%. Bei einem niedrigeren Satz kann sich der Einsatz neuer Technologien möglicherweise nicht lohnen.
Sie realisieren mit Shell in Salym ein weiteres Projekt - die Erschließung von Schieferölreserven.
Ja. Darüber hinaus haben wir im April mit ihnen eine Vereinbarung über die Entwicklung neuer Projekte in diesem Bereich unterzeichnet. Es gibt einige Bereiche, in denen es Perspektiven für die Entwicklung von Leichtöl in Formationen mit geringer Permeabilität gibt, das oft als Schieferöl bezeichnet wird, und die Gewinnung eines zuverlässigen Partners wird es uns ermöglichen, unser Arbeitsprogramm zu verdoppeln. Jeder versteht, dass die Wahrscheinlichkeit, ein Portfolio mit effizienten Vermögenswerten zu bilden, umso höher ist, je größer der von Research abgedeckte Bereich ist. Es ist seit langem bekannt, dass im russischen Untergrund eine riesige Bazheno-Abalakovskaya-Formation liegt, deren Kohlenwasserstoffreserven sich auf mehrere Milliarden Tonnen belaufen. Aber es ist noch nicht ganz klar, wie viel von diesem Öl gewonnen werden kann. Dies muss noch verstanden werden und die Technologie wird dabei eine entscheidende Rolle spielen. Durch die Verwendung von Bohrlöchern mit unterschiedlichen Controlled Hydraulic Fracturing-Architekturen beginnen wir beispielsweise, zu den Reserven zu gelangen, die zuvor als überhaupt nicht in die Erschließung einbezogen galten. Das Design des Hydrofrackings in der Bazhenov-Formation und in TRIZ in traditionellen Formationen ist unterschiedlich, aber diese beiden angrenzenden Technologien erhöhen die russische Produktionsbasis wirklich erheblich. Ich werde mich nicht verpflichten, landesweit zu zählen, aber für uns selbst schätzen wir ihren möglichen Beitrag auf etwa 10-15% unserer Produktion am Horizont des Jahres 2020, das sind 10-15 Millionen Tonnen. Außerdem ist dies immer noch ein eher konservatives Szenario .
Vorbeigehen
Behandelt das Programm das Thema Verwertung von Erdölbegleitgas (APG)?
Bestimmt. Wir arbeiten in zwei Richtungen. Die erste ist die Nutzung von APG zur Energieversorgung unserer Felder. Gas wird es ermöglichen, Dieselkraftstoff und Heizöl zu ersetzen, die derzeit in der Erzeugung für den Eigenbedarf verwendet werden. Der zweite ist die Entwicklung der GTL-Technologie, dh der Gas-zu-Flüssigkeit-Umwandlung. Im Prinzip wird die GTL-Technologie seit 85 Jahren eingesetzt, das Problem besteht jedoch darin, dass das Begleitgas in seiner Zusammensetzung instabil ist, außerdem produziert die traditionelle GTL-Anlage ausreichend hochmolekulare Verbindungen, die gecrackt werden müssen, um in kommerzielle Produkte umgewandelt zu werden. Leider ist ein effektiver Einsatz von Crackanlagen nur möglich, wenn viel größere Mengen an Rohstoffen verwendet werden, als wir im Feld haben. Die Lösung des Problems besteht darin, eine technologische Kette zu schaffen, die es ermöglicht, durch den Einsatz der GTL-Technologie ein Produkt zu erhalten, das sich zum Mischen mit Öl in einer Pipeline eignet. Dies ist eine große Herausforderung für die Katalysatorchemie, und wir diskutieren die Möglichkeit, dieses Problem am Raffineriestandort Omsk anzugehen, um Prozesse und Anlagen zu entwickeln, die für den Einsatz in abgelegenen Feldern geeignet sind. Darüber hinaus erwägen wir den Bau von petrochemischen Anlagen in Omsk, deren Einsatzstoff offenbar breite Fraktionen leichter Kohlenwasserstoffe aus APG und Kondensat sein wird. Dies ist jedoch bereits eine Strategie für die Entwicklung der petrochemischen Ausrichtung unseres Geschäfts, die sich noch in der Entwicklung befindet.
Ist die Einführung alternativer Kraftstoffe geplant?
Gemeinsam mit Gazprom arbeiten wir am Thema NGV-Kraftstoff. Jetzt diskutieren wir die Möglichkeit, an einigen unserer Tankstellen eine Druckgasabfüllung zu organisieren. Auch das Thema Bunkern von Schiffen mit Flüssigerdgas (LNG) werden wir beleuchten. Wir wissen, dass LNG nach 2020 einen erheblichen Anteil am Schiffskraftstoffmarkt einnehmen wird. Und wir bemühen uns sicherzustellen, dass unsere spezialisierte Tochtergesellschaft - Gazpromneft Marine Bunker - in diesem Segment einen würdigen Platz bekommt. Wir sind zuversichtlich, dass wir durch die Erfahrungen, die wir beim Bunkern in verschiedenen Ländern gesammelt haben, und die Erfahrung unserer Muttergesellschaft im LNG-Markt einen guten Synergieeffekt für die Entwicklung dieses Geschäftszweigs erzielen werden.
Sicherlich beinhaltet das innovative Entwicklungsprogramm Kooperationen mit Universitäten.
Wir arbeiten aktiv mit Universitäten zusammen und versuchen, eine Art Technologiecluster in St. Petersburg zu schaffen. Wir veranstalten Konferenzen in der Stadt sowohl zu Technologien zur Herstellung und Verwendung von Kraft- und Schmierstoffen als auch zu verschiedenen Aspekten der Erhöhung des Ölförderungsfaktors und der Erschließung schwer zu fördernder Vorkommen. In St. Petersburg wurde im vergangenen Jahr unter Beteiligung von Gazprom Neft die Nord-West-Niederlassung der Society of Petroleum Engineers gegründet, und wir beziehen das Bergbauinstitut in unsere Projekte mit ein. Wir arbeiten weiterhin mit anderen Basisuniversitäten zusammen, insbesondere mit der Gubkin University. Wir verstehen, dass es für eine qualitativ hochwertige wissenschaftliche Begleitung unserer Projekte in Zukunft notwendig ist, schon heute einen „Förderer“ von Spezialisten vorzubereiten.
20.04.2019 Yukilevich Oleg Valerievich 50 Jahre alt
Igor, herzlichen Glückwunsch! Ihr Traum ist wahr geworden. Grüße aus dem fernen Kirovakan von 1989 von Oleg Yukilevich Rostow am Don!
04.08.2019 Paul Che
Früher habe ich, angefangen von einer fernen, fernen Kindheit bis hin zum Studium mit einigen langen Unterbrechungen, weitergelebt Der hohe Norden und deshalb habe ich seit jener fernen Zeit sehr gut von solchen Vorfällen gehört.
- Solche Ausbrüche gab es dort schon immer, begleitet von den schönsten Feuerstößen mit Farbtönungen, an die man sich ein Leben lang erinnern wird. Natürlich nur diejenigen, die das Glück hatten, dieses Wunder mitzuerleben.
Außerdem ist Ihr bescheidener Diener der Entdecker der sogenannten "Clathrat-Anabiose", dh er versteht das Thema Clathrat.
- Deshalb war ich lange vor der Entdeckung eines Kraters in Jamal im Jahr 2014 der ERSTE, der die Idee eines Methanhintergrunds für all diese Phänomene vorbrachte. Über die ich viel von direkten Augenzeugen derselben genau unbeschreiblichen Schönheitstundra-„Shows“ gehört habe.
Übrigens war ich auch der erste Forscher, der den mysteriösen Tod ganzer Vogelschwärme direkt in der Luft, das Massensterben von Fischen in Stauseen und das unverständliche Werfen von Meeressäugern (Wale, Delfine etc.) ) am Ufer, für niemanden unverständlich.
- Und diese Naturtragödien sind auch mit der Freisetzung verschiedener Erdgase verbunden, darunter sogar Wasserstoff.
Schauen Sie – „DIE NEUESTE BEDROHUNG: AM RANDE DER ÜBER“:
https://www.proza.ru/2013/01/20/1602
04.04.2019 Oleg Sergeevich Kadkalo 37
Leute, Teilnehmer, gut gemacht! Die SIBUR Championship ist ein cooles Event, es lohnt sich auf jeden Fall mitzumachen - es ist ein guter Karrierekick und zum Kennenlernen interessante Leute... Beachten Sie, dass das Lösen von Falltests keine leichte Aufgabe ist. Wenn Sie sie noch nicht gelöst haben, müssen Sie sich vorbereiten. Ich empfehle die hrlider-Ressource - schaut mal rein
04.04.2019 Sidorov Ivan Petrovich, 55
Die Türken haben die einzig richtige Entscheidung getroffen - mit Russland ein Atomkraftwerk zu bauen. Nichts macht das Land so „verbunden“ und verpflichtet zu mehr Kooperation, als der Abschluss eines so langfristigen Vertrages
03.04.2019 Klimov Alexander Petrowitsch 66 Jahre alt
Das Dokument erwähnt das Finanzministerium, das Energieministerium, Fas und die Ölarbeiter, und wo die Menschen oder der wahre Besitzer der natürlichen Ressourcen nichts zu tun haben.Die Duma und die Regierung sind weit entfernt von den Bedürfnissen der Menschen und leben ihr eigenes Leben, und die Menschen sind das, womit man Geld verdienen kann.
26.03.2019 Lyaschenko Arkady Evgenievich
Soweit mir bekannt ist, sind alle 26 LNG-Tanker und 2 Tanker zum Transport von Gaskondensat in der Anordnung der Regierung namentlich aufgeführt. Davon gehören nur 15 LNG-Tanker der Eisklasse Arc7 an. Um die zweite im Bau befindliche Arctic LNG-2-Anlage zu warten, benötigt Novatek 15 weitere solcher Gastanks, die auf der Werft Zvezda gebaut werden sollen. Die Auftragserteilung an diese russische Werft sieht vor, dass diese Gastanker unter russischer Flagge operieren. Außerdem gehört von 26 der Regierung zur Verfügung gestellten LNG-Tankern nur einer einer russischen Reederei, der Rest sind ausländische. Natürlich arbeiten ausländische Seeleute auf ausländischen Gastankern.
Aktionäre von Novatek sind ausländische Firmen... Am Ende, was für eine Entwicklung
Nord Seeweg Russland geht Rede? LNG wird vollständig außerhalb der Russischen Föderation exportiert Privatunternehmen mit ausländischen Anteilseignern, auch exportiert von ausländischen Gasfrachtern mit ausländischer Besatzung, erfolgt der Bau von Schiffen durch ausländische Reeder auf ausländischen Werften.
23.03.2019 Slobodina Natalia Alexandrowna
1979 absolvierte ich ein Vorpraktikum beim Geophysical Enterprise in Nischnewartowsk. Und 1980 kam sie mit ihrem Mann zum Einsatz in die Stadt Surgut. Mehr
Wir arbeiten seit 30 Jahren im Norden. Mit großer Freude möchte ich allen Ölarbeitern des Nordens für ihren Mut, ihren Mut und ihr Engagement danken. Gesundheit!
Egal was sie über alternative Energiequellen sagen, die Nachfrage nach Russisches Öl und Gas wird bleiben (nach Weltmaßstäben sind sie sehr billig zu produzieren). Aber sie könnten aufhören, Superprofite zu machen und zu einem Analogon zu anderen Industriesektoren zu werden, sagt Sergey Vakulenko, Leiter der Abteilung für strategische Planung von Gazprom Neft.
Die Veröffentlichung wurde im Rahmen von
Wenn wir über die Zukunft Russlands in 20 Jahren sprechen, ist es unmöglich, nicht über Energie zu sprechen. Auf Öl und Gas entfallen etwa 80 % der russischen Exporte, etwa die Hälfte der Haushaltseinnahmen und etwa ein Viertel des Bruttosozialprodukts. Aber auch die Produktion von Stickstoffdüngemitteln und andere energieintensive Industrien, die das gleiche Öl und Gas tatsächlich exportieren, nur in leicht verarbeiteter Form mit relativ geringer Wertschöpfung, lohnt sich dazu.
In den letzten Jahren wurde viel über die Energiewende gesprochen, die sowohl die Position der russischen Energieexporte in der Welt als auch die Einkommen des Landes dramatisch untergraben könnte. Wie in solchen Fällen fallen neben wahren Informationen und vernünftigen Interpretationen viele Mythen in den Nachrichten- und Analysebereich.
Es gibt mehrere Trends auf dem Energiemarkt, aber es gibt vier Schlüsseltrends:
- Zunahme der Kohlenwasserstoffproduktion aus Gesteinen mit geringer Permeabilität
- das Erscheinen einer großen Menge von LNG auf dem Weltmarkt
- schnelle Entwicklung von Wind und Solarenergie, Sorge um den Klimawandel
- Elektrifizierung des Verkehrs
Dies ist nicht die erste Episode dieser Art in der Geschichte des Weltenergiemarktes. In den Jahren 1970-1980 schuf die Offshore-Bergbautechnologie zwei HauptkonkurrentenÖl aus dem Nahen Osten - der Golf von Mexiko und die Nordsee. Zur gleichen Zeit wurde in der Energiewirtschaft Heizöl für den Ofen durch Erdgas ersetzt, die Modernisierung von Fahrzeugen fand statt, was den durchschnittlichen Kraftstoffverbrauch stark reduzierte, energiesparende Technologien in Produktion und Bau wurden zu einer eigenen Branche geformt . Einerseits waren diese Prozesse eine Reaktion auf einen starken Anstieg der Ölpreise Anfang der 1970er Jahre, der zunächst durch die Durchsetzung der Souveränität über ihre Ressourcen und den Erwerb von Marktmacht durch viele Ölförderländer verursacht wurde möglich, den Preis zu diktieren), und dann durch politische Instabilität während vieler Ölförderländer und Kriege. Allerdings hat sich die Energiewende als Ergebnis des technologischen Fortschritts an vielen anderen Fronten erwiesen. In der Folge kam es 1986 zum Preisverfall, als der Ölindustrie außerhalb des Persischen Golfs jahrzehntelang düstere Aussichten vorhergesagt wurden. Die Geschichte hat gezeigt, dass das Leben reicher ist – tatsächlich haben Superprofite die Branche jedoch verlassen, um 15 Jahre später zurückzukehren. Aber seitdem ist die Nachfrage um das Anderthalbfache gestiegen, und die Ölkonzerne haben die Top-Linien verlassen. Forbes-Bewertung erst in den letzten 5 Jahren an Boden zu den Internetgiganten verloren.
Der allgemeine Energieverbrauch stellt sich wie folgt dar: Seit dem 19. Jahrhundert verbraucht die Menschheit jedes Jahr mehr Brennstoff jeder Art als im Vorjahr. Kohle könnte zugunsten von Öl und Öl zugunsten von Gas ihre Rolle verlieren, aber nur in Prozentsatz, neutralisierte der Anstieg der Nachfrage den Wettbewerb zwischen den Kraftstoffen.
Die Schiefertechnologie begann sich ungefähr 20 Jahre zu entwickeln, bevor sie zum Mainstream wurde. Dreistellige Ölpreise haben eine starke Nachfrage nach den Dienstleistungen von Ölfeld-Serviceunternehmen sowie das schnelle Wachstum der US-Bohr- und Fracturing-Flotte angetrieben. Und jetzt erschließen amerikanische Unternehmen dank dieses Parks riesige Ölreserven, die lange bekannt waren, aber als kommerziell nicht rentabel galten. Infolgedessen gewinnen die Vereinigten Staaten ihren Anteil am Ölmarkt stark zurück und kehren einen langfristigen Trend zu einem Rückgang der Produktion um. Wie weit das Wachstum der Schieferproduktion in den Vereinigten Staaten gehen kann, ist noch offen. Die meisten Analysten sind sich einig, dass es möglich ist, weitere 2-3 Millionen Barrel pro Tag hinzuzufügen, aber dann wird es ziemlich schwierig, dieses Niveau zu halten - Schieferbohrlöcher sind schnell erschöpft, daher werden immer mehr neu gebohrte Bohrlöcher gewartet, und das Produktionsniveau nicht zu erhöhen. Gleichzeitig hat sich die weltweite Nachfrage inzwischen der Marke von 100 Millionen Barrel pro Tag angenähert und nur für Vergangenes Jahr wuchs um 1,63 mbd mit einer erwarteten Wachstumsrate von etwa der gleichen im Jahr 2018.
Paradoxerweise ist die Entwicklungsgeschichte der amerikanischen und russischen Ölindustrie in dieser Hinsicht sehr ähnlich - in unserem Land ging die Produktion von 1988 bis 2001 zurück und halbierte sich fast. Die Prognosen jener Jahre gingen davon aus, dass diese Rezession nicht mehr rückgängig gemacht werden würde. Heute produziert Russland jedoch die gleiche Menge wie auf dem Höhepunkt vor 30 Jahren. Das beeindruckende Produktionswachstum in den letzten 7-8 Jahren ist mit der großflächigen Einführung von Bohrungen mit langen Horizontalbohrungen (bis zu 1.500 Meter) und mehrstufigem Hydrofracking (bis zu 25 Stufen) verbunden. Dies ist das amerikanische Niveau von vor etwa 5 Jahren. Diese Technologien ermöglichten es, jene Bereiche und Horizonte von Feldern in Westsibirien in die Entwicklung zu bringen, die mit den alten Methoden nicht gewinnbringend erschlossen werden konnten. Ich möchte darauf hinweisen, dass Russland praktisch nicht aus Schiefervorkommen fördert, weil es genügend Reserven in Zwischenkategorien gibt und es keinen Sinn macht, auf Schiefer zu gehen, bis leichter zu erschließende Reserven erschlossen sind. Russland verfügt nun nach den USA über die zweitgrößte Flotte von Schwerbohrgeräten und eine Flotte von Hydrofracking-Einheiten.
Der zweite Aspekt der Energiewende war die explosive Entwicklung des LNG-Marktes. Einen Markt an sich gab es lange Zeit nicht – zwischen dem Förderprojekt, der LNG-Anlage und dem Terminal, an dem es dieses Gas aufnehmen sollte, gab es starre Verbindungen. Tatsächlich war es ein Analogon einer Pfeife, nur eine Vertragspfeife. Sowohl die LNG-Anlage, das Terminal als auch die Tanker waren eine zu teure Infrastruktur, um sie spekulativ zu bauen, indem man auf Spot-Verkäufe und -Käufe rechnete – Investoren brauchten Amortisationsgarantien. Im Laufe der Zeit hat sich in der LNG-Wertschöpfungskette genügend Kapazität herausgebildet, um diese Bedenken allmählich abzubauen. Ein Schlüsselereignis wird die Markteinführung großer Mengen von LNG aus den USA im Zeitraum 2019-2022 sein. Bis zu 100 Milliarden Kubikmeter Gas dürfen auf den Weltmarkt gelangen (die Grafik ist in Milliarden Kubikfuß pro Tag, der Umrechnungsfaktor in Milliarden Kubikmeter pro Jahr beträgt 10,33), was mit dem Volumen der russischen Exporte nach Europa vergleichbar ist.
Die Situation bei diesem Gas ist so, dass große weltweite Gasunternehmen tatsächlich für den Bau von Anlagen bezahlt haben und Verträge über obligatorische Zahlungen für die Nutzung von Kapazitäten unterzeichnet haben. Somit beträgt der reale Preis der Gasverflüssigung für sie jetzt 0,5-1 USD pro mmBTU oder 17-35 USD pro Tausend Kubikmeter, und weitere zwei Dollar (70 pro Tausend Kubikmeter) sind nicht zu vernachlässigende Fixkosten, versunkene Kosten für die Sprache der Ökonomen. Im Jahr 2016 importierte Europa 50 Milliarden Kubikmeter LNG, das in Pipelinegas umgewandelt wurde, und es gibt 160 Milliarden importierte Kapazitäten. Diese Kapazitäten sind jedoch ungleich verteilt und konzentrieren sich hauptsächlich im äußersten Westen des Kontinents - Pipelines von dort nach Deutschland und Zentral Europa, über das dieses Gas geliefert werden kann, eben nicht. Und selbst unter Berücksichtigung der praktisch freien Verflüssigung erweist sich amerikanisches LNG als teurer als russisches Gas. Der natürliche Markt für US-LNG ist Asien mit seiner wachsenden Nachfrage und höheren Preisen.
Das Erscheinen von LNG auf dem Markt verändert das seit langem bestehende Konzept des Gasmarktes als unangefochtenes System, als durch die Kaufentscheidung des einen oder anderen Anbieters ein starkes Abhängigkeits- und Risikoverhältnis geschaffen wurde. LNG kann in Europa preislich nicht mit russischem Gas konkurrieren, schafft aber eine immer verfügbare Alternative dazu. Dies reduziert die Fähigkeit Russlands, die Gaspreise zu diktieren, drastisch. Auf der anderen Seite gibt es aber auch einen starken Verhandlungshebel - man kann immer sagen, dass der Markt wettbewerbsfähig ist, und Russland ist keineswegs ein Monopolanbieter und bestimmt nicht das Preismonopol. In der aktuell angespannten politischen Lage gibt dies potenziellen Käufern einen gewissen Trost – die Entscheidung für den Gaskauf wird wirtschaftlich und nicht aus der Sphäre der Politik und Sicherheit.
Allerdings liegt das Hauptaugenmerk nun nicht mehr auf Öl und Gas, sondern auf erneuerbaren Energien. Auf den ersten Blick können Fortschritte in dieser Branche die Nachfrage nach Gas und Kohle im Energiesektor und bei der Umstellung des Verkehrs auf Strom - und Öl - dramatisch reduzieren, wenn nicht sogar zunichte machen.
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Sergey Vakulenko
Absolvent des Moskauer Instituts für Physik und Technologie, wo er einen Master in angewandter Mathematik erhielt. M.Sc. in Law and Diplomacy von der Fletcher School of Law and Diplomacy (ein gemeinsames Programm von Tufts und Harvard University).
Von 1998 bis 2007 arbeitete er bei Shell als Ökonom, Business Development Manager, Director of Oil Sales, Repräsentant eines Gesellschafters in einem Joint Venture und Director of Planning für die globale Explorations- und Produktionsabteilung an Projekten in Russland, Kasachstan, Brasilien, Japan, mit Hauptsitz in London und Den Haag.
Von 2008 bis 2011 - Head of Consulting Practice bei IHS CERA in Russland.
Seit 2011 - Leiter der Abteilung für strategische Planung der JSC Gazprom Neft.
