Віктор Гладун: Ключ нашого успіху у професіоналізмі команди

Віктор Гладун: Ключ нашого успіху у професіоналізмі команди

Падіння цін на газ змушує видобувників згортати плани із розвитку, а світова криза та спалах епідемії вірусу Covid-19 ще більш загострила становище виробників. Крім цього, ринок газу перенасичений, у сховищах як європейських країн, так і України закачано рекордні запаси газу. В цих умовах виграють найефективніші. Своїм рецептом «виживання» з ExPro поділився Віктор Гладун, призначений торік ще й гендиректором британської компанії JKX Oil&Gas, одним з головних активів якої є спільне підприємство «Полтавська газонафтова компанія» (CП ПГНК).

«Наш 5-річний план як живий організм, який підтверджується реалізованими проектами, постійно оновлюється та відповідно змінюється»

- На українському ринку газу торік сталося чимало несподіванок, й одна з них – стрімкий ріст видобутку ПГНК, попри виснаженість родовищ майже на 80%. Як вам це вдалося?

- Схожа ситуація, на скільки я знаю, і в УГВ, де виснаженість родовищ складає понад 70%. Експорт (газ, який поступає в газотранспортну систему) газу постійно знижується, у той час експорт газу у СП ПГНК– зростає. Основна причина – це форма власності – приватна, це дозволяє бути гнучкими та більш ефективними. Разом з тим, не менш важливим фактором є колектив. Історично у ПГНК професійна команда, рівень ефективності праці та кваліфікації якої протягом 25 років постійно зростає. Ми ще додатково зміцнили нашу команду професіоналів в геологічному та технічному департаменті.

Останні 2 роки і геологи, і ремонтно-будівельний департамент, і буровики, загалом всі відділи компанії працювали достатньо інтенсивно. Наприкінці 2017 року, через значну виснаженість родовищ, ми перейшли до інтенсифікації видобутку. Оновили геологічну модель родовищ. У результаті, у 2018 році видобуток газу зріс на 5%, у 2019 – на 55%. Крім того, у 2018 році на додачу до власних свердловин ми почали брати в експлуатацію свердловини державних компаній, які знаходяться на наших ліцензіях - перші договори підписали з НАК «Надра України». Згодом уклали такі угоди АТ «Укргазвидобування» (УГВ) та ПАТ «Укрнафта». На сьогодні більшість свердловин у нас від УГВ – 18. Зазначу, що будь-яка компанія може піти цим шляхом, якщо в межах її ліцензійної ділянки знаходяться раніше пробурені свердловини інших видобувників.

У минулому році, основний результат ми отримали завдяки видобутку з нових свердловин та бічних стовбурів, як наприклад боковий стовбур Ігн-103 з початковими дебітами 250-260 тис куб м, та зі свердловин Ігн-142, НМ-81, що призвело до зростання видобутку газу у 2019 році на 55%. Додам, що привабливість бокових стовбурів у тому, що, їх буріння, як правило, менш затратне, ніж нової свердловини. Якщо порівняти вартість, то, умовно, свердловина на 3 км буде коштувати $3-4 млн, тоді як боковий стовбур - $1 -1,2 млн, тобто у 3 рази менше. Звісно, має значення на якій глибині відбувається забурювання, яка довжина та який відхід від вертикалі, однак у будь-якому разі здешевлення значне.

- В Україні не так багато компаній мають досвід у забурюванні бокових стовбурів (ЗБС), ці роботи мало хто з видобувників здійснює…

- Я думаю, забурювання бокових стовбурів – це той напрямок що буде розвиватися у майбутньому, принаймні на наших ліцензіях. Ми підтвердили на практиці у 2018-2019рр, що ці проекти є успішними, і в Україні є підрядники, які вміють і вирізку робити, і телесистеми впровадити, і похило-скеровані стовбури бурити у потрібну точку. Доцільність застосування операцій із ЗБС залежить від кількості наявних свердловин та особливостей геологічної будови родовищ. Наприклад, якщо відхід має бути 2 км, а глибина невелика, тоді немає сенсу в проведенні ЗБС. А якщо наявна свердловина знаходиться на відстані 300-500м від того покладу який планують розробляти, тоді боковий стовбур якраз і є вирішенням цього завдання.

Ми сьогодні переважно застосовуємо відходи від вертикалі при ЗБС – не більше 500м. Але маємо досвід і більш складних операцій, так на одній свердловині ми ще в 2013р пробурили горизонтально 1 км, щоб увійти в продуктивний пласт, та здійснили на ній 10 ГРП за допомогою підрядної організації Schlumberger. А зараз вже проводимо такі технологічно складні операції за допомогою українського підрядника - компанії «Спецмехсервіс». З 2019 році у нас з’явився ще один підрядник по бурових роботах - хорватська Crosco.

- Цьогоріч продовжуватиме роботи із ЗБС?

- Так, окрім буріння 2 нових свердловин, у цьому році плануємо здійснити 4 ЗБС. «Спецмехсервіс» переїжджає на свердловину №130 і буде бурити боковий стовбур довжиною 1 км. Від результатів виконання цього проекту та проведення досліджень на свердловині залежатиме план подальших операцій. Адже у чому причина нашого успіху загалом? У тому, що ми дуже швидко реагуємо на зміни, оновлюємо п’ятирічний план у результаті перегляду геологічної моделі. Якщо у геологічній моделі ми бачимо зміни, а 3D сейсміка раніше цього не показала, ми вносимо коригування в модель родовища і програму операцій. Неможливо зробити план на 5 років вперед і дотримуватися його на всі 100%. Тож наш 5-річний план як живий організм, який підтверджується реалізованими проектами, постійно оновлюється та відповідно змінюється.

- Які ще нові технології, крім ЗБС, ви застосовуєте? Приміром, останнім часом популярності набуває капремонт свердловин за допомогою снаббінгових установок, які дозволяють проводити ремонтні роботи без глушіння свердловин під тиском…

- Снаббінг може застосовуватися за певних геологічних умов, тобто свердловини мають бути глибокі і з високими тисками. А оскільки у нас всі свердловини неглибокі, і з просадженими тисками більше ніж 80%, то застосування такої технології на них неактуальне. Нам як раз слід іти з боковим стовбуром у новий поклад, де тиск ще не просаджений, аби звідти отримати приплив. Більше того в нас дуже багато свердловин під газліфтне видобування. Насправді, всі технології інтенсифікації - не нові, і застосовуються ще з середини 20 століття. Якщо ті чи інші роботи підходять під умови - геологічні, технічні, комерційні, то, звісно, їх необхідно впроваджувати.

- А як щодо ГРП?

- ПГНК – однією з перших в Україні почала застосовувати цю технологію на своїх родовищах. У нас були досягнення та помилки, на яких ми багато навчилися. Ми зараз розглядаємо один проект, є кандидат на виконання робіт. Але за поточної низької ціні продажу газу ГРП не окупиться. Як тільки ціна піде в гору, ми повернемося до цього питання.

- Нещодавно відбулися нові призначення в JKX, як ви їх прокоментуєте?

- Ми вдячні за роботу фінансовому директору лондонського офісу Бену Фрейзеру. Місяць тому він зробив заяву, що прийняв рішення розширювати свої професійні можливості поза нафтогазовою сферою, і ми йому в цьому бажаємо успіху. З першого квітня на його посаду мною був призначений Дмитро Піддубний і його кандидатура була на 100% підтримана незалежною Радою Директорів JKX. Дмитро має 18-річний досвід роботи у якості спочатку заступника, потім фінансового директора СП ПГНК, у 2017р він виконував обов’язки фінансового директора JKX. Компанія має послідовний та професійний менеджмент.

 

 

«За низьких цін на газ ми концентруємося на тих продуктах, де вища маржинальність»

- Технічний директор ПГНК Микола Оринчак раніше заявляв, що через низьку ціну газу компанія запропонувала УГВ переглянути формулу розрахунків за договорами експлуатації свердловин…

- Договірні відносини з АТ УГВ передбачають надання послуг з видобування вуглеводнів із запасів, що належать СП ПГНК, зі свердловин, що розташовані на ліцензійних ділянках СП ПГНК, але були пробурені у радянські часи та зараз належать АТ УГВ. Ключовою умовою договірних відносин є розподіл прибутку від цих свердловин на рівноправних умовах – 50%/50%. При цьому СП ПГНК несе всі витрати та ризики щодо відновлення та ремонту свердловин, їх обслуговування та підтримання у належному стані, а також інтенсифікації видобутку вуглеводнів.

Після різкого падіння ціни на газ дані договори стали економічно недоцільні для ПГНК через два чинника: Перше, з падінням ціни на газ нижче певного рівня, доля УГВ має залишатися фіксованою та не залежить від ринкової кон’юнктури. Друге, ціна реалізації природного газу, що використовується для розрахунку прибутку до розподілу між сторонами, встановлена як ціна з ресурсу НАК «Нафтогаз України». Починаючи з другої половини 2019 року дана ціна є нерелевантною та не тільки не відображає ринкову ціну на газ в Україні, значно перевищує її. Наприклад, у листопаді та грудні 2019 року ціна НАК «Нафтогаз України» була встановлена на рівні відповідно 7,033 грн. з ПДВ, в той час коли середня ринкова ціну у листопаді була 5,300 та у грудні 5,200 грн. з ПДВ.

У зв’язку з цим паритет розподілу змістився в бік УГВ, вони де-факто отримують значно більше, ніж СП ПГНК, не вкладаючи жодних витрат у проект та за відсутністю жодних ризиків. Поки ми не досягли консенсусу з УГВ, хоча діалог з керівництвом ведемо більше 4-х місяців. Керівництво АТ УГВ досі розробляє власну позицію і ми дуже сподіваємося, що вони врешті-решт підуть нам назустріч. Ми домагаємося ринкової справедливої ціни та справедливого розподілу прибутку, а також змін у формулі, які не будуть обмежувати мінімальний платіж. У зв’язку з цією ситуацією ми вже зупинили 4 свердловини УГВ, на черзі зупинка ще 5 свердловин.

Схоже на те що керівництво УГВ та НАК Нафтогаз не поспішають переглянути свою позицію та не змінить умови договору, як результат, стане припинення видобутку з усіх свердловин УГВ. Неринкова та негнучка позиція керівництва УГВ та НАК Нафтогазу приведе до втрати десятків, а по результатам року, можливо, сотні мільйонів гривень - це втрачена вигода та потенційні збитки для АТ УГВ та Нафтогазу та менші надходження до бюджету країни. АТ УГВ, в такому випадку, замість того, щоб отримати прибуток без будь-яких вкладень, залишиться зі збитком. Тож я дуже сподіваюся на здоровий глузд керівництва державної компанії. Краще продовжувати працювати з нами як надійним партнером, який на досвіді довів свою професійність, ніж взагалі не отримувати жодних надходжень. Хочу також зазначити, що у більшості цивілізованих країнах світу під час видачі ліцензії надрокористувачу передаються усі наявні на ліцензованій ділянці свердловини. А в Україні – на жаль ні.

У результаті, у компаній залишаються свердловини, які вони не можуть використати як основний засіб, оскільки корисні копалини на цій ділянці є власністю нового надрокористувача на строк дії ліцензії. Тож наша ринкова пропозиція безумовно вигідна «Укргазвидобуванню». Ми - тільки за справедливий розподіл і стратегічні відносини з цією компанією. За 2 роки ми сплатили УГВ 187 млн грн.

- А як щодо співробітництва з іншими двома компаніями, свердловини яких також знаходяться на ваших ліцензійних ділянках, - НАК «Надра України» та «Укрнафта»?

- У договори з НАК «Надра України» та «Укрнафта» закладено інші умови, розподіл працює справедливо, тобто в залежності від реальної ринкової ціни. Тож роботу з ними ми будемо розвивати та продовжувати.

- Ви зазначили, що ГРП невигідно проводити за нинішнього рівня цін на газ. Як загалом ситуація на ринку відображається на виробничих планах, які прогнози на майбутнє?

- Безумовно, цінова ситуація впливає на окупність інвестицій у видобуток. Якщо ще 1,5 роки тому ціна на природний газ була на рівні $300/тис куб м, а зараз - $140 -$130/тис куб м, то відповідно значно падає економіка видобутку. Ми сподіваємося, що через рік-півтора ціни підуть вгору, якщо не цієї, то наступної осені, але перед цим ціна ще дещо впаде.  Наш п’ятирічний план містить 12 напрямків, за якими ми працюємо, і як тільки змінюються ціни на продукцію, економічна ефективність проектів переглядається, і ми концентруємося на тих проектах, де вища маржинальність. Якщо родовище більш газове, але є можливість переходу на видобуток рідких вуглеводнів (нафти і конденсату), в такому випадку ми це робимо.

- Але рента за видобуток нафти вища, аніж на видобуток газу…

- Так, податки вищі, але і ціна була вища. Звісно, останні події у світі все змінили: ціна $30 за барель і нижче – це вже привід переглянути свої плани, якщо така ціна протримається довго. Загалом, в Україні по газу як і по нафті, ринок дефіцитний, тобто власного видобутку для покриття потреб країни не вистачає. Тож ми розраховуємо, що ринок буде у паритеті до Європейських цін.

Український нафтогазовидобуток з точки зору інвестиційної привабливості має хороші перспективи. Якщо ліцензійна ділянка має запаси, то можна заходити на ринок і працювати. Важливим в цьому питанні є стабільна і прогнозована політична та фіскальна ситуація, тоді інвестиції будуть.

«Зниження ренти та встановлення єдиної ставки для всіх родовищ дасть змогу видобувникам акумулювати інвестиції у розвиток»

- На вашу думку, які зміни необхідні в Україні для збільшення видобутку газу й нафти та розвитку нафтогазової галузі?

- В першу чергу, вони мають стосуватися фіскальної політики. Перший крок зі зменшенням рентної ставки до 12% та 6% на нові свердловини – це безумовно добре (і ми зробили багато для того, щоб втілити стимулюючу ренту в життя). Але зараз цього недостатньо, доцільно встановити уніфіковані ставки для всіх родовищ, нафтових і газових, старих і нових свердловин і такі ставки, звісно, мають бути нижчими за діючі. Ми пропонуємо єдину ставку ренті 12 процентів на всі свердловини до 5 тис метрів.

Це дозволить видобувникам заощадити кошти на інвестиції у видобуток. Це додасть інвестиційної привабливості у нафтогазовий сектор. Також необхідно продовжити дерегуляцію і децентралізацію, у тому числі щодо земельних питань, що стосуються нафтогазової сфери. Власник землі, на якій проводяться роботи з видобутку, повинен розуміти, що він погоджується на співпрацю і отримує за це відшкодування. І для країни в цілому - це стратегічно важливе питання.

Ми на цьому ринку уже більше 25 років, компанія працює ефективно і в 2019 році заплатила більше 1 млрд грн податків. Ми беремо активну участь у розвитку регіонів, де присутні наші активи, не надаючи цьому особливого розголосу. До нас звертаються місцеві громади, ми допомагаємо і з ремонтом доріг, і з дитячими та спортивними майданчиками, нещодавно придбали пожежну машину та автобус, також допомагаємо лікарням в зв’язку з карантином та розповсюдженням коронавірусу.

- Умови оподаткування газу та конденсату в Україні різні, хоча йдуть вони з однієї свердловини, це також слід уніфікувати, на вашу думку?

- Я вважаю, це все треба вирівняти, а також – знизити ставки оподаткування.

- З іншого боку - ні справедливі податки, ні висока ціна реалізації газу не гарантує хороший результат видобутку…

 Звісно, цього недостатньо для росту видобутку, але це непогані передумови для того, щоб розвиватися. Коли фіскальна політика стабільна, адміністрування відбувається планомірно, коли податкові та силові органи діють за законом, а не постійно приходять з раптовими перевірками, тоді є можливість займатися бізнесом та розвивати його. До нас як до британської компанії, акції якої котируються на міжнародній фондовій біржі, час від часу звертаються міжнародні компанії за консультаціями, вони питають, як нам вдалося стільки часу успішно працювати, які у нас тут проблеми?

Навіть міжнародні контрагенти звертаються до нас, щоб співпрацювати з нами та в подальшому отримати рекомендації чи заходити на український ринок чи ні. Багато західних компаній задають одне питання - чи захищені інвестиції в Україні? А ми відповідаємо, що JKX виграла Гаазький трибунал у 2017р, і вже 3 роки чекає, поки українська держава виплатить $14 млн ($12 млн компенсації за незаконне підвищення ренти, та $2 млн пені набігло за цей час). А в Україні законодавство передбачає, що рішення міжнародного арбітражу треба ще й легалізувати (тобто пройти все інстанції української судової системи), і цей процес забрав більше 2 років. І коли ми отримаємо ці кошти, то це буде справжнім доказом того, що закони в Україні працюють, і інвестиції захищені на практиці, а не на словах!

- Що ви думаєте про оподаткування «сплячих» ліцензій, ваше ставлення до нового законопроекту, та чи є у вас такі ліцензії?

- «Сплячих» ліцензій у ПГНК немає і бути не може. У нас всього одна ліцензія на геологічне вивчення, і ми вже витратили біля 25 млн доларів на розвідку цієї ділянки. На решті ділянок ми активно ведемо видобуток. На нашу думку, боротьба з таким явищем як «сплячі» ліцензії - це надзвичайно важливий крок, і здійснювати його слід зважено. Якщо ми включимо у ліцензійні умови штрафи, чи введемо податок на такі ліцензії (що передбачено в новому законопроекті), то ми знизимо інвестиційну привабливість ділянок, дозволи на розробку яких виставляються на аукціоні. Лише геологічне вивчення може зайняти 3 роки, іноді набагато більше, ризики неотримання видобутку в такий період дуже великі. А що стосується ліцензій, на яких вже є підтверджені запаси, проте видобуток не ведеться, у такому випадку можна вводити штрафи чи податки, але зважено, враховуючи обставини.

Я вважаю, що Держгеонадра мають чітко регламентувати, які роботи в які терміни мають виконуватися та слідкувати за їх виконанням протягом усього періоду дії ліцензії, а не тоді, коли строк дії вже закінчується. А якщо не виконуються зобов’язання, тоді Геологічна служба має призупинити дію ліцензії, і таким чином з боротися із порушенням виконання умов ліцензії. Крім цього світовий досвід довів ефективність роботи по розробці ліцензій при наявності банківських гарантій.

При порушенні чітко визначеного переліку та термінів виконання робіт з банківської гарантії списуються кошти, а згодом і анулюється ліцензія. Таким чином сплячих ліцензій не може бути апріорі. Можливо нам треба вивчити міжнародний досвід та такий механізм запровадити в Україні.