ОАО Лукойл расширяет производство в рамках реализации стратегии развития компании

В рамках реализации стратегии развития компании ОАО Лукойл в настоящее время активно участвует в проектах по увеличению объемов добычи нефти и газа как внутри России, так и за ее пределами. Представленная в 2006 году десятилетняя стратегия развития ОАО Лукойл предусматривает, что к 2016 году добыча компании составит 175-200 млн тонн нефтяного эквивалента в год, причем около 30% придется на газ против 6% в 2005 году.
В частности, ОАО Лукойл начинает бурение на Пякяхинском месторождении в Ямало-Ненецком АО, которое может стать вторым крупным газовым проектом компании в России. После 2011 года на нем предполагается добывать до 4 млрд кубометров газа в год — это почти половина от нынешнего ежегодного объема добычи природного газа ОАО Лукойл внутри страны. Постепенно нефтекомпания должна заменить "Газпром" в этом регионе добычи. Всего на этом участке предполагается пробурить 55 скважин, ввод месторождения в промышленную эксплуатацию запланирован на конец 2011 года. Планируемый объем инвестиций в компании не сообщают, но говорят, что через несколько лет на месторождении на пике ежегодно планируется добывать 4 млрд кубометров газа, 700 тыс. тонн стабильного конденсата и около 2 млн тонн нефти.
Пока в России ОАО Лукойл добывает газ только на Находкинском месторождении, промышленная добыча на котором началась в 2005 году. Из чуть более 14 млрд кубометров газа в год, которые ЛУКОЙЛ добывает в России (включая попутный газ), на долю Находкинского месторождения приходится 8,5 млрд кубометров.
Добытый на Пякяхинском месторождении газ будет поступать транзитом через Находкинское месторождение на Ямбургскую газокомпрессорную станцию и далее в газотранспортную систему "Газпрома", поясняют в ОАО Лукойл, а нефть и конденсат — в нефтепровод Ванкорского месторождения (его разрабатывает "Роснефть") и затем в магистральную систему "Транснефти". Для этого будет построен газопровод длиной 126 км до Находкинского месторождения и нефтепровод длиной 160 км до Ванкорского. Доказанные запасы Пякяхинского месторождения по состоянию на конец 2008 года по международной классификации составляют около 9,5 млн тонн нефти и 55 млрд кубометров газа.
Дальше наращивать добычу газа в России ОАО Лукойл собирается за счет месторождений Большехетской впадины, к которым относится и Пякяхинское. К 2014 году компания рассчитывает добывать в этом регионе до 28 млрд кубометров газа в год. Также добыча газа будет развиваться на месторождениях ЛУКОЙЛа на Каспии.
Базовая добыча "Газпрома" в регионе будет падать и, скорее всего, ОАО Лукойл сможет договориться с ним об увеличении приема газа, добываемого на месторождениях Большехетской впадины, полагает аналитик ИК "Солид" Денис Борисов. В то же время, добавляет он, потребление газа, на который нефтяники делали ставку еще несколько лет назад, падает. Но в перспективе внутрироссийский рынок будет отдан на откуп независимым производителям, уверен аналитик "КИТ Финанс" Константин Черепанов, который добавляет, что с 2014 года должен начать действовать принцип равнодоходных с экспортной альтернативой цен.
Кроме того, «Лукойл Оверсиз» совместно с Vanco Energy и Ghana National Petroleum Corporation подписала новое соглашение о продолжении работ по разведке и разработке глубоководного блока на шельфе Республики Гана. В российской компании этот район оценивают как один из самых привлекательных для геологоразведки в Западной Африке. Аналитики соглашаются, что Гана обладает перспективными ресурсами на шельфе. Вместе с этим высоки и риски. Эксперты напоминают о неудачных результатах бурения месторождений Каспия, на которые также возлагались большие надежды.
«Лукойл Оверсиз» (100-процентная «дочка» ОАО Лукойл), американская Vanco Energy и национальная компания Ghana National Petroleum Corporation (GNPC, Гана) подписали новое соглашение о продолжении работ по разведке и разработке глубоководного блока Cape Three Points Deep Water на шельфе Республики Гана. Геологоразведка блока Cape Three Points Deep Water ведется на основе нефтегазового соглашения, подписанного в августе 2002 года сроком на семь лет. Доля «ЛУКОЙЛ Оверсиз» в нем составляет 56,66%, Vanco Energy — 28,34%, GNPC — 15%. Новый документ заменяет существующее соглашение и определяет условия следующего этапа геологоразведки блока. Компании на контрактном участке должны будут провести дополнительные сейсмические исследования 3D и приступить к разведочному бурению на структуре Дзата уже в апреле текущего года.
Ожидаемые запасы в пресс-службе «Лукойл Оверсиз» пока не обнародуют, но отмечают, что в первую очередь компании будут бурить наиболее продуктивную часть. По словам президента «Лукойл Оверсиз» Андрея Кузяева, после крупных нефтегазовых открытий, сделанных за последние годы на шельфе Ганы, этот район является одним из самых привлекательных для геологоразведки в Западной Африке — стратегическом регионе для развития международных upstream-проектов ЛУКОЙЛа. В 2007 году «ЛУКОЙЛ Оверсиз» приобрела доли в трех проектах по геологоразведке перспективных офшорных участков в Гвинейском заливе — блоков CI-101 и CI-401 на континентальном шельфе Республики Кот-д’Ивуар и блока Cape Three Points Deep Water на шельфе Республики Гана. Все три участка находятся в глубоководной зоне Гвинейского залива и геологически относятся к бассейну Тано, где было доказано наличие коммерческих запасов нефти и газа.
Аналитик ИК «Велес Капитал» Дмитрий Лютягин отмечает, что Гана обладает интересными для зарубежных компаний ресурсами, особенно на шельфе. Неподтвержденные запасы страны составляют 3 млрд барр. нефти. Эксперты обращают внимание, что «Лукойл Оверсиз» давно интересуется месторождениями Западной Африки, однако у компании незначительный опыт работы на глубоком шельфе. Вместе с этим именно на «ЛУКОЙЛ Оверсиз», как обладателя 56,66% в блоке, приходятся наибольшие риски. Аналитик ИФК «Солид» Денис Борисов напоминает о разочарованиях ОАО Лукойл на Каспии. Тогда компания пробурила сухую скважину в азербайджанском секторе на месторождении «Ялама», не найдя там запасов нефти и газа. Также неудачно завершилось пробное бурение Каспия на участке «Аташский». По словам эксперта, несмотря на довольно высокие ожидания, сейчас речь идет о венчурном проекте, и говорить об экономических выгодах пока рано. Затраты на геологоразведку скважины, по подсчетам г-на Борисова, составят от 10 млн долл.