Prospects of a merger

On the 17th of February 2008, West Siberian Resources and oil company Alliance signed the agreement creating vertically integrated independent oil company with operations in Russia and Kazakhstan, traded on Nordic Stockholm stock exchange. Vyacheslav Pershukov, Chief Technical Director of West Siberian Resources, tells CIS Oil and Gas about the importance of the merger, company's operations in Russia and future development of the industry. The article is only available in Russian.

Перспективы слияния компаний West Siberian Resources и "Группа Альянс"

С точки зрения материально-технического обеспечения, в этом году мы консолидировали ряд позиций по всем трем регионам по материалам, в частности, обсадных труб для бурения и НКТ для ЭЦН. Компания отправила делегацию в Китай со всех регионов, и мы выбра.

West Siberian Resources и "Группа Альянс" подписали соглашение о создании независимой вертикально-интегрированной нефтяной компании, действующей на территориях России и Казахстана, включенной в котировальный список Стокгольмской Североевропейской биржи OMX. Ориентировочно, после слияния, объединенная группа будет обладать 480 млн. баррелей доказанных и вероятных запасов нефти, промысловыми мощностями около 50 тыс. баррелей в сутки (исходя из суточной добычи на конец года), перерабатывающими мощностями в 70 тыс. баррелей в сутки, а также сетью из 255 автозаправочных станций и 24 нефтебаз, что представляет собой основу для получения в будущем стабильных доходов и увеличения прибылей. Вячеслав Першуков, главный технический директор West Siberian Resources, рассказал журналу O&G о важности этого слияния, а также о деятельности его компании в России и перспективах развития отрасли.

O&G: Расскажите, пожалуйста, о компании West Siberian Resources, а также об интеграции с "НК "Альянс", и что это слияние будет значить для развития вашей компании в России?
ВП: Новейшая история West Siberian Resources (WSR) начинается в 2004 году с момента формирования группы менеджеров для управления публичной шведской компании, которая была на грани банкротства и имела небольшой офис по добыче нефти в Томской области. Тогда в 2004 г. добыча была на уровне 60-70 тыс. тонн в год, а сами месторождения были не разработаны. Именно в то время была сформирована новая команда, которая за последние 3 года достигла определенных успехов. В прошлом году добыча у WSR была порядка 1,5 миллиона тонн, мы уже оперируем в трех регионах. Это не только Томск, но и Самарский регион, и Тимано-Печорская провинция. Добыча распределена равномерно по 500-550 тыс. тонн в каждом регионе. В новой компании также активно производилось бурение: фонд вырос с 20 до 150 скважин. Мы участвовали и выиграли в аукционах, начали разработку новых месторождений, активно ведем разведочную программу, особенно в Самаре, где в течение трех лет был открыт ряд новых месторождений. На текущий год мы собираемся увеличить добычу, даже без учета нашего нового приобретения. Но ситуация на рынке нефтедобычи в России складывается нелегко. За последние 2 года и за счет инфляции, а также за счет активного спроса на сервис в области нефтедобычи цены на бурение, на промысловый сервис резко возросли, и, несмотря на то, что цена на нефть держится на сверх высоких позициях, налоговое обложение, которое введено в России, исключает дополнительный доход для компаний, т. к. все идет в налоги. EBITDA в нашей компании находится на уровне $10 долларов за баррель, и этого не хватает для того, чтобы финансировать программу капитальных вложений, которая у нас уже 2 года находится на уровне $200 миллионов долларов в год. Проанализировав ситуацию на рынке, мы пришли к выводу о необходимости интеграции с компанией, которая обладает нефтепереработкой и дистрибъюцией продуктов нефтепереработки с тем, чтобы построить сбалансированную компанию, у которой добыча была бы сопоставима с объемом переработки. В этом случае можно получить еще $10 долларов на баррель EBITDA за счет переработки, и при этом уменьшить дефицит капитальных вложений и профинансировать, в первую очередь, программы по бурению. Именно отсюда возникла в конце прошлого года возможность организовать интеграцию с "НК "Альянс", которая имеет мощность по переработке около 4 миллионов тонн на Хабаровском НПЗ и очень небольшой объем добычи на уровне 0.5 миллиона тонн тяжелой нефти в Татарстане. Сделка взаимовыгодная - это не поглощение, это скорее слияние, обмен акциями. В этом случае Хабаровский НПЗ получает явную выгоду по обеспечению своих объемов переработки объемами добычи. Вместе с "Альянсом", с их двоичным блоком в Татарстане, мы должны обеспечить около 3,5 миллионов тонн, что почти совпадает с объемом переработки. Ну и естественно, у нас есть планы по дальнейшему развитию. Мы активно ведем работу по приросту запасов: в прошлом году мы провели для нашей компании огромный объем трехмерной сейсмики и разведочного бурения. Мы покрыли практически все наши месторождения объемной сейсморазведкой, пересмотрели все модели, и теперь нам компания DeGolyer and MacNaughton подтвердила увеличение доказанных запасов на 45%, а доказанных и вероятных (2P) на уровне 23%. У нас теперь общий баланс без учета "Татнефтеотдачи", дочерней компании "НК "Альянс", находится на уровне 360 миллионов баррелей, что обеспечивает нам устойчивый запас прочности по добыче нефти на ближайшие 5 лет, и мы будем иметь соотношение обеспеченности добычи к запасам на уровне 15 лет в течение 5-7 лет, что является устойчивым показателем для добывающих компаний.

O&G: WSR является иностранной компанией, зарегистрированной на Бермудских островах. Какие преимущества это дает в России в плане привлечения инвестиций и использования передовых технологий?
ВП: В принципе, место регистрации особого значения не имеет. У нас нет ни трансферных цен, ни консолидированного маркетинга, а сами дочерние предприятия являются 100% российскими компаниями, где каждая зарегистрирована в своем регионе. Они самостоятельно продают нефть, а все инвестиции идут на развитие промыслов и фонда скважин. Принципиальным фактом является то, что WSR - это публичная компания, т.е. мы зарегистрированы на Стокгольмской фондовой бирже, а это является очень удобным инструментом для привлечения дополнительных финансовых средств при организации инвестиций. А то, что мы зарегистрированы на Бермудах, во-первых, это исторически так сложилось, а во-вторых, позволяет с меньшими налогообложениями привлекать иностранный капитал непосредственно для инвестиций в Россию.

Насчет использования передовых технологий: с самого начала мы много работали с компанией Schlumberger. При разработке Томских активов использовались технологии бурения горизонтальных скважин, где и были использованы наработки Schlumberger. В настоящий момент мы осуществляем программу по массовому гидроразрыву с компанией Newco Well Service, российским дочерним предприятием канадской компании Trican Well Service Ltd. В других регионах мы используем компанию "Интегра", а для заканчивания скважин и кислотных обработок - "ПетроАльянс", которая является дочкой Schlumberger. Таким образом, мы стараемся внедрять новые технологии, доказанные на практике. Наша компания не располагает такими финансовыми средствами, чтобы дополнять к геологическим еще и технологические риски, поэтому у нас используются те решения, которые себя уже хорошо зарекомендовали, даже если они чуть дороже, чем обычные технологии. Кроме этого, в Самаре мы очень успешно работали с канадцами над строительством установки по подготовке нефти.

Отдельный вопрос - это технологии ИТ. В настоящий момент у нас созданы все трехмерные цифровые модели с использованием программных средств, доступных на рынке. Мы их используем для внутреннего пользования, и без проведения предварительных расчетов на трехмерных моделях мы не принимаем решений по бурению новых скважин.

С точки зрения материально-технического обеспечения, в этом году мы консолидировали ряд позиций по всем трем регионам по материалам, в частности, обсадных труб для бурения и НКТ для ЭЦН. Компания отправила делегацию в Китай со всех регионов, и мы выбрали китайских поставщиков для обеспечения трубной продукцией на текущий год. По ЭЦН мы выбрали российских поставщиков, т.к. они не уступают по качеству и по надежности импортным аналогам. Кроме того, мы работали с компаниями Netzsch и Sulzer, т. к. у нас есть ключевые позиции, связанные с надежностью. И там мы не рискуем, переплачивая часть денег, для того, чтобы увеличить процент эксплуатации, т. е. там мы используем мировые достижения.

O&G: Расскажите, пожалуйста, об основных трудностях, с которыми ваша компания сталкивается сегодня в России?
ВП: Естественно, государственное строительство наших компаний еще не закончено. Очень много идет реорганизаций, до конца не заработал земельный кодекс, и очень большие проблемы возникают при оформлении отводов земель при проведении производственных работ. А все потому, что не все запланированное доводится до конца - не сформулированы окончательные требования, не сформированы кадастры. Это, наверное, задача номер один. Вторая проблема, с которой мы сталкивались при развитии новых месторождений это геологические риски - достаточно редко (даже никогда) можно правильно предугадать объемы добычи, которые пойдут из первых 10-15 скважин, однако они должны соответствовать проектным документам. Если они не соответствуют проектным документам, возникает проблема о сверхплановой или, наоборот, недоплановой добыче нефти, что является причиной для разбирательства и прокуратуры, и Ростехнадзора, и Минприроды. Но сейчас в этом направлении все сдвинулось, т. е. принято решение, что на этапе опытно-промышленной эксплуатации месторождений (первые три года) объемы добычи не лимитируют в силу высоких геологических рисков.

Еще была проблема при проведении геологоразведочных работ, т.к. геологоразведочные лицензии выдавались без разрешения на реализацию нефти, только на поиск и разведку нефти. В этом случае нефть, которая поступает на поверхность в результате испытания скважин, т.е. геологоразведки, никто не имел права продавать. Это был крах, т.к. нельзя продавать нефть, значит нельзя ее добывать на поверхность, значит нельзя делать испытания, значит разведать и доказать наличие промышленных притоков нефти нельзя. Но сейчас этот вопрос сдвинулся с мертвой точки, и на период проведения геологоразведочных испытаний разрешили продавать нефть. Это, конечно, большой плюс, иначе это была бы нелицензионная добыча.

O&G: Как вы думаете, почему в настоящее время в России существует недостаток кадров?
ВП: С точки зрения технологических специалистов, сейчас на российском рынке наблюдается огромнейший дефицит квалифицированных технических кадров. Если финансистов, экономистов и юристов мы можем найти и обучить в течение первых полгода-года, то с опытными инженерами так поступить невозможно. Есть две причины. Первое, это то, что сначала существовал переизбыток инженерных кадров, и в течение 10-15 лет был маленький набор на инженерные факультеты ВУЗ-ов, т.е. люди не шли, это просто считалось не престижным. Во-вторых, ВУЗ-ы преподают старые технологии. К сожалению, возрастной состав преподавателей почти во всех ВУЗ-ах в среднем превышает 50 лет, и новых знаний у них нет, а на рынке востребованы инженеры, которые понимают современный уровень развития технологий. Это объективная реальность, и ничего с этим нельзя сделать. Есть попытки приглашать иностранных специалистов. Я сам много работал и продолжаю работать с иностранцами. В компанию WSR руководителем департамента по разведке мы пригласил менеджера из компании Repsol, и до сих пор довольны выбором. Более того, по итогам 2007 г именно иностранца мы объявили лучшим менеджером года, а это очень престижное звание в нашей Компании и ежегодно отмечается только один менеджер. Правда, он учился в России, а сам кубинец, но его знания и пониманию всех бизнес-процессов в геологоразведке - это международный опыт. Да и сама геологоразведка стала постепенно переходить в разряд геолого-экономических дисциплин, т.е. при изучении геологии знание экономики необходимо, а в России это до сих пор практически не сочетается.

O&G: Какие новые технологии и разработки вы хотели бы увидеть в ближайшем будущем?
ВП: Есть несколько тем, которые актуальны не только для России, но и для мировой нефтегазовой отрасли. Например, недавно компания Newco Well Service продемонстрировала гидроразрыв в горизонтальных скважинах. Ранее строительство горизонтальных скважин было правильными решением, и они себя окупили, но управлять фондом с горизонтальными стволами практически невозможно, т.к. они не подвергаются никаким вторичным методам интенсификации. Поэтому очень важный вопрос - отработать технологию управляемых и неуправляемых гидроразрывов в горизонтальных частях скважин.

Вторая технология - это способы обеспечения притока на карбонатных коллекторах. Если в песчаных коллекторах все понятно и работают базовые теории фильтрации, то в трещиновато-поровых и кавернозных карбонатах никаких законченных теорий не существует. Методы предсказания притоков дают противоречивые результаты, а на практике результаты одна скважина показывает нулевой дебит, а соседняя до 340 тонн в сутки. Формально все понимают причины такого положения вещей, но доказанных методов стимуляции и интенсификации карбонатных коллекторов пока не существует.

Много проблем в бурении. С программами бурения справляются многие компании, но вскрытие пластов, обработка, цементаж - вроде простые операции, но именно они вызывают головную боль нефтяников в России. Очень часто хорошо пробуренная скважина при цементаже дает воду, потому что он не правильно был проведен. В связи с этим интересны материалы и технологии закачки гидроизоляционных материалов, которые подбираются практически для каждой скважины индивидуально.

Ну и дальнейшее развитие технологий моделирования и полевой геологоразведки, без этого ничего нельзя сделать. Интересны разработки в плане радиолокационного 3D, что является аналогом 3D сейсмики. Это что-то типа "звездных войн" но под землей на глубины до 5 км. К сожалению, очень мало опыта пока накоплено и не до конца формализована методика интерпретации отраженных сигналов - это еще предстоит разработать.

С точки зрения наземного обустройства, есть свои проблемы. В первую очередь, конечно, утилизация газа, а более конкретно, утилизация газа в малых объемах. Как правило, мобильные установки, реализующие эти процессы не рентабельны. Попутный газ - не простой газ, его в прямую сжечь на электрогенераторах невозможно, а если начинать строить систему подготовки газа, то экономически это не оправдывается.

O&G: Расскажите, пожалуйста, о программе утилизации попутного газа в вашей компании.
ВП: На всех наших месторождениях мы утилизируем газ на электроэнергетику. У нас построены энергоблоки в Тимано-Печорском и Томском регионах, где мы утилизируем газ для собственной генерации. Объем у нас небольшой, на уровне 15 мВт в целом по Компании. В Самаре мы пошли немного другим путем, потому что там газ с добавлением серы, и нам такой объем электроэнергии не нужен, т.к. в этом регионе хорошо развита инфраструктура. Здесь мы уже заключили контракт с компанией на продажу попутного газа по низким ценам, т.к. это допускает налоговый кодекс, а дальше они уже сами занимаются подготовкой газа и производством LPG, генерацией электроэнергии. Мы гарантируем приобрести у них, и, кроме того, они собираются строить комплекс сельскохозяйственных теплиц, где будут утилизировать избыток электроэнергии и тепла. Как для них, так и для нас - это очень выгодный бизнес, и непростая проблема по Самаре, я думаю, будет решена.

O&G: В век новых технологий существуют ли у вас комплексные программы автоматизации и информатизации нефтепромыслов?
ВП: Во-первых, я хотел бы сказать, что сегодня ИТ технологии - это тот же молоток или гаечный ключ, без которого уже никто не работает. В прошлом году мы закончили строительство виртуального пространства всех компаний, теперь это глобальная сеть, объединяющая все регионы. У нас введена среднесуточная отчетность прямо с промыслов, т.е. идут двухчасовые данные, поступающие в региональные компании, а потом в головной офис. Информация идет в достаточно полном объеме, но у нас нет датчиков на каждой скважине, и я считаю, что это не нужно. Для управления двухчасовые сводки вполне достаточны, чтобы оператор и менеджмент в региональном офисе смогли оперативно отреагировать на возникаемые проблемы. В основном мы используем спутниковую связь, потому что другую связь невозможно организовать, а межпромысловая связь у нас на основе радиомодемов.

Першуков Вячеслав Александрович родился в 1958 г. Начал работу в West Siberian Resources Ltd в январе 2005 г. Имеет степень доктора в тепловой физике. Кроме этого закончил несколько российских и международных университетов, включая МГУ. До работы в West Siberian Resources г-н Першуков занимал старшую руководящую должность в Роспроме и ряд высоких должностей в компании "ЮКОС ЭП", последней из которых была - исполнительный вице-президент. За период работы в WSR организовал работу Компании в трех регионах, полностью перестроил работу производственных служб операционных компаний и холдинга в целом.