Максим Вітик: «Ми маємо забезпечити Україну газом на довготривалу перспективу»

Максим Вітик: «Ми маємо забезпечити Україну газом на довготривалу перспективу»

Після роботи в компаніях ExxonMobil і Shell Максим Вітик вирішив повернутися до України і приєднатися до команди Нафтогазу. Нині він директор зі стратегічних проєктів дивізіону «Розвідка та Видобування» Групи Нафтогаз. Головна мета, поставлена перед командою Вітика, – реалізація стратегічних проєктів, зокрема освоєння шельфу та видобуток газу зі щільних порід.


Які завдання стоять перед вашою командою?

Я бачу два найважливіших напрями. Перший – мінімізація падіння видобутку, другий – нарощування ресурсної бази.

Це взаємопов’язані питання. Якщо у нас не буде достатньої ресурсної бази сьогодні, завтра не буде видобутку. Якщо навіть сьогодні ми втримаємо видобуток, то виникає запитання: що робити завтра?

Саме нарощування ресурсної бази – моє основне завдання. Для цього ми сформували нову команду, кістяком якої є фахівці з міжнародним досвідом: колишні працівники компаній Shell, Exxon, ENI, Schlumberger, а також фахівці з різних підрозділів Укргазвидобування та ДП «Науканафтогаз». Наприклад, «морський» підрозділ формувався з фахівців «Чорноморнафтогазу», які також влилися до нашої команди.

Фахівці яких напрямків становлять більшість вашої команди?

Це невелика мобільна інтегрована висококваліфікована команда з близько 40-50 фахівців. Наші завдання – координація, організація та початкова реалізація проєктів. Щось на зразок special forces або групи «швидкого розгортання». І вже після забезпечення необхідних умов та отримання початкового успіху проєкти передають безпосередньо армії розробників і видобувників. Наше завдання – це project capture and delivery (формування та передання проєкту).

На яких проєктах буде найбільше сфокусована ваша команда?

Фокус команди – виключно на стратегічних проєктах компанії. У нашому розумінні стратегічний проєкт – це актив, що має щонайменше 100 млрд куб. м перспективних ресурсів газу, і наше завдання знайти і конвертувати ці ресурси в комерційні запаси впродовж наступних 10-ти років.

Розкажіть про себе і про свою кар’єру.

Свою кар’єру в міжнародній нафтогазовій індустрії я розпочав в компанії ExxonMobil у 1997 році як «вузький» спеціаліст із геохімії. Я геохімік за спеціальністю, закінчив геологічний факультет Львівського національного університету ім. Івана Франка, захистив кандидатську дисертацію в Україні і продовжив навчання в постдокторнатурі Політехнічного університету Вірджинії (США). Після кількох років роботи на посаді науковця в лабораторії ExxonMobil я зрозумів, що, для того щоб бути успішним в індустрії, необхідно отримати більш ширший інтегрований досвід. Так я перейшов в розвідку, далі – у видобування. Остання моя посада в ExxonMobil була в департаменті розвитку бізнесу, де ми займалися новими можливостями для компанії глобально. Тобто ми шукали по всьому світу нові можливості, починаючи з пошуку та розвідки і закінчуючи видобуванням, як кінцевою ланкою проєктів. У 2004 році я отримав пропозицію від компанії Shell, яка тоді тільки заходила до України. Враховуючи моє українське походження та досвід, мені запропонували посаду з переїздом до України.

А як саме це сталося, мається на увазі перехід з ExxonMobil до Shell? Ви шукали можливості перейти з однієї компанії в США до іншої чи вас знайшли?

Мене “знайшли”. Коли з’явилася можливість переїхати до України, я вирішив зробити це одразу і не вагаючись. Я був першим експатом у команді Shell, що приїхав до України в 2005 році.

Так само я вирішив, коли мене запросили до Нафтогазу. Пропозицію Нафтогазу я розглядаю для себе як другу спробу, як шанс довести до кінця розпочате раніше в Україні з компанією Shell. Група Нафтогаз має потужний потенціал для успішного виконання цих завдань.

Що собою являла тоді компанія Shell в Україні?

На початок 2006 року компанія Shell в Україні – це була невелика команда (5-6 співробітників), яку ми швидко збільшили у зв’язку з розвитком нових проєктів. Саме тоді ми проводили регіональні дослідження та розпочали спільну діяльність з Укргазвидобуванням на сході країни. Моїм основним завданням у компанії тоді був розвиток нового бізнесу. Так згодом виник проєкт «Юзівська», за який я відповідав. Це відбувалося в часи так званої революції нетрадиційного газу в Північній Америці, коли раптом всі усвідомили, що газ із нетрадиційних покладів (газ щільних порід) має великий потенціал щодо видобутку.

Я також відповідав за перший проєкт на шельфі Чорного моря на Прикерченській ділянці. Shell, на жаль, тоді програла тендер компанії Vanco.

Нафтогаз представляє, перш за все, державні інтереси. Якщо Нафтогаз припинить інвестувати у розвідку та видобуток газу, енергетична безпека країни буде під питанням. Усі це чітко усвідомлюють, і робота продовжується.

Варто згадати про ще одну ділянку на морі, на яку було оголошено конкурс, – це глибоководна ділянка Скіфська. У цьому конкурсі Shell виграла тендер у партнерстві з ExxonMobil, але потім вийшла з нього через захоплення Криму Росією.

Скільки часу загалом ви працювали в Україні?

В Україні я пропрацював 6,5 року. У середині 2012 мене перевели до центрального офісу компанії в Гаазі, де я очолив напрямок нових можливостей із нетрадиційних ресурсів у Європі та країнах колишнього Радянського Союзу. Очікувалося, що після Нідерландів я повернуся до України і продовжу Юзівський проєкт. Тоді Україна входила до списку найбільш пріоритетних проєктів для компанії. Юзівський проєкт знаходився в зоні моєї відповідальності, тому я не обривав зв’язку з Україною, а постійно їздив сюди у відрядження, навіть під час революційних подій. У 2015 році Shell ухвалила рішення про вихід із проєкту. Але сподіватимемося, що Нафтогаз отримає можливість відновити розробку Юзівської ділянки (під час підготовки інтерв’ю до друку стало відомо, що Кабінет Міністрів України погодив Групі Нафтогаз можливість придбання 100% частки державної ТОВ «Надра Юзівська» – ExPro).

Як вплинула економічна криза та падіння цін на нафту і газ у 2020 році на проєкти Нафтогазу? Чим відрізняється реакція на такі події в державній компанії від приватних, і як це відбивається на стратегічних проєктах?

Знаю, що поширені такі стереотипи, що державні компанії є менш ефективними, ніж приватні. Мені відомо багато світових прикладів, де державні компанії ефективно виконують поставлені перед ними завдання. Нафтогаз забезпечує понад 70 відсотків видобутку газу в країні і за складних кризових умов ставить собі за мету мінімізувати падіння видобутку газу. Наразі нам це вдається: у 2020 році зниження обсягу видобутку становило 1,3%. Ключові фактори – підвищення ефективності операцій і фокусування на проєктах із найбільшим ефектом для видобутку. Але ми розуміємо, що в середньо- і довгостроковій перспективі стабілізація видобутку можлива лише за умов нарощення ресурсної бази.

Нарощення ресурсної бази – пріоритет для напряму «Розвідка і Видобування» Нафтогазу на найближчі роки. Компанія розпочала нові ініціативи з нарощення ресурсної бази, включаючи створення напрямку стратегічних проєктів, який я очолюю.

На які активи з нетрадиційного видобутку газу (tight gas) зараз основна ставка?

Для проєкту Tight Gas було відібрано 19 ділянок Нафтогазу, з них 5 ділянок обрано для Етапу 1 (пілотного).

Зокрема, вже ведуть роботи на «Східній Полтаві» та Нурівському родовищі. Наразі очікуємо на результати випробувань. Третє родовище у межах пілотного проєкту – Святогірське.

Розкажіть детальніше про Святогірську площу, і які результати вдалося отримати?

На Святогірській площі вже є 4 свердловини, але їх було пробурено до проведення 3D-сейсміки. Коли ми отримали результати інтерпретації якісної 3D-сейміки, зрозуміли, що ці свердловини пробурено не в оптимальних точках. На сьогодні видобуток газу проводять із двох Святогірських свердловин із сумарним дебітом близько 50 тис. м3/доба. Разом із газом було отримано приплив води, і потрібно розібратися з її походженням, оскільки усе це впливає на комерційність проєкту.

Наразі в процесі буріння знаходиться п’ята свердловина, щозакладено в місці, де очікують кращий колектор.Результат цієї свердловини є критичним для подальшого розвитку проєкту.

Північноамериканська практика з розробки таких покладів показує, що тут важливо застосувати нестандартні підходи, наприклад, кущове буріння та горизонтальні свердловини. Ми плануємо буріння першої горизонтальної свердловини у кінці 2021 – на початку 2022 року на одній із відібраних ділянок. До речі, її спорудження буде в тісному співробітництві з однією з найбільших сервісних компаній світу. З ким саме – вирішиться за результатами тендеру, який ми плануємо провести між компаніями Halliburton, Weatherford, Baker Hughes і Schlumberger.

А серед цих 19 перспективних площ на tight gas є ділянки тільки на сході чи і на заході України?

Поки що всі ділянки на сході Україні. Ми також продовжуємо вивчати перспективні площі у західному регіоні.

Чи корелюються з вашою компетентністю проєкти щодо чотирьох ділянок УРП (Балаклійської, Іванівської, Бузівської та Берестянської), котрі вже незабаром збирається підписати уряд?

Група Нафтогаз (АТ «Укргазвидобування») вже підписала з державою угоди про розподіл продукції (УРП) за чотирма нафтогазовими ділянками – Балаклійською, Іванівською, Бузівською та Берестянською. За кризових умов Нафтогаз підтверджує готовність впродовж перших 5-ти років інвестувати в їхню розробку 3,6 млрд грн. Наразі ми проходимо дозвільні процедури для отримання спецдозволів на перелічені ділянки.

Що можете розповісти про роботу Нафтогазу на шельфі Азовського моря?

Ми визначаємося, чи продовжуватимемо там працювати. Оскільки зараз питання фокусу і пріоритету стоять дуже гостро, адже ресурси обмежені. І якщо ми починаємо роботи на Чорному морі, то компанії треба чітко визначатися з пріоритетами.

Що нового можна виділити в останній стратегії компанії?

Ця стратегія більш конкретизована та викристалізована. Нарощення ресурсної бази – пріоритет для напряму «Нафтогаз Розвідка та Видобування» на найближчі роки. Якщо взяти програму «Тризуб» – це була візія, це було бачення, в якому напрямку рухатися. За останні пів року дивізіон «Нафтогаз Розвідка та Видобування» пішов далі і сформував конкретну робочу програму, чіткі тайм-лайни щодо кожного напрямку. Відповідно до цього ми рухаємося. Під це створено команду та сформовано бюджет.

Серед основних напрямів, перш за все, – море. За різними оцінками, прогнозні та перспективні ресурси західної частини Чорного моря становлять 1-2 трлн м³ природного газу із можливістю річного видобутку близько 10 млрд м³ і дають змогу вирішити завдання повного самозабезпечення України природним газом. Цей напрям активно розвивається, в першу чергу завдяки підтримці уряду. І я вважаю, що це правильно, тому що ефективна державна компанія не може існувати без тісної співпраці з урядом. Наразі ця координація та підтримка держави відчувається як ніколи. Тож шельф є одним із позитивних прикладів такої співпраці. Потенціал там дуже великий, але й ризики значні.

Другий стратегічний напрямок – це газ щільних порід, так званий tight gas або нетрадиційний газ. Він є достатньо важливим для компанії, тому що у нас є ділянки, які мають значний потенціал. Нетрадиційний газ був і є одним зі стратегічних напрямів «Нафтогазу», і для газової галузі України в цілому. Основним завданням зараз є довести комерційні поклади Tight Gas на площах Нафтогазу у межах Дніпровсько-Донецького басейну.

Також слід відзначити газ глибоких горизонтів. Свердловина Шебелинка №888 – один із прикладів роботи за цим напрямком. У нас є й інші цікаві об’єкти як на сході, так і на заході України за глибокими горизонтами. Наразі ми визначаємо, які з них найбільш перспективні.

Завдяки чому, на ваш погляд, Уряд погодився надати дозвіл на користування надрами в акваторії Чорного моря без аукціону, після всіх невдалих спроб отримати дозволи як державного АТ «Укргазвидобування», так і міжнародних компаній і консорціумів?

На мій погляд, на таке рішення з боку уряду вплинула низка факторів.

По-перше, стратегічно невірно купувати газ за кордоном, маючи свої «заморожені» активи. Україна згаяла багато часу і безнадійно відстала від сусідніх країн щодо освоєння шельфу. Наразі ми бачимо зрушення з мертвої точки: нещодавно Кабінет Міністрів ухвалив рішення, яким дозволив «Нафтогазу» зайнятися розвідкою Чорноморського шельфу.

По-друге, є багато прикладів із міжнародної практики, коли державні компанії успішно виконують роботи з видобутку як на суші, так і на морі. Нафтогаз не є винятком. Тим більше, у компанії є досвід видобування на морі. У попередні роки «Чорноморнафтогаз» мав позитивний досвід роботи, відкрив цілу низку родовищ.

По-третє, це питання безпеки. Важливо, щоб ми заявили чітко і ясно, що ми продовжуємо роботу на морі, на своїй території. Таку позицію підтримують і уряд, і Президент України.

По-четверте, цей регіон відносно невивчений. Нафтогаз пропонує дуже просте та прозоре рішення. Ми проведемо дерискінг, зокрема виконаємо високоякісні сейсмічні роботи. На підставі проведених досліджень порахуємо ресурс, визначимося з найбільш перспективними ділянками. На них сплануємо буріння як на глибокій, так і на мілкій воді. Водночас ми шукатимемо партнера, з яким продовжуватимемо розробку морських ділянок. Для повномасштабного освоєння шельфу потрібні великі фінансові ресурси та технології. Усередині країни їх недостатньо. Крім того, важлива наявність партнера, що має досвід на глибокій воді, якого в Україні немає.

А що стосується проведення 3D-сейсміки, чи є у вас розуміння, хто виконуватиме роботи?

Потрібен дерискінг проєкту: нові геологорозвідувальні роботи (3D-сейсміка), що нададуть додаткову геологічну інформацію, підтвердять економічну доцільність робіт у Чорному морі, а також їхню безпечність. Ми плануємо проводити тендер на замовлення сейсмічних робіт.

Яку послідовність робіт заплановано на Чорноморському шельфі?

Перш за все, на основі попередньої 2D-сейсміки ми визначимо найперспективніші ділянки, де слід сфокусувати зусилля в першу чергу. Тоді ми визначимо так звані «полігони», де буде проведено подальші 3D-сейсмічні роботи. Буріння на глибокій воді має великі ризики, вартість такої свердловини висока. Тож 3D є обов’язковим для нас, адже такі роботи суттєво знижують ризики. Ці дослідження, за нашими розрахунками, триватимуть близько двох років, включаючи час тендеру, сам процес проведення сейсмічних робіт та інтерпретацію даних. Після цього ми виходитимемо на буріння, це має відбутися приблизно в 2024-2025 р. Спочатку це буде пошукове буріння, і в разі успіху, перейдемо до експлуатаційного.

Зараз перед компанією два великі виклики – це пандемія та глобальне падіння цін на вуглеводні. Як впливають ці фактори на роботу компанії?

Пандемія, звісно, вплинула і продовжує впливати негативно. Ціни на газ сильно знизилися, а від цін на газ залежить і та кількість грошей, яку ми можемо інвестувати у нові розвідувальні проєкти.

Візьмемо мою команду: її більша половина працює віддалено, при цьому кілька людей зараз хворіє. Звичайно, за таких умов працювати дуже складно. Компанія докладає багато зусиль, для того щоб ці негативні впливи мінімізувати: забезпечення засобами захисту, створення умов для роботи дистанційно, обмеження доступу сторонніх до приміщень компанії. Мене вражає, що, попри всю складність ситуації, команда працює синхронно й ефективно виконує поставлені завдання.

Ми активно ведемо переговори з компаніями, які могли би зацікавитися потенціалом України.

Ви зупинилися на пріоритетних об’єктах, що зосереджені на шельфі та на сході України. А які плани щодо заходу? Адже там є приватні видобувні компанії, що ефективно працюють в регіоні і розвиваються. Зокрема, «Західнадрасервіс», що вже зараз видобуває понад 20 млн куб м газу на місяць, і цей розвиток відбувся практично з нуля за 5 років. Чому б не звернути увагу Нафтогазу на це, як на гарний приклад?

Я повністю згоден, цей приклад є дуже цікавим. Нафтогаз також зацікавлений в роботі в цьому регіоні, там є потенціал. Як приклад, варто звернути увагу на успішну роботу компанії Зіновія Козицького. У наших сусідів поляків також є чому повчитися. Вони застосовують дуже простий підхід: поступово покривають детальною 3D-сейсмікою всі перспективні ділянки і успішно проводять їхню дорозвідку – так звану NFE (near-field exploration). Не треба вигадувати нічого нового, можна просто повторити їхній досвід, тільки на нашій території.

Як ви бачите співпрацю Нафтогазу з іншими компаніями?

Нафтогаз наразі відкритий до партнерства як з українськими компаніями, так і з міжнародними. Ми чітко усвідомлюємо, що саме зараз, за умов обмежених можливостей і бюджету, нам треба об’єднуватися з партнерами та перебирати їхній досвід і працювати разом.

Тож партнерство – це ще один із серйозних елементів нашої нової стратегії.

А яке саме партнерство ви маєте на увазі, з якими компаніями?

Це не обов’язково мають бути найбільші міжнародні компанії, це можуть бути і невеликі гравці. Головне – це ефективна співпраця, яка дасть змогу розвивати український видобуток.