Как КМГ управляет зрелыми проектами и насколько их хватит

«КазМунайГаз» растягивает эксплуатацию зрелых проектов, чтобы поддержать собственные финансовые показатели и социальную стабильность в регионах присутствия. 

Национальная компания «КазМунайГаз» (КМГ) в августе 2021 года сообщила о заключении контракта на разведку и добычу углеводородов на участке Тургай палеозой в Кызылординской области. Благодаря новым месторождениям компания пытается остановить драматичное падение добычи в регионе. Аналогичной стратегии КМГ придерживается в Атырауской и Мангистауской областях, не забывая о попытках удержать производство и на зрелых месторождениях. Все вместе это способ продлить жизнь действующим предприятиям КМГ и не сокращать персонал в регионах. О том, как КМГ управляет зрелыми проектами и насколько их хватит, – в материале «Курсива».  

Напор слабеет

Около 65% добычи нефти КМГ приходится на операционные активы, которые в основном представлены зрелыми месторождениями в Мангистауской, Атырауской и Кызылординской областях. Остальные 35% обеспечивают мегапроекты Тенгиз, Кашаган, Карачаганак (в структуре общестрановой добычи эти месторождения дают более 60%).  

При таком раскладе операционные и финансовые показатели компании в высокой степени зависят от зрелых проектов. Как отмечает сама компания, повышение эффективности добычи на зрелых месторождениях является одной из ее приоритетных задач.  

Большая часть добываемой нефти операционных активов приходится на семь основных месторождений: Узень и Карамандыбас («Озенмунайгаз»), Каламкас и Жетыбай («Мангистаумунайгаз»), С. Нуржанов и Восточный Молдабек («Эмбамунайгаз») и Каражанбас («Каражанбасмунай»). В 2020 году добыча нефти и конденсата КМГ сократилась на всех зрелых проектах на 8,8% – с 14,7 до 13,4 млн т.

«Основные производственные активы, разрабатываемые КМГ, относятся к категории brownfield – истощенные, с падающей добычей. Ежегодно себестоимость добычи будет расти, а само производство падать», – оценивает ситуацию эксперт нефтегазовой отрасли Олжас Байдильдинов.  

Слишком много людей  

Сокращение добычи создает не только долгосрочные операционные риски КМГ, но и угрозу социальной стабильности для государства. Особо уязвимые регионы присутствия компании – Мангистауская и Кызылординская области. В этих регионах в штате «КазМунайГаза» находятся более 19 тыс. человек. Вместе с персоналом нефтесервисных компаний общая численность занятых на зрелых проектах в этих регионах может доходить до 100 тыс. человек.  

По словам генерального директора Союза нефтесервисных компаний Kazservice Нурлана Жумагулова, основная проблема КМГ в управлении социальными рисками – перенасыщение сотрудников в дочерних сервисных компаниях в Мангистауской области. Материнская структура давно хочет приватизировать их, но работники против.

«Сервисные компании в Мангистауской области в составе «КазМунайГаза» получают зарплату по единой системе оплаты труда КМГ (ЕСОТ), а сотрудники частных подрядных компаний выражают недовольство своим окладом. Они считают, что выполняют аналогичную работу, но заработная плата в разы меньше», – объясняет Жумагулов.  

В Кызылординской области влияние нацкомпании на рынок труда ниже, однако там наблюдается стремительное падение добычи: только за 2020 год в регионе потеряли почти 1 млн т нефти, сократив добычу до 4,6 млн т. В 2021 году областной акимат прогнозирует падение еще на 11% – до 4,1 млн т, в 2022-м – до 3,7 млн т, а в 2025 году – до 3,1 млн т.

Вопрос рентабельности

Наряду с долгосрочными вызовами, которые приходится принимать КМГ, оперирующему на зрелых месторождениях, для компании актуальны среднесрочные риски. В периоды низких цен на нефть добывающие «дочки» нацкомпании находятся на грани или ниже уровня рентабельности.  

По данным компании, в 2021 году среднее значение точки безубыточности для КМГ является $45–46 за баррель сорта Brent. Она меняется в зависимости от предприятия, где самый низкий уровень составляет $26, а самый высокий – около $56 за баррель. Текущая цена на нефть позволяет компании не останавливать работу на предприятиях, где для поддержания полки добычи необходимо постоянно инвестировать.  

Для этого требуется больше денег; чтобы обеспечить хороший денежный поток, необходимо больше экспортировать, а с этим проблемы.  КМГ отправляет на внешние рынки чуть более 50% от добываемой нефти на операционных активах, остальная часть продается на внутреннем рынке с дисконтом. 

«КМГ несет основное бремя поддержки внутреннего рынка нефтепродуктов, продавая нефть всего по $18–25 за баррель», – напоминает Байдильдинов.  

Поддержать добычу  

КМГ решает проблему с эффективностью своей деятельности в двух направлениях, управляя производственными и социальными рисками.  

Чтобы не снижать производство, компания повышает коэффициент извлечения нефти (КИН) на зрелых месторождениях. В этом помогают технологии гидроразрыва пласта и полимерного заводнения. Также проводится доразведка и пере­оценка месторождений, вводятся новые скважины. Опрошенные «Курсивом» эксперты сходятся во мнении, что описанные меры помогают КМГ поддерживать добычу на текущем уровне, но ожидать роста нефтедобычи не стоит.  

По расчетам отраслевого эксперта и автора Telegram-канала Energy Analytics Абзала Нарымбетова, при текущей добыче доказанных запасов КМГ (1P) хватит на 17 лет, что больше, чем у Shell (7 лет) или ExxonMobil (11 лет). Однако большая часть доказанных плюс вероятных запасов КМГ (2P), около 60%, приходится на мегапроекты Кашаган, Тенгиз и Карачаганак. Зрелые месторождения «КазМунайГаза» могут быть выработаны еще раньше.  

В Кызылординской области КМГ предстоит бурить более глубокие скважины до 3500 метров, такая нефть называется трудноизвлекаемой и повышает себестоимость производства. По данным областного акимата, ТОО «СП «Казгермунай», где КМГ принадлежит 50%, планирует начать работы в этом направлении в ближайшие годы. Местные власти сообщают, что другие недропользователи также будут принимать аналогичные меры. Например, ТОО «Саутс Ойл» планирует бурить скважины до 5000 метров в 2021 году.   

«Существует большое количество возможных мер повышения нефтеотдачи пластов, но будет ли это эффективным, если месторождения разрабатываются уже десятки лет? Средний срок жизни  месторождения – 30–40 лет, дальше скважины приходится консервировать, так как добыча на них уже нерентабельна. Поэтому я считаю, что КМГ и так делает все возможное, чтобы удержать производственные показатели на прежних уровнях. Нацкомпании нужны новые месторождения», – считает Байдильдинов.  

Оживить предприятия в регионах со зрелыми месторождениями мог бы запуск новых проектов. Для этого КМГ ведет новые геологоразведочные проекты: Восточный Бектурлы в Мангистауской и Тургай палеозой в Кызылординской области.  

На Восточном Бектурлы КМГ ведет разведку совместно с ТОО «Кокел Мунай». В июне 2020 года там получили первый фонтанный приток нефти из поисково-разведочной скважины БВ-1. Прогнозные извлекаемые ресурсы блока оцениваются в 14 млн т. Как сообщили «Курсиву» в Нацкомпании, на участке Тургай палеозой, контракт на который КМГ получила только 24 августа текущего года, разведочные работы (с учетом планируемой глубины разведочной скважины) ранее не проводились.

Решения для управления социальными рисками разно­образнее, но малоэффективны. В разные годы КМГ пыталась обеспечить миграцию персонала в Мангистауской области на производственные объекты других предприятий. Для этого компания обещала обеспечить бизнес, который открывает новый завод или цех в Жанаозене, гарантированными заказами. По мнению генерального директора Kazservice, пока данный механизм не работает. Успехом не увенчалась и идея платить выбывшим по собственному желанию сотрудникам сервисных «дочек» компенсацию в размере 50% от пятилетней заработной платы.