1 я нефть с месторождении D41 на континентальном шельфе Балтийского моря может быть получена уже в 2019 г. Об этом 23 марта 2018 г поведал старший вице-президент ЛУКОЙЛа по добыче нефти и газа А. Шамсуаров в рамках масштабной презентации долгосрочной стратегии компании. 10-летнюю стратегию развития ЛУКОЙЛа до 2027 г представил В. Алекперов в ходе Дня инвестора в г Лондон 23 марта 2018 г. В г Лондоне ему помогал старший вице-президент по поставкам и продажам ЛУКОЙЛа В. Воробьев, П. Жданов и А. Матыцын. Проведение Дня инвестора в г Лондоне в условиях дела Скрипаля — это смелый шаг, к которому было приковано внимание не только участников тнефятного рынка. Отсутствие А. Шамсуарова в г Лондоне насторожило обывателей, но добыча падает, и он, вероятно, был оставлен на хозяйстве и в презентации участвовал активно из г Москвы.

Тезисы от А. Шамсуарова: — ключевой задачей ЛУКОЙЛа на 2017 г было минимизировать влияние ограничений на долгосрочный профиль добычи и финансовые показатели, поэтому источником сокращения добычи в РФ на 45 тыс барр/сутки стали наши наименее эффективные зрелые месторождения в Западной Сибири и Тимано-Печоре; — основной акцент в секторе добычи будет сделан на дальнейшем изменении структуры добычи в пользу высокомаржинальных баррелей и сокращении расходов; — опережающие темпы роста добычи на Каспии, высоковязкой нефти в Тимано-Печоре обеспечило быстрое замещение низкомаржинальных баррелей высокомаржинальными, что позитивно отразилось на финансовых результатах сектора добычи (апстрим); — в 2017 г увеличена добыча углеводородов без учета иракского проекта Западная Курна-2 на 2,5% в результате развития газовых проектов в России и Узбекистане; — по ресурсной базе ЛУКОЙЛ опережает всех нефтегазовых мейджоров, что говорит о потенциале роста добычи; — 3 направления восполнения Ресурсной базы. 1.экономически-эффективные ГРР. 2. перевод запасов в вышестоящие категории, а условных ресурсов в запасы в результате эксплуатационного бурения, развития технологий и сокращения расходов 3. приобретение разведанных запасов. — для традиционных баррелей ЛУКОЙЛа высокая экономическая эффективность определяется в 1 ю очередь очень низкой себестоимостью, а для ТРИЗ, где себестоимость добычи намного выше, — специальными налоговыми ставками и непрерывной работой компании по развитию технологий; — отмечу компетенции ЛУКОЙЛа в реализации морских проектов и в работе с ТРИЗ нефти, в 1 ю очередь высоковязкой. — 4 стратегических категорий активов включают: 1. источники свободного денежного потока — наши зрелые месторождения, базовая добыча, где стратегической целью является максимизация свободного денежного потока за счет сокращения удельных затрат, как операционных так и капитальных. 2. проекты органического роста на зрелых месторождениях, в тч ТРИЗ с высокой с/стоимостью — высоковязкой нефти и нефти в низкопроницаемых коллекторах.

Это высокомаржинальные баррели, так как их разработка стимулируется специальными налоговыми ставками. Наша стратегия — ускорение вовлечения запасов в разработку, тиражировании и совершенствовании технологий с целью сокращения удельных расходов. 3.проекты роста, как нефтяные, так и международные газовые. Многие из них — высокомаржинальные. Стратегия — сокращение сроков и оптимизации бюджетов на реализацию проектов. 4. газовые проекты в России.Задача — поиск решений для рентабельного вовлечения запасов в добычу. В части восполнения ресурсной базы поставлена цель по 100% возмещению доказанных запасов на горизонте стратегии; — минимальная стратегическая цель — обеспечить долгосрочный органический рост добычи углеводородов в среднем на 1% / год при цене на нефть в 50 долл США/баррель; — добыча вырастет в 2 раза к 2020 г и еще в 1,5 раза к 2027 г; — Ярегское месторождение сверхвязкой нефти в Тимано-Печоре — яркий пример возрождения старейшего месторождения за счет применения современных технологий; — эффективность разработки запасов высоковязкой нефти повысит созданный научно-исследовательский центр ЛУКОЙЛа; — повысить эффективность низкопроницаемых коллекторов позволяет горизонтальное бурение и проведение многостадийного ГРП на более 700 скважинах за 7 лет; — Имилорское месторождение — пример эффективной работы с ТРИЗ в низкопроницаемых пластах, где в 2017 г защищена технологическая схема промышленной разработки месторождения с отнесением основной части запасов к льготируемой категории с проницаемостью менее 2 миллидарси.

Началась промышленная стадия освоения с целевым проектным уровнем добычи примерно в 50 тыс барр/сутки; — месторождение им В/ Виноградова в Западной Сибири находится в опытно-промышленной эксплуатации с 2009 г. Для исключения прорыва воды в скважины и падение дебитов впервые в РФ успешно применена технология МГРП на «линейной» жидкости в горизонтальных стволах длиной более 1000 м; — Балтика — новая точка роста ЛУКОЙЛа. Ближайшее к вводу месторождения — D41 на шельфе Балтийского моря. Эксплуатационное бурение планируется начать в 2018 г, а 1 я нефть будет получена в 2019 г. В 2019 г будет завершен FEED проект по месторождению D33, а добыча должна начаться в 2023 г. На месторождении D6-южное в 2022 г будут завершены геологоразведочные работы (ГРР). Срок начала эксплуатационного бурения на D41 был перенесен в сентябре 2017 г.

Когда в декабре 2016 г на встрече с Д. Медведевым В. Алекперов представил план развития ЛУКОЙЛа в Калининградской области до 2045 г, предполагалось, что на участках недр D29 и D41 ЛУКОЙЛ же в 2017 г приступит к эксплуатационному бурению. Напомним, что участок недр федерального значения, включающий нефтяное месторождение D41, ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть получила в апреле 2016 г. Месторождение D-41 расположено в пределах юго-восточного участка шельфа Балтийского моря, в 3,2 км от ближайшего берега (Куршская коса), в 5 км от берега в районе НПС Романово и в 24 км от ближайшего порта Пионерский.

Начальные геологические запасы нефти в пределах участка недр D41 по категории С 1 составляют 3,927 млн т, извлекаемый запасы — 2,003 млн т. Запасы растворенного газа по категории С 1 составляют 98 млн м 3 (геологические запасы), 50 млн м 3 (извлекаемые запасы). В декабре 2017 г ЛУ КОЙЛ-Калининградморнефть планировал приступить к строительству площадки для последующего освоения месторождения D41. Площадка для строительства эксплуатационных скважин будет расположена в 3 км восточнее пос Куликово, в 2,5 км западнее пос Малиновка, в 300 м от берега. C этой площадки до 2020 г будут пробурены 3 наклонные эксплуатационные скважины. Начало буровых работ запланировано на август 2018 г. — Окончательное инвестиционное решение ( ОИР ) по месторождению Ракушечное на шельфе Ка спийского моря планируется принять в 2018 г, ввести в эксплуатацию в 2023 г с проектным дебитом добычи более 20 тыс барр/сутки нефти.

Добыча на Каспии является важным ресурсом для ЛУКОЙЛа. Запуск в эксплуатацию Хвалынского месторождения планируется в 2030 г. Любопытно, что ранее, в августе 2017 г гендиректор ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть Н. Ляшко анонсировал ввод в эксплуатацию Ракушечного в 2021 г. Ракушечному газоконденсатному месторождению повезло, в 2014 г 2 я пробуренная там скважина дала неплохой дебит нефти, что позволило предположить наличие до 16 млн т извлекаемых запасов по скважине. Мнения опрошенных читателей Neftegaz.RU по Ракушечному месторождению разделились, хотя около 42% считают, что нефтянка на тот момент для ЛУКОЙЛа была более выгодна. В 2015 г ЛУКОЙЛ декларировал то, что будет концентрироваться на нефтяных проектах, поэтому тормознул разработку Хвалынского месторождения с запасами газа — 332 млрд м 3, газового конденсата — 18 млн т, месторождения им Кувыкина с запасами 160 млрд м 3 газа и 13,8 млн т газового конденсата, месторождения «170 й километр». Сейчас компания к добыче газа откровенно повернулась лицом. — в 2018-2020 гг ЛУКОЙЛ сократит темп падения добычи нефти в Западной Сибири до 2-3%, в тч за счет роста 1%, в основном, добычи газа. В 2014 г ЛУКОЙЛ вынужденно снизил инвестиции в добычу в Западной Сибири из-за падения цен на нефть .

С 2015 г ЛУКОЙЛ в 2 раза сократил проходку бурением, несмотря на наличие значительного фонда рентабельных скважин. В 2017 г компания искусственно снизила добычу в регионе из-за Венского соглашения ОПЕК +. В 2016 г было принято решение вернуться к интенсивному бурению на зрелых месторождениях и снизить темп падения добычи в регионе до менее 3%. — более 30 малых месторождений Западной Сибири, суммарным потенциалом более 100 тыс барр/сутки — новая точка роста. — 3 основных направления снижения удельных затрат — бурение, строительство и добыча. Использование целевых программ сокращения расходов и инструмент — Интеллектуальное месторождение. Целевое развитие технологий и организация работы в мультидисциплинарных командах, продемонстрировавших эффективность на новых проектах, в тч институтах- технологических центрах, позволяющих тиражировать в рамках всего портфеля успешные решения.

Создание инженерной службы и собственного супервайзинга позволило вести бурение сложных скважин на базе контракта о раздельном сервисе и за 5 лет нарастить коммерческую скорость бурения более чем на 20%. Развитие технологий скважин малого диаметра (СМД), которые на 25% дешевле традиционных и позволяют эффективно разрабатывать ранее нерентабельные для добычи запасы, что поможет вовлечь условные ресурсы в объеме более 700 млн барр.

Полигон — месторождения Предуралья. В 2017 г была построена 1 я многозабойная СМД. 1/3 расходов на добычу нефти в традиционных регионах приходится на электроэнергию. В РФ в 2019 г планируется к запуску пилотный проект по введению налога на добавленный доход (или НДД), что даст 2 я жизнь для зрелых месторождений и может дать роста добычи в 2 раза относительно базового профиля, который мы можем обеспечить в стандартной системе налогообложения. В 2017 г на месторождениях применялось более 40 инновационных технологий в области бурения и заканчивания скважин, ранее прошедших стадию опытно-промышленных работ.

Для любознательных напомним, что в 2017 г добыча нефти в ЛУКОЙЛе упала на 5%, до 87,4 млн т/год, и серьезное влияние на это оказали зрелые месторождениях Западной Сибири, добыча на которых составляет около 50% общей добычи ЛУКОЙЛа. Поэтому, сокращение темпов падения добычи до 2-3% — это довольно оптимистично для нефтегаза России, и ЛУКОЙЛу придется попотеть. Но предпосылки для этого есть: — Венское соглашение поддерживает цены на нефть на комфортном и равновесном уровне цены на нефть около 70 долл США/барр, что поддерживает планы ЛУКОЙЛа; — с 2017 г ЛУКОЙЛ начал увеличивать капитальные вложения в ГРР и добычу в Западной Сибири, что может позволить выполнить амбициозный план роста 1%; — продление Венского соглашения ОПЕК+ на 2018 г уже отыграно компанией и может снизить добычу в 2018 г лишь на около 0,2% YoY; — доля высокодоходных проектов ЛУКОЙЛа выросла с 13% в 2015 г до 21% в 2018 г, в тч в Тимано-Печорской нефтегазовой провинции и на шельфе Каспийского моря.

https://neftegaz.ru