Wskaźniki ilościowe „Strategii-2025” właściwie nie odbiegają od planów na 2020 rok. Odnosi się wrażenie, że Gazprom Nieft po prostu przesunął termin realizacji celów strategicznych o pięć lat...
Oczywiście nikt nie opóźnił terminu osiągnięcia wskaźników docelowych „Strategii 2020”: planowane jest osiągnięcie tych wartości w 2020 roku. Ale jednocześnie patrzymy na sprawy realistycznie i rozumiemy, że przez co najmniej kilka lat będziemy mieli dość trudne zadanie, aby utrzymać ten poziom.
Jeśli mówimy o rafinacji, to przy zachowaniu całkowitego wolumenu gwałtownie zwiększymy udział produkcji lekkich produktów naftowych. Jednak zostanie to zrobione mniej więcej w tym samym czasie przez wszystkich krajowych koncerny naftowe. Tak więc do 2020 r. Rosja będzie miała jeden z najlepiej wyposażonych przemysłów przetwórczych na świecie, działając najprawdopodobniej na niezbyt rozwijającym się, jeśli nie w stagnacji Rynek krajowy. Tam, gdzie w związku z tym trudno będzie utrzymać udział w rynku i wielkość rafinacji. Światowy rynek rafineryjny też jest teraz bardzo, bardzo konkurencyjny, więc nie warto tam zbytnio się rozwijać, choć w pewnych niszach za granicą zamierzamy zająć poważne pozycje.
Jeśli mówimy o produkcji, to do 2020 roku zrealizujemy kilka dużych projektów. Ale do tego czasu spodziewany jest dość gwałtowny spadek produkcji w naszych tradycyjnych aktywach, a po 2020 roku miniemy okres plateau w tych nowych aktywach, które teraz rozwijamy. Utrzymanie produkcji na obecnym poziomie nie spoczywa więc na laurach, ale poważna ciężka praca, a żeby to zrobić, musimy tworzyć nowe rezerwy nie mniej dynamicznie niż przed 2020 rokiem. Wszystko jest jak w „Alicji po drugiej stronie lustra”: musisz biec tak szybko, jak to tylko możliwe, żeby tylko pozostać na miejscu, a żeby się gdzieś dostać, musisz biec co najmniej dwa razy szybciej!
- Co będzie stanowić 100 mln ton produkcji w okresie 2020-2025?
Częścią zakresu jest wdrożenie pełnego schematu rozwoju obecnej generacji dużych projektów. Drugim bardzo ważnym elementem jest to, co nazywamy klinem technologicznym: wydobycie trudnych do wydobycia złóż, praca z formacjami o niskiej przepuszczalności – zestawy Bażenow, Abalak, Tiumeń, zaangażowanie w zagospodarowanie wcześniej nieodzyskiwalnych złóż na istniejących terenach, zwiększenie współczynnik odzysku oleju przy użyciu nowoczesnych metod produkcji. Trzecia część to poszukiwanie, eksploracja, pozyskiwanie. Strefy, do których zamierzamy się udać, zostały już zidentyfikowane, ale nie wiemy jeszcze, czym dokładnie będą te projekty, nie zostały jeszcze odnalezione.
- Czyli ryzyko jest obiektywnie duże?
Nie ryzyko, ale niepewność. Mamy taką branżę - cały czas pracujemy z niepewnościami. Umiejętność radzenia sobie z niepewnościami, czy to wahaniami cen ropy naftowej, czy geologii, jest generalnie jedną z kluczowych kompetencji firm naftowych.
Ale każda strategia opiera się na prognozach, przede wszystkim na zmianach warunków zewnętrznych przez cały okres planowania. Jaki jest tutaj zakres niepewności?
Nie przewidywaliśmy. A jednak rozwój światowej gospodarki, który dyktuje ceny, wielkość popytu, jego rozkład geograficzny – rzeczy, które dość trudno przewidzieć z całą pewnością. Zbudowaliśmy cztery globalne scenariusze makroekonomiczne, dość różniące się od siebie, i zastanawialiśmy się, jak będzie wyglądał portfel istniejących i proponowanych projektów firmy w każdym z nich, oceniliśmy margines na negatywne skutki i chęć skorzystania z szczęśliwego zwrotu z wydarzeń. Przede wszystkim zbadaliśmy szczegółowo, od czego i jak może zależeć równowaga podaży i popytu.
Poziom popytu jest powiązany z tempem rozwój ekonomiczny w tym czy innym kraju. Ocenialiśmy na przykład, czy kraje Azji Południowo-Wschodniej czy Ameryki Południowej są w stanie przekształcić się w społeczeństwo konsumpcyjne w oparciu o własne potrzeby, czy też będą nadal służyć krajom północy. To wyznacza pewien zakres popytu z krajów o ustabilizowanym lub nawet malejącym popycie i wzroście konsumpcji w nowych ośrodkach popytu i tak dalej. Rola nowych technologii jest niezwykle istotna z punktu widzenia zmieniającego się popytu. Jeśli świat jest wystarczająco bogaty, może sobie pozwolić na wydawanie pieniędzy na ultrawydajne silniki, nowe źródła energii. Jeśli świat jest biedny, tak się nie dzieje. W tym aspekcie ważne jest, gdzie wzbogacenie następuje w szybszym tempie. Jeśli stare gospodarki będą się szybciej bogacić, to wydaje się, że faza przemian technologicznych będzie przebiegać szybciej, a rolę w tym będzie odgrywać nie tylko gotowość techniczna i infrastrukturalna, ale także względy polityczne i ideologiczne, to kraje te będą mogły sobie pozwolić na wdrożenie swoich ekologicznych rozwiązań. ideały i skomercjalizowane, wprowadzone do masowej produkcji opracowań wkrótce będą dostępne dla całego świata i zaczną być wdrażane wszędzie. Jeśli mówimy o prowadzeniu Rozwój gospodarczy teraz stosunkowo biedne kraje z dochodami 3-5 tys. USD na osobę i pierwotną motoryzacją - podobno proste rozwiązania, proste silniki będą tam masowo poszukiwane, co oznacza, że trajektoria popytu będzie inna.
Podobnie oceniliśmy opcje zmiany podaży, gdzie niepewność wiąże się z przełomami technologicznymi – czy będzie to dostęp do ultragłębokiej wody, czy szelfu arktycznego, czy też rozczaruje perspektywy dla nowych kategorii rezerw i tak dalej.
Jeśli obliczysz wszystkie istniejące kombinacje, możesz uzyskać mnóstwo punktów, więc bardziej logiczne jest opracowanie kilku scenariuszy, całkiem odmiennych i całkiem prawdopodobnych, które stanowią podstawę dla przestrzeni analizy.
- Nie wspomniałeś o wpływie cen ropy...
Ceny w oderwaniu od innych parametrów nie są aż tak istotne, ale rozważaliśmy przedział 60-120 USD za baryłkę. Scenariusz bazowy to około 90-95 USD za baryłkę.
W strategii produkcyjnej dużą wagę przywiązuje się do pracy z niekonwencjonalnymi złożami, takimi jak złoża formacji Bazhenov - w pewnym stopniu odpowiednika ropy łupkowej, która już poważnie zmieniła pozycję Stanów Zjednoczonych na mapie naftowej świat. Czy liczymy na nich również jako na rezerwę strategiczną?
Nie uważamy ropy łupkowej za fantom, jest to rzecz bardzo realna, w pewnym stopniu jest to obalanie teorii szczytu Hubberta* i kolejny dowód na to, że generalnie ropy jest jeszcze całkiem sporo. Ale nie wierzymy, że ropa z łupków całkowicie zmieni świat i że praca z tą kategorią złóż całkowicie obali to, co robimy dzisiaj. Głównie dlatego, że jest to wciąż dość droga technologia. Co jednak otwiera przed naszą firmą wiele perspektyw, dlatego jesteśmy w czołówce jej rozwoju, przynajmniej szybciej niż firmy europejskie i azjatyckie zbliżają się do tej klasy rezerw na Syberii Zachodniej. Jak skuteczny będzie ten ruch, przekonamy się w ciągu najbliższych dwóch, trzech lat. Jeśli wynik jest pozytywny, Gazpromnieft' powinna znaleźć się wśród tych, którzy urzeczywistniają tę technologię.
- W związku z czym planuje się zebrać 10 mln ton produkcji zagranicznej?
Wielkie nadzieje wiąże się z Irakiem w ogóle, aw szczególności z Kurdystanem. Jeśli wszystkie dotychczasowe projekty na Bliskim Wschodzie iw Wenezueli zostaną zrealizowane zgodnie z planem, osiągniemy już strategiczne 10 mln ton. Ale dzieje się to bez uwzględnienia możliwego ryzyka, więc zdecydowanie musisz poszukać dodatkowych opcji.
Istnieją dość duże plany dotyczące przetwórstwa zagranicznego, ale na razie aktywa istnieją tylko w Serbii i na Białorusi. Jakie są główne obszary wyszukiwania?
Po części tempo naszego rozwoju zagranicznego wynika z czynnika pieniężnego. Już teraz intensywnie inwestujemy w wielkoskalowe projekty przebudowy i modernizacji przetwórstwa, rozwoju zaplecza produkcyjnego, ale jednocześnie odpowiedzialnie i wyważone podchodzimy do kwestii zaciągania kredytów. Dodatkowo - i to chyba najważniejsze - moce przerobowe naszych aktywów powinny być adekwatne do naszych mocy produkcyjnych, dlatego konieczne jest zwiększanie mocy zagranicznych proporcjonalnie do tempa wzrostu produkcji. Sensowne może być wybudowanie niektórych obiektów na przyszłość - w tych regionach, w których spodziewany jest znaczny wzrost popytu. Jasne jest, że nie ma sensu budować w Europie z nadmiarem zdolności, ale w Azji wzrost jest oczywisty. Ale są w Europie zakłady, które mają wystarczającą synergię z naszymi dostawami ropy rurociągiem, z naszym biznesem - to obiekty naszego zainteresowania.
- Ale według planów mamy tylko 10 mln ton produkcji zagranicznej w latach 2020-2025...
Przetwórstwo zagraniczne może dobrze działać na rosyjskiej ropie. Część ropy, którą planujemy eksportować, chcemy przerabiać w zakładach, do których będziemy mieli dostęp. W dodatku fizycznie nie musi to być nasza ropa – możliwe są pewne podmiany. Chociaż oczywiście powinno to dotyczyć tego samego rynku – powiedzmy, wschodniej części regionu Pacyfiku.
Gdzie planujemy się poruszać w segmencie sprzedaży, ponownie biorąc pod uwagę, że w okresie 2020-2025 nie ma planów na znaczący wzrost wolumenów rafineryjnych?
Ale jednocześnie planowane jest zwiększenie wolumenu sprzedaży paliw. W końcu każda przebudowa rafinerii oznacza, że z tej samej ilości oleju rafinowanego wytwarzamy więcej lekkich produktów naftowych. To samo dotyczy sieci dystrybucji: możliwe, że liczba stacji paliw w naszym kraju nie będzie rosła tak szybko jak dotychczas, ale ich efektywność powinna dość mocno wzrosnąć. Możemy zmodernizować lub zbudować całkowicie nowe stacje w istniejących lokalizacjach, radykalnie zmienić pompowanie, zwiększając w ten sposób sprzedaż. Interesują nas pewne mechanizmy - przede wszystkim połączenie naszej sieci w jedną jednostkę terytorialną, zapewniającą obecność na wszystkich autostradach federalnych, nawet w tych regionach, w których nie ma własnych stacji, na przykład poprzez mechanizm franczyzy.
Możemy nieco zwolnić tempo z okresu szybkiego wzrostu w ostatnich latach, ale cel utrzymania tempa wzrostu sprzedaży pozostaje. Głównym celem strategicznym naszych handlowych jednostek biznesowych jest wprowadzenie na rynek niemal całego wolumenu produktów naftowych spółki przy zapewnieniu wysokich marż kanałowych i kapitału zwrotnego.
Siergiej Władimirowicz, Gazprom Nieft niedawno zatwierdził innowacyjny program rozwoju do 2020 roku. Jak powstał ten dokument?
Dokument jest w pewnym sensie „spadkobiercą” rozdziałów o innowacjach w biznesie naftowym, które są zawarte w programie innowacyjnego rozwoju Gazpromu. W Gazprom Nieft tradycyjnie poświęca się dużo uwagi technologii, a firma zawsze miała odpowiedni program, choć do pewnego momentu został on sformalizowany w strategię. Na przykład jednym z priorytetowych obszarów innowacyjnego rozwoju spółki w segmencie poszukiwań i wydobycia jest efektywne zagospodarowanie trudnych do wydobycia złóż (TRIZ). Jest to temat szeroko dyskutowany w branży, ale żeby teraz móc mówić o niektórych wynikach, rozpoczęliśmy prace nad rozwiązaniem tych problemów dwa, trzy lata temu. Podobna sytuacja powstaje również w jednostce rafinacji oleju.
Jakie działania na modernizację zakładów przewiduje program?
Jeśli mówimy o rafineriach, to cały program modernizacji obejmuje dwie główne fale odbudowy. Pierwszym z nich jest realizacja programu jakościowego, w ramach którego zbudowano jednostki uszlachetniania paliw. Dzięki temu do połowy tego roku wszystkie zakłady przeniesiemy do produkcji paliwa klasy 5. Drugim etapem modernizacji, co dokładnie odzwierciedla strategia rozwoju innowacji, jest zwiększenie głębokości przerobu ropy. Do 2020 roku ma nastąpić przebudowa jednostki głębokiej rafinacji ropy naftowej w Omsku oraz krakingu katalitycznego w Moskwie. Ponadto w obu rafineriach powstaną instalacje koksownicze oraz hydrokraking w rafineriach w Omsku, Moskwie i Jarosławiu. W efekcie głębokość konstrukcyjna obróbki w naszych zakładach przekroczy 94%, a wydajność światła przekroczy 77%.
Czy program obejmuje wykorzystanie rosyjskich technologii?
Tak, są one opracowywane wspólnie z Instytutem Syntezy Petrochemicznej Rosyjskiej Akademii Nauk (INHS) oraz Instytutem Problemów Przeróbki Węglowodorów Rosyjskiej Akademii Nauk. Wspólnie z INHS powstała technologia bezpiecznej dla środowiska produkcji wysokooktanowego składnika benzyn silnikowych, która pozwala nam pracować w bliskiej odległości od miasta, co jest szczególnie ważne dla moskiewskiego zakładu. Wspólnie z tym samym instytutem opracowujemy unikalne technologie przerobu ciężkich pozostałości olejowych i hydrokonwersji smoły. Chociaż ostateczne studium wykonalności zaplanowano na 2016 r., mamy już wystarczającą pewność, że ta technologia odniesie sukces. Ponadto w Omsku działa jedyna w Rosji fabryka katalizatorów, a jednym z naszych obszarów działalności jest rozwój produkcji rosyjskich katalizatorów o właściwościach przewyższających zagraniczne analogi. W tym celu współpracujemy z Instytutem Katalizy oraz Instytutem Problemów Przeróbki Węglowodorów Oddziału Syberyjskiego Rosyjskiej Akademii Nauk. Podział pracy i współpracy polega na tym, że instytucje naukowe doskonale radzą sobie z opracowywaniem zasad nowych technologii i procesów, a my przenosimy je do zastosowań przemysłowych, od probówki do instalacji fabrycznej.
efekt mydła
A co z segmentem produkcyjnym?
Ważnymi obszarami są zwiększone odzyskiwanie ropy i praca z trudnymi do odzyskania rezerwami. Do realizacji tych zadań firma aktywnie wykorzystuje wiercenie odwiertów poziomych oraz wielokrotne szczelinowanie hydrauliczne (HF). Co więcej, dopiero pod koniec 2011 roku zaczęliśmy stosować technologię wieloetapowego szczelinowania hydraulicznego, która jest skuteczna przy pracy z trudnymi do odzyskania rezerwami, a już w 2013 roku planujemy przeprowadzić ponad 120 takich szczelinowań hydraulicznych. Ten przykład dobrze pokazuje dynamikę wprowadzania przez firmę wydajnych technologii. Do tej pory, badając technologie na rynku, musimy w dużym stopniu współpracować z globalnymi kontrahentami; jednak rosyjscy specjaliści pracują w Rosji pod ich flagą. Jednocześnie korzystamy z technologii Pola Elektronicznego, opracowanej wspólnie z Centrum Naukowo-Technicznym Ufa.
Czy to rosyjski rozwój, czy adaptacja zachodniego oprogramowania?
Obecna jest pewna adaptacja, ale nie jest to tylko produkt programowy. Tutaj chodzi o podejścia, dokładne zrozumienie tego, co dzieje się w terenie, możliwość szybkiego kontrolowania szybkości wtrysku i włączania studni w trybie niestacjonarnego zalania. W tym celu wykorzystywane są algorytmy, które zostały opracowane m.in. przez rosyjskich kontrahentów IT – Ufa STC i ITSK. Teraz na świecie mamy spore zaległości technologiczne. I jest coś takiego - „przekleństwo pioniera”. Pionier, stawiając na wszelkie możliwe grabie, przeznacza wiele środków na tworzenie i komercjalizację technologii. Ci, którzy za nim podążają, są w stanie powtórzyć jego sukces w krótszym czasie, przy mniejszym wysiłku i wydatkach. Mamy teraz przed sobą wiele technologii, które zostały już skomercjalizowane i nie musimy tracić czasu, pieniędzy ani wypełniać nierówności, wdrażając je. Musisz tylko skutecznie wybrać i dostosować to, czego potrzebujesz. Więc naszym głównym zadaniem jest: ten moment- utrzymanie i rozwijanie umiejętności szybkiego oceniania tego, co dzieje się na rynku i wdrażania tego, co najlepsze w swojej produkcji.
Jakie prace są przewidziane w celu poprawy odzysku ropy?
Przykładem zastosowania technologii do zwiększonego wydobycia ropy jest metoda zalewania polimerowo-alkalicznego, którą firma Shell proponuje zastosować. Technologia jest już aktywnie wykorzystywana w Kanadzie, Chinach, w Omanie prowadzone są prace eksperymentalne. Mówiąc prościej, niski współczynnik odzysku ropy (ORF) wynika między innymi z tego, że ropa przykleja się do skały i pozostaje w zbiorniku. Główny pomysł Nowa technologia- pompować do studni nie wodę, ale pewien koktajl składów chemicznych w celu zwiększenia współczynnika odzyskiwania ropy. Zawarta w koktajlu zasada przygotowuje kamień i wchodząc w interakcję z olejem wzmacnia działanie dodatkowo wstrzykiwanego środka powierzchniowo czynnego, który złuszcza olej.
Czyli uzyskuje się efekt mydła?
Tak, absolutnie słusznie. Najpierw soda, potem mydło - powstaje emulsja, zawiesina kropel oleju w wodzie, jak olej na patelni po dodaniu detergentu. Jeśli potem emulsja zostanie po prostu wyparta wodą, to opłynie uformowane krople oleju, a jeśli doda się jakiś składnik zagęszczający, wypchnie krople jak tłok. Następnie wstrzykuje się zwykłą wodę, która popycha uformowany „skrzep krwi”. Nazywa się to zalaniem chemicznym.
Jakie chemikalia są używane?
Dość proste. Ogólnie wszystko, czego potrzebujesz, można znaleźć nawet w kuchni restauracyjnej: napoje gazowane, detergenty i gumę guar, chociaż do produkcji używa się nie do końca tych samych substancji.
Na pewno pojawią się pytania - czy jest to szkodliwe dla wód gruntowych.
Nie wpłynie to w żaden sposób na jakość wód gruntowych. Kompozycje pompowane są dokładnie do zbiornika, w którym znajduje się już olej. Aon jest z definicji wyizolowany, bo inaczej olej również dostałby się do środka woda gruntowa i jest znacznie bardziej niebezpiecznym zanieczyszczeniem. Ponadto powodzie występują na głębokości 2-3 km.
W jakich regionach planuje się zastosowanie tej technologii?
Teraz rozważamy potencjał jego zastosowania w Okręgu Autonomicznym Chanty-Mansyjski i Okręgu Autonomicznym Jamalsko-Nieniecki. Ponieważ jest oferowany przez Shell, projekt pilotażowy będzie realizowany na złożu Salym, rozwijanym przez spółkę joint venture Shell i Gazprom Neft - Salym Petroleum Development. Dodatkowe ilości ropy, jakie uzyskamy dzięki zastosowaniu tej technologii, będą w stanie znacząco - o 10-15 lat - wydłużyć okres efektywnego zagospodarowania złóż Salym. Uzgodniliśmy, że nasi specjaliści będą bezpośrednio zaangażowani we wszystkie etapy prac, aby zrozumieć, w jaki sposób dobierane są mieszanki, składniki, rozwiązania itd. W przypadku pomyślnego zastosowania technologii spodziewamy się, że zaczniemy ją wykorzystywać na własnych polach.
Czy zakłady wydobywcze będą musiały zostać zmodernizowane, aby zastosować nową technologię?
Niewykluczone, że zostanie podjęta decyzja o wywierceniu kilku dodatkowych odwiertów, aby wydajniej wpompowywać „koktajl” do zbiornika. Konieczne będzie również umieszczenie na polu bloków do mieszania i wtrysku mieszanki. Ale nie jest wymagane żadne specjalne przygotowanie.
Jaki jest docelowy wskaźnik wzrostu współczynnika odzysku ropy?
10-15%. Przy niższych stawkach korzystanie z nowej technologii może się nie opłacać.
Realizujecie z Shellem kolejny projekt w Salym - zagospodarowanie złóż ropy łupkowej.
Tak. Dodatkowo w kwietniu podpisaliśmy z nimi umowę na rozwój nowych projektów w tym obszarze. Jest sporo obszarów, w których są perspektywy na zagospodarowanie złóż ropy lekkiej ze złóż wąskich, często nazywanych łupkami, a pozyskanie wiarygodnego partnera pozwoli nam podwoić program prac. Wszyscy rozumieją, że im większy obszar objęty badaniem, tym większe prawdopodobieństwo powstania portfela efektywnie działających aktywów. Od dawna wiadomo, że ogromny kompleks Bazheno-Abalakovskaya leży w rosyjskim podłożu, którego zasoby węglowodorów wynoszą miliardy ton. Ale nie jest jeszcze jasne, ile tego oleju można wydobyć. To jeszcze nie zostało zrozumiane, a decydującą rolę w tej sprawie będzie odgrywać technologia. Na przykład, korzystając z odwiertów o różnej architekturze kontrolowanego szczelinowania hydraulicznego, zaczynamy docierać do tych rezerw, które wcześniej uważano za w ogóle nie zaangażowane w prace rozwojowe. Konstrukcja szczelinowania hydraulicznego w formacjach Bazhenov i HRR w konwencjonalnych złożach jest inna, ale te dwie powiązane technologie naprawdę znacznie zwiększają rosyjską bazę produkcyjną. Nie podejmę się liczenia w całym kraju, ale dla siebie ich ewentualny wkład szacujemy na około 10-15% naszej produkcji w horyzoncie 2020, czyli 10-15 mln t. Co więcej, jest to nadal dość konserwatywny scenariusz.
Przechodzący
Czy program obejmuje temat utylizacji gazu ziemnego (APG)?
Na pewno. Działamy w dwóch kierunkach. Pierwszym z nich jest wykorzystanie APG do zasilania naszych pól w energię. Gaz zastąpi olej napędowy i olej opałowy, które obecnie wykorzystywane są w produkcji na własne potrzeby. Drugi to rozwój technologii GTL, czyli konwersji gazu na ciecz. W zasadzie technologia GTL jest stosowana od 85 lat, ale problem polega na tym, że towarzyszący gaz jest niestabilny w składzie, poza tym tradycyjna instalacja GTL wytwarza związki o wystarczająco dużej masie cząsteczkowej, które muszą zostać rozbite, aby przekształcić je w produkty komercyjne. Niestety efektywne wykorzystanie jednostek krakingowych jest możliwe tylko przy wykorzystaniu znacznie większych ilości surowców niż mamy w terenie. Rozwiązaniem problemu byłoby stworzenie łańcucha technologicznego, który w wyniku zastosowania technologii GTL pozwoli uzyskać produkt nadający się do mieszania z ropą w rurociągu. To duże wyzwanie dla chemii katalizatorów i dyskutujemy o możliwości rozwiązania tego problemu w rafinerii w Omsku w celu opracowania procesów i instalacji odpowiednich do wdrożenia na odległych polach. Ponadto rozważamy możliwość budowy zakładów petrochemicznych w Omsku, do których wsadem podobno będą szerokie frakcje lekkich węglowodorów wytworzonych z APG i kondensatu. Ale to już strategia rozwoju petrochemicznego kierunku naszego biznesu, który wciąż jest w fazie rozwoju.
Czy planowane są jakieś prace nad wprowadzeniem alternatywnych paliw silnikowych?
Wspólnie z Gazpromem pracujemy nad tematem gazowego paliwa silnikowego. Rozmawiamy teraz o możliwości zorganizowania tankowania sprężonym gazem na niektórych naszych stacjach benzynowych. Poruszamy również temat bunkrowania statków skroplonym gazem ziemnym (LNG). Rozumiemy, że po 2020 roku LNG będzie miało znaczący udział w rynku paliw żeglugowych. Dążymy do tego, aby nasza wyspecjalizowana spółka zależna Gazprom Neft Marine Bunker zajęła godne miejsce w tym segmencie. Jesteśmy przekonani, że nasze doświadczenie w bunkrowaniu w różnych krajach oraz doświadczenie naszej spółki matki na rynku LNG zapewnią dobry efekt synergii dla rozwoju tego obszaru biznesowego.
Z pewnością program innowacyjnego rozwoju zakłada współpracę z uczelniami.
Aktywnie współpracujemy z uniwersytetami i staramy się stworzyć rodzaj klastra technologicznego w Petersburgu. Organizujemy konferencje w mieście zarówno na temat technologii produkcji i wykorzystania paliw i smarów, jak i różnych aspektów zwiększania współczynnika wydobycia ropy, rozwijania trudnych do odzyskania zasobów. W Petersburgu w zeszłym roku, przy udziale Gazpromu Niefti, powstał północno-zachodni oddział Stowarzyszenia Inżynierów Naftowych, w nasze projekty angażujemy Instytut Górnictwa. Kontynuujemy współpracę z innymi podstawowymi uczelniami, w szczególności z Uniwersytetem Gubkina. Rozumiemy, że aby w przyszłości zapewnić naszym projektom wysokiej jakości wsparcie naukowe, już dziś konieczne jest przygotowanie „taśmy przenośnikowej” specjalistów.
20.04.2019 Yukilevich Oleg Valerievich 50 lat
Gratulacje dla Igora! Twoje marzenie się spełniło. Pozdrowienia z odległego Kirovakana z 1989 roku od Olega Yukilevicha Rostowa nad Donem!
04.08.2019 Paweł Che
Kiedyś, począwszy od mojego dalekiego dzieciństwa aż do wstąpienia na uniwersytet, z kilkoma długimi przerwami, żyłem dalej Daleka północ dlatego od tamtych odległych czasów słyszałem bardzo dobrze o takich wypadkach.
- Tam zawsze zdarzały się takie emisje, którym towarzyszyły piękne ogniste rozbłyski z barwnymi odcieniami, które zapadają w pamięć na całe życie. Oczywiście tylko ci, którzy mieli szczęście zobaczyć ten cud na ulicy.
Ponadto Twój posłuszny sługa jest odkrywcą tzw. „hibernacji klatratowej”, czyli rozumie temat klatratu.
- Dlatego na długo przed odkryciem krateru na Jamale w 2014 roku jako PIERWSZY przedstawiłem ideę metanu będącego przyczyną wszystkich tego typu zjawisk. O którym słyszałem od bezpośrednich naocznych świadków tych samych „pokazów” tundry, których piękno jest dokładnie nie do opisania.
Nawiasem mówiąc, byłem również pierwszym ze wszystkich badaczy, który wyjaśnił tajemniczą śmierć całych stad ptaków w powietrzu, masową śmierć ryb w zbiornikach i wyrzucanie ssaków morskich (wieloryby, delfiny itp.) na brzeg , niezrozumiałe dla nikogo.
- A te naturalne tragedie wiążą się również z uwolnieniem różnych gazów naturalnych, w tym nawet wodoru.
Zobacz - "UKRYTE ZAGROŻENIE: NA KRAWĘDZI PRZEPADKU":
https://www.proza.ru/2013/01/20/1602
04.04.2019 Oleg Siergiejewicz Kadkało 37
Uczestnicy, dobra robota! Mistrzostwa SIBUR to fajna impreza, na pewno warto wziąć udział – to dobry kopniak w karierze i sposób na poznanie ciekawi ludzie. Zaznaczam, że rozwiązywanie testów przypadków nie jest łatwym zadaniem. Jeśli nie rozwiązałeś ich wcześniej, musisz się przygotować. Polecam zasób hrlider - koniecznie sprawdź
04.04.2019 Sidorow Iwan Pietrowicz, 55
Turcy podjęli jedyną słuszną decyzję - zbudować elektrownię atomową z Rosją. Nic tak nie „łączy” krajów i nie zobowiązuje ich do większej współpracy, jak zawarcie tak długoterminowej umowy
04.03.2019 Klimov Aleksander Pietrowicz 66 lat
Dokument obejmuje Ministerstwo Finansów, Ministerstwo Energii, FAS i naftowców i nie ma znaczenia, gdzie są ludzie lub prawdziwy właściciel zasobów naturalnych, Duma i rząd są daleko od potrzeb ludzie i żyją własnym życiem, a ludzie są czymś, na czym można zarabiać.
26.03.2019 Lyashchenko Arkady Evgenievich
O ile rozumiem, wszystkie 26 tankowców LNG i 2 tankowce kondensatu gazowego są wymienione z nazwy w zarządzeniu rządu. Spośród nich tylko 15 gazowców LNG ma klasę lodową Arc7. Do obsługi drugiej w budowie arktycznej elektrowni LNG-2 Novatek będzie potrzebował jeszcze 15 takich gazowców, które mają powstać w stoczni Zvezda. Złożenie zamówień w tej rosyjskiej stoczni przewiduje, że gazowce te będą operować pod rosyjską banderą. Ponadto z 26 gazowców wymienionych do dyspozycji rządu tylko jeden należy do rosyjskiego przedsiębiorstwa żeglugowego, reszta to zagraniczni. Oczywiście zagraniczni marynarze pracują na zagranicznych gazowcach.
Akcjonariuszami Novateku są: zagraniczne firmy. W końcu jaki rodzaj rozwoju
Północny trasa morska Rosja nadchodzi przemówienie? LNG jest w całości eksportowany poza Federację Rosyjską prywatna firma z zagranicznymi udziałowcami, m.in. eksportowany jest przez zagranicznych gazowców z obcymi załogami, budowę statków realizują zagraniczni armatorzy w zagranicznych stoczniach.
23.03.2019 Slobodina Natalia Aleksandrowna
W 1979 odbyłem praktykę przeddyplomową w Przedsiębiorstwie Geofizycznym w Niżniewartowsku. A w 1980 roku przyjechała z mężem do pracy nad dystrybucją w mieście Surgut. Jeszcze
Na Północy działamy od 30 lat. Z wielką radością pragnę podziękować wszystkim Naftowym Północy za ich odwagę, odwagę i poświęcenie. Bądź zdrów!
Cokolwiek mówią o alternatywnych źródłach energii, popyt na Rosyjska ropa a gaz pozostanie (według światowych standardów jest bardzo tani w produkcji). Ale mogą przestać być źródłem nieoczekiwanych zysków i stać się analogiczne do innych branż produkcyjnych – uważa Sergey Vakulenko, szef Departamentu Planowania Strategicznego Gazprom Neft.
Publikacja została przygotowana w ramach
Jeśli mówimy o przyszłości Rosji za 20 lat, nie sposób nie mówić o energii. Ropa i gaz stanowią około 80% rosyjskiego eksportu, około połowy dochodów budżetowych i około jednej czwartej PKB. Ale do tego warto dodać np. produkcję nawozów azotowych i inne energochłonne gałęzie przemysłu, które faktycznie eksportują tę samą ropę i gaz, tylko w lekko przetworzonej formie o stosunkowo niskiej wartości dodanej.
W ostatnich latach dużo mówi się o rewolucji w energetyce, która jest w stanie ostro podważyć zarówno pozycję rosyjskiego eksportu energii na świecie, jak i dochody kraju. Jak to w takich przypadkach bywa, wraz z prawdziwymi informacjami i rozsądnymi interpretacjami, w wiadomości i na polu analitycznym pojawia się wiele mitów.
Obecnie na rynku energii obserwuje się kilka trendów, ale są cztery kluczowe:
- wzrost wydobycia węglowodorów ze skał o niskiej przepuszczalności
- pojawienie się dużej liczby LNG na rynku światowym
- szybki rozwój wiatru i energia słoneczna, obawy związane ze zmianą klimatu
- elektryfikacja transportu
To nie pierwszy taki epizod w historii światowego rynku energii. W latach 1970-1980 technologia offshore stworzyła dwa główni konkurenci Ropa na Bliskim Wschodzie - Zatoka Meksykańska i Morze Północne. W tym samym czasie w elektroenergetyce olej opałowy do pieców został zastąpiony gazem ziemnym, nastąpiła modernizacja pojazdów, która radykalnie obniżyła średnie zużycie paliwa, a technologie energooszczędne w produkcji i budownictwie uformowano w osobny przemysł. Z jednej strony procesy te były reakcją na gwałtowny wzrost cen ropy na początku lat 70., spowodowany najpierw przez wiele krajów-producentów suwerenności nad ich zasobami i przejęciem władzy rynkowej (co sprawiło, że możliwe do dyktowania ceny), a następnie z niestabilnością polityczną podczas wielu krajów produkujących ropę i wojen. Jednocześnie rewolucja energetyczna była owocem postępu technologicznego na wielu innych frontach. W rezultacie ceny załamały się w 1986 roku, kiedy przemysł naftowy poza Zatoką Perską przewidywał ponure perspektywy na wiele dziesięcioleci. Historia pokazała, że życie jest bogatsze – owszem, super zyski opuściły branżę, by powrócić po 15 latach. Ale od tego czasu popyt wzrósł półtora raza, a firmy naftowe opuściły pierwsze linie. Ranking Forbesa tylko w ciągu ostatnich 5 lat, przegrywając je z internetowymi gigantami.
Ogólny schemat zużycia energii jest następujący – od XIX wieku ludzkość co roku zużywa więcej paliw każdego rodzaju niż rok wcześniej. Węgiel mógłby stracić swoją rolę na rzecz ropy, a ropa na rzecz gazu, ale tylko w odsetek, wzrost popytu zniwelował wszelką konkurencję międzypaliwową.
Technologie wydobycia łupków zaczęły się rozwijać około 20 lat, zanim stały się głównym nurtem. Trzycyfrowe ceny ropy napędzały silny popyt na firmy obsługujące pola naftowe, a także szybki wzrost flot wiertniczych i szczelinujących w Stanach Zjednoczonych. A teraz, dzięki temu parkowi, amerykańskie firmy rozwijają ogromne złoża ropy, które były znane od dawna, ale nie były uważane za komercyjnie opłacalne. W efekcie Stany Zjednoczone gwałtownie odbudowują swój udział w rynku ropy naftowej, odwracając długoterminowy trend spadku produkcji. Jak daleko może zajść wzrost wydobycia łupków w Stanach Zjednoczonych, pozostaje kwestią otwartą. Większość analityków zgadza się, że możliwe jest dodawanie kolejnych 2-3 mln baryłek dziennie, ale wtedy utrzymanie tego poziomu stanie się dość trudne – odwierty łupkowe szybko się wyczerpują, odpowiednio coraz więcej nowo wierconych otworów będzie wykorzystywanych do utrzymania, zamiast zwiększać poziomy produkcji. Jednocześnie światowy popyt zbliżył się obecnie do 100 milionów baryłek dziennie i tylko przez Ostatni rok wzrosła o 1,63 mbd, przy podobnym wzroście oczekiwanym w 2018 r.
Paradoksalnie pod tym względem historia rozwoju amerykańskiego i rosyjskiego przemysłu naftowego jest bardzo podobna – w naszym kraju produkcja spadła w latach 1988-2001 prawie o połowę. Prognozy z tamtych lat sugerowały, że ta recesja nie zostanie już odwrócona. Jednak dzisiaj Rosja produkuje tyle samo, co u szczytu 30 lat temu. Imponujący wzrost produkcji w ciągu ostatnich 7-8 lat związany jest z realizacją na dużą skalę odwiertów z długimi odwiertami poziomymi (do 1500 metrów) oraz wieloetapowym szczelinowaniem hydraulicznym (do 25 stopni). To jest poziom amerykański sprzed około 5 lat. Technologie te umożliwiły zagospodarowanie tych odcinków i horyzontów złóż na Syberii Zachodniej, których nie można było z zyskiem zagospodarować starymi metodami. Zwracam uwagę, że Rosja praktycznie nie produkuje ze złóż łupkowych, ponieważ w kategoriach pośrednich jest wystarczająco dużo rezerw i nie ma sensu chodzić na łupki, dopóki nie zostaną opracowane łatwiejsze do zagospodarowania rezerwy. Rosja ma teraz drugą co do wielkości flotę ciężkich platform wiertniczych i flotę jednostek szczelinowania hydraulicznego po Stanach Zjednoczonych.
Drugim aspektem rewolucji energetycznej był szybki rozwój rynku LNG. Przez długi czas nie było rynku jako takiego - istniały ścisłe powiązania między projektem produkcyjnym, instalacją LNG i terminalem, do którego miał być odbierany ten gaz. W rzeczywistości był to odpowiednik fajki, tylko kontrakt. Zarówno instalacja LNG, jak i terminal i tankowce były zbyt kosztowną infrastrukturą do budowy spekulatywnej, opartej na spotowej sprzedaży i zakupach – inwestorzy potrzebowali gwarancji zwrotu. Z biegiem czasu w łańcuchu wartości LNG pojawiła się wystarczająca moc, aby te obawy złagodziły. Kluczowym wydarzeniem będzie pojawienie się na rynku dużej ilości LNG ze Stanów Zjednoczonych w latach 2019-2022. Na światowy rynek może trafić do 100 mld m3 gazu (wykres w mld stóp sześciennych dziennie, przelicznik w mld m3 rocznie wynosi 10,33), co jest porównywalne z wielkością rosyjskiego eksportu do Europy.
Sytuacja z tym gazem jest taka, że największe światowe koncerny gazowe faktycznie zapłaciły za budowę zakładów podpisując umowy o obowiązkową opłatę za wykorzystanie mocy. Tak więc rzeczywista cena skraplania gazu dla nich wynosi teraz 0,5-1 dolara za mmBTU lub 17-35 dolarów za tysiąc metrów sześciennych, a kolejne dwa dolary (70 za tysiąc metrów sześciennych) to koszty stałe, których nie można uniknąć, koszt utopiony na język ekonomistów. W 2016 roku Europa sprowadziła 50 mld m sześc. LNG w przeliczeniu na gaz rurociągowy, a możliwości importu są na 160 mld. Co prawda moce te rozkładają się nierównomiernie i są skoncentrowane głównie na skrajnym zachodzie kontynentu – stamtąd rurociągi do Niemiec i Europę Środkową, przez którą ten gaz może się dostarczać, tylko nie. A nawet biorąc pod uwagę prawie darmowe skraplanie, amerykańskie LNG jest droższe od gazu rosyjskiego. Naturalnym rynkiem amerykańskiego LNG jest Azja, z rosnącym popytem i wyższymi cenami.
Pojawienie się LNG na rynku zmienia koncepcję rynku gazu, który istniał od dawna jako system bezsporny, kiedy decyzja o zakupie od konkretnego dostawcy tworzyła relację o silnej wzajemnej zależności i ryzyku. LNG nie może konkurować ceną z rosyjskim gazem w Europie, ale tworzy dla niego zawsze przystępną cenowo alternatywę. To drastycznie ogranicza zdolność Rosji do dyktowania cen gazu. Ale z drugiej strony daje też silną dźwignię negocjacyjną – zawsze można powiedzieć, że rynek jest konkurencyjny, a Rosja bynajmniej nie jest monopolistą i nie określa monopolu cenowego. W obecnej napiętej sytuacji politycznej daje to potencjalnym nabywcom pewien komfort – decyzja o zakupie gazu staje się decyzją ekonomiczną, a nie ze sfery polityki i bezpieczeństwa.
Jednak obecnie nie skupiamy się na ropie i gazie, ale na energii odnawialnej. Na pierwszy rzut oka postęp w tej branży może drastycznie zredukować, jeśli nie do zera, zapotrzebowanie na gaz i węgiel w energetyce, a wraz z przejściem transportu na energię elektryczną i ropę.
Możesz zobaczyć kontynuację wywiadu
Siergiej Wakulenko
Ukończył Moskiewski Instytut Fizyki i Technologii, gdzie uzyskał tytuł magistra matematyki stosowanej. Master of Laws and Diplomacy z Fletcher School of Law and Diplomacy (wspólny program między Tufts i Harvard University).
W latach 1998-2007 pracował dla Shell jako ekonomista, Business Development Manager, dyrektor sprzedaży ropy naftowej, przedstawiciel udziałowców w JV oraz dyrektor planowania Global Upstream Division dla projektów w Rosji, Kazachstanie, Brazylii, Japonii z siedzibą w Londynie i Haga.
Od 2008 do 2011 – szef praktyki konsultingowej w IHS CERA w Rosji.
Od 2011 r. – szef Departamentu Planowania Strategicznego JSC Gazprom Nieft.
