В 2019 году «ЛУКОЙЛ», согласно информации «ЦДУ ТЭК», ввел в эксплуатацию 10 месторождений — Марталлеровское, Польемское, Южно-Весёлое, Восточно-Таранинское, Южно-Графское, D41, Заливное, Полушкинское, Орловское, Шуруборское.
В 2020 году ВИНК реализует проекты на Каспии, где будут строится две дорогостоящие скважины. Кроме того, инвестор начнет бурение в Мексиканском заливе.
В расчете на снятие ограничений
Ограничения, связанные со снижением добычи, в рамках новой договорённости ОПЕК+, в области ГРР практически не повлияли на планы «ЛУКОЙЛа», считает вице-президент компании по геологоразведке и разработке Илья Мандрик. Он отметил, что на скважинах компании был снижен объем геолого-технических работ. Остановлены низкоэффективные скважины, а усилия перераспределены на более эффективные проекты. Планы по эксплуатационному бурению компания не меняла, она рассчитывает, что ограничения по добыче нефти будут сняты. Когда это произойдёт, ВИНК сможет существенно нарастить производство, особенно в среднесрочной перспективе. Конкретную цифру специалисты «ЛУКОЙЛа» не называют, поскольку все зависит от готовности подрядчиков и текущей конъюнктуры. К тому же срок принятия решений о бурении новых скважин занимает в среднем два года.
В 2018 году «ЛУКОЙЛ», по данным компании, направил на ГРР 42 млрд руб., в 2019 году — 44,15 млрд руб., а в 2020 году затраты могут составить 66 млрд рублей.
Работа без ускорения
«ЛУКОЙЛ» не видит смысла в форсировании запуска месторождений в Ямало-Ненецком автономном округе — Южно-Мессояхского и Хальмерпаютинского газоконденсатных месторождений, которые обладают значительной ресурсной базой. Дело в том, что с учетом сегодняшних объемов добычи газа в стране, с его профицитом отпадает надобность в ускоренных темпах разработки, отмечают в руководстве компании. Эксперты «ЦДУ ТЭК» уточняют, что профицит газа в 2019 году связан с уменьшением спроса на внешнем рынке, по которому можно отметить снижение поставки трубопроводного газа преимущественно в Европу. В этой связи «ЛУКОЙЛ» запустит производство небольших объёмов и будет искать новые технологические решения, которые позволят более эффективно проводить работу.
В 2019 году компания начала реализацию пилотных проектов. На Хальмерпаютинском месторождении, по данным «ЛУКОЙЛа», пробурено 3 скважины, на Южно-Мессояхском — 4. Они будут запущены в 2020 году, после этого планируется полноценное вовлечение в разработку обоих месторождений. Запускать скважины необходимо поэтапно, на добычу ожидаемых 2 млн куб. м суточного производства газа, сразу с двух месторождений, компания планирует выйти в текущем году.
Работать в этих местах приходится в жёстких погодных условиях — зимой столбик термометра, где находятся месторождения, подолгу держится на отметке –50 °C и ниже, а порывистые ветра достигают 25 м в секунду. Высота снежного покрова превышает отметку 2 метра. Лето очень короткое, его омрачают полчища гнуса.
Максимальный объем добычи на Южно-Мессояхском газоконденсатном месторождении в Большехетской впадине в Ямало-Ненецком автономном округе составит 4,58 млрд руб. газа и 660,9 тыс. т конденсата в год. Хальмерпаютинское месторождение на Гыданском полуострове вместе с Южно-Мессояхским, Находкинским и Пякяхинским находится в Большехетской впадине, которая является основой газодобычи «ЛУКОЙЛа» в России. В настоящее время производство ведется на Находкинском и Пякяхинском промыслах. В 2018 году здесь было добыто 9,3 млрд руб. газа и 1,6 млн т нефти. Первоначально «ЛУКОЙЛ» рассчитывал добывать в ЯНАО 35 млрд руб. газа, потом снизил планку до 26 млрд руб. к 2024–2025 годам.
Победа на аукционах
«Волгодеминойл», совместное предприятие Wintershall Dea и «РИТЭКа» (дочерняя компания «ЛУКОЙЛа»), в конце прошлого года выиграло аукцион на получение лицензии на право пользования недрами Северо-Белокаменного лицензионного участка (ЛУ) в Саратовской области. Аукцион был проведен департаментом по недропользованию по Приволжскому федеральному округу в Саратове.
Площадь Северо-Белокаменного лицензионного участка составляет 217,4 кв. километров. Ресурсы нефти по категориям Dл составляют 3,331 млн т, газа по категории D1 — 1,3 млрд руб.; конденсата по категории D1 — 0,1 млн тонн.
Срок действия лицензии на разведку и добычу составляет 25 лет. В течение первых пяти лет планируется провести сейсмические исследования и разведочное бурение. На основании результатов будет принято решение о целесообразности эксплуатационного бурения.
Проведение ГРР на данном участке недр является непростой задачей, поскольку сейсморазведочные работы напрямую зависят от погодных условий, а для их выполнения необходим сейсморазведочный флот, отмечают специалисты СП. Впоследствии бурение будет проводиться с суши, что потребует строительства длинных наклонно-направленных скважин или скважин S-образной формы.
«ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и ещё две нефтяные компании признаны победителями аукционов на право геологического изучения, разведки и добычи углеводородов на трех лицензионных участках в Ханты-Мансийском автономном округе.
«ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» заплатила за лицензию на Восточно-Лахсентурский участок 1,459 млн при стартовом размере разового платежа 1,327 млн рублей. Восточно-Лахсентурский ЛУ находится в Кондинском районе, ресурсы нефти составляют по D1 — 0,8 млн т, D2 — 0,1 млн тонн.
«ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» является одним из крупнейших предприятий нефтяной отрасли, осваивающих месторождения Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов. Более 50% нефти и газа «ЛУКОЙЛа» добывается этой западносибирской компанией.
Несмотря на высокий уровень разведанности запасов в Западной Сибири, геологоразведочные работы здесь отличаются высокой результативностью, а планомерное развитие технологий ГРР постоянно повышает их эффективность.
Бурение на шельфе Мексики
Осенью 2020 года «ЛУКОЙЛ» планирует начать бурение на шельфе Мексики на Блоке 12. Деятельность российской компании в стране началась в июле 2015 года с вхождением в проект разработки блока Аматитлан.
В Блок 12 «ЛУКОЙЛ» вошел в сентябре 2017 года. Выиграв тендер по результатам лицензионного раунда, компания приобрела права пользования его недрами. В сентябре 2017 года было подписано соглашение о разделе продукции с Национальной комиссией по углеводородам Мексики CNH. «ЛУКОЙЛ» является оператором проекта. Блок расположен в южной части Мексиканского залива на расстоянии 50 км от берега в нефтяной провинции Куэнкас дель Сурэсте.
Площадь блока составляет 521 кв. км, глубина моря в пределах блока — в среднем 200 метров. Близость к недавно открытому крупному месторождению Зама повышает вероятность успешности работ, считают эксперты компании. Территория изучена исследованиями 3D, по данным которых выделен ряд перспективных объектов.
В марте 2018 года российская ВИНК и итальянская Eni стали победителями тендера по Блоку 28 в бассейне Sureste. Доля «ЛУКОЙЛа» составила 25%, Eni — 75% (оператор).
В 2018 году «ЛУКОЙЛ» и Eni договорились об обмене долями в трех проектах на шельфе Мексики: в блоках 10, 12, 14. В соответствии с договоренностями, «ЛУКОЙЛ» переуступает Eni 40% в Блоке 12, оставаясь оператором проекта с долей 60%. Eni, в свою очередь, переуступает «ЛУКОЙЛу» 20% в Блоке 10 и 20% в Блоке 14, оставаясь оператором проектов.
Проекты в Нигерии
Ограниченный в получении новых участков на шельфе в России «ЛУКОЙЛ» в последнее время реализует проекты для инвестирования. Большинство из них сосредоточены в Африке. Так, в начале июня 2019 года инвестор договорился о покупке 25% в проекте Marine XII в Республике Конго у структуры британской New Age. В конце октября 2019 года российская компания в консорциуме с Eni подала заявку на новые блоки в стране.
Также «ЛУКОЙЛу» принадлежит 38% в глубоководном блоке Tano на шельфе Ганы, где обнаружено пять нефтяных (крупнейшее — Пекан с запасами 334 млн барр. нефти) и два газовых месторождения.
Помимо этого, российский инвестор реализовал опцион на покупку 40% у Chevron в геологоразведочном Блоке 132 в Нигерии. Компания рассматривает в стране как газовые, так и нефтяные проекты, сообщил министр нефти Тимипре Силва, отметив, что «ЛУКОЙЛ» выкупает долю в проекте у одного из действующих предприятий.
Компания Вагита Алекперова с 2014 года участвует в шельфовом проекте в Нигерии на Блоке OML 140 с долей участия 18%. Блок расположен в Гвинейском заливе на расстоянии 135 км от побережья. В пределах участка открыты месторождения Нсико и Офигбо, несколько структур считаются перспективными. Оператором проекта является «дочка» Chevron — Star Ultra Deep Petroleum. Участники проекта — нигерийская госкомпания NNPC — 30%, Star Ultra Deep Petroleum — 27%, ONG — 25%, «ЛУКОЙЛ» — 18%. Лицензия на его освоение была выдана Chevron в 2009 году на срок 20 лет.
Также российская компания продолжает переговоры с Eni по вхождению в проект Аба в Нигерии. В октябре 2019 года «ЛУКОЙЛ» и нигерийская нефтяная госкорпорация Nigerian National Petroleum Corporation подписали меморандум о взаимопонимании, согласно которому стороны намерены рассмотреть возможное сотрудничество в области разведки, добычи и переработки углеводородов на территории Нигерии.
План по коммерциализации запасов месторождения Эриду
Министерство нефти Ирака рассчитывает в сентябре 2020 года получить от «ЛУКОЙЛа» план по коммерциализации запасов месторождения Эриду, после чего сможет начаться его разработка. По мнению экспертов, у участка есть хороший нефтяной потенциал.
Министр нефти Ирака и президент «ЛУКОЙЛа» согласились с тем, что надо продолжать кооперацию в нефтяной отрасли с полной поддержкой правительства Ирака. Это касается не только Западной Курны-2, но и большого открытия на юге Ирака, где «ЛУКОЙЛ» является оператором. Речь идёт о Блоке 10.
Российская нефтяная компания предварительно оценивает извлекаемые запасы месторождения Эриду в объёме 500 млн т нефти. Это крупнейшее за 20 лет открытие в Ираке. ГРР на Блоке 10, где было найдено месторождение Эриду, будут закончены в 2020 году.
Работа идёт в соответствии с планом, согласованным с местными властями. Он включает бурение 9 поисково-оценочных скважин, сейсмику 2D по всему блоку и 3D по месторождению Эриду. Все запланированные сейсморазведочные исследования выполнены. Идёт бурение скважин, которое планируется закончить в начале первого квартала 2020 года. Дальше предстоит окончательная оценка результатов.
Блок 10 расположен в южной части Ирака, в 150 км западнее Басры, в 120 км от месторождения Западная Курна 2. Компании «ЛУКОЙЛ» в проекте принадлежит 60%, японской Inpex — 40%. Месторождение Эриду на Блоке 10 было открыто в 2017 году. Тогда первая пробуренная разведочная скважина дала приток малосернистой нефти дебитом более 1 тыс. куб. м в сутки.
