Новости рынков | Газпром, Газпром нефть - посещение Заполярного и Новопортовского месторождений

На прошлой неделе Газпром и Газпром нефть совместно организовали ежегодную поездку инвесторов и аналитиков на свои активы, на этот раз в Мекку российской газовой отрасли и сердце производственной базы Газпрома регион Надым-Пур-Таз, а также Новопортовское месторождение на полуострове Ямал. Обе компании представили новую информацию по своим долгосрочным стратегиям. Газпром рассказал детали своего плана по развитию ачимовских отложений, который предполагает существенный рост добычи газового конденсата. Мы посетили месторождение Заполярное самое крупное месторождение газа в России, которое обеспечивает Газпрому существенную гибкость в изменении объемов добычи. На Новопортовском месторождении Газпром нефть сообщила о дальнейших планах его разработки и рассказала о новой технологии многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), которая помогает существенно увеличить дебит скважины.

Стратегия Газпрома в области добычи

Менеджмент Газпрома рассказал о долгосрочной стратегии компании в области добычи. Он подтвердил планы по вводу новых месторождений и расширению добычи в традиционном регионе Надым-Пур-Таз (Уренгойское, Песцовое и Медвежье месторождения). Газпром увеличит свое присутствие на полуострове Ямал за счет роста добычи на Бованенковском месторождении в сеноманских пластах, начала разработки неокомских и юрских залежей, а также запуска Харасавэйского месторождения. На Востоке Газпром планирует начать добычу на Чаяндинском и Ковыктинском месторождениях, а также на Киринском и Южно-Киринском шельфовых месторождениях на Сахалинском шельфе.

Ачимовские планы

Менеджмент Газпрома рассказал о достижениях компании и ее планах по дальнейшей разработке ачимовских залежей, преимущественно на гигантском Уренгойском месторождении, где уровень выработки уже составляет 73% по сеноманским и 51% по валанжинским запасам. Ачимовские залежи характеризуются экстремально высоким пластовым давлением (ок. 60 МПа), очень высокой глубиной залегания (3,6-4,0 км) и высоким газоконденсатным фактором. В настоящее время добыча на ачимовских залежах Уренгойского месторождения составляет свыше 10 млрд куб м газа и ок. 3,0 млн т жидких углеводородов, и Газпром надеется увеличить добычу жидких углеводородов до порядка 9,0 млн т к 2020, в то время как добыча газа должна превысить 30 млрд куб м после 2020 и достигнуть пика в 40 млрд куб м к 2035. СП Газпрома с немецкой Wintershall (50/50) Ачимгаз еще одна структура, разрабатывающая ачимовские залежи на Уренгойском месторождении, в настоящий момент его добыча составляет 25 млрд куб м газа и 11,3 млн т конденсата. Предприятие не имеет долговой нагрузки, уже генерирует положительный FCF и выплатило дивиденды в размере 1,1 млрд евро в 2016. Ачимгаз планирует достигнуть максимального уровня добычи свыше 10 млрд куб м (3,8 млн т) к концу этого десятилетия.
                 
Газовое месторождение Заполярное — «мечта геолога» 

Мы посетили крупнейшее газовое месторождение в России Заполярное расположенное в 220 км от Нового Уренгоя. Добыча на месторождении началась в 2001, а в 2013 году была достигнута мощность 130 млрд куб м после полномасштабной разработки сеноманских и валанжинских (неокомских) залежей. Месторождение в настоящий момент служит регулятором объемов добычи Газпрома, имея очень высокую гибкость по добыче: коэффициент его загрузки падает до минимума в летний период и достигает максимального уровня зимой. За счет уникальной геологической структуры и гигантской величины запасов месторождение заслужило звание мечты геолога.

Газпром нефть от роста к эффективности и технологиям

Финансовый директор Газпром нефти Алексей Янкевич представил новую информацию по стратегии компании. После достижения полки добычи на своих ключевых гринфилдах Новопортовском, Приразломном и Мессояхе (50/50 с Роснефтью) что должно принести ок. $3 млрд совокупного прироста к EBITDA к 2019, Газпром нефть считает, что впечатляющий рост добычи, который она демонстрировала в последние 10 лет, уже вряд ли сохранится в будущем. В долгосрочной перспективе компания планирует сместить фокус с роста объемов на эффективность и технологии, что сократит затраты и повысит производительность. В частности Газпром нефть намерена сократить операционные затраты на добычу до $3,2/бнэ в 2017-19 с текущего показателя $3,6/бнэ (-12%). Более того, она ожидает, что выйдет в плюс по FCF в этом году, средние дивиденды на акцию составят около 15 руб. (доходность 8%) против 10,68 руб. на акцию, выплаченных за 2016.

Новопортовское месторождение первопроходец Ямала

В рамках нашего визита мы также посетили Новопортовское месторождение один из гринфилдов Газпром нефти с растущей добычей. Это одно из самых северных месторождений в РФ, расположенное на полуострове Ямал в 293 км на юго-восток от Салехарда. Запущенное в 2012, месторождение прошло несколько стадий разработки, в основном связанных с различными опциями транспортировки нефти, до момента, когда Газпром нефть открыла терминал Ворота Арктики в районе Мыса Каменного на Обской губе. На этом этапе производственная мощность месторождения выросла до 5,5 млн т в год. Дальнейшее развитие месторождения зависит от вариантов разработки запасов газа: учитывая отдаленность месторождения от газотранспортной системы, Газпром нефти необходимо связать его с ближайшей компрессорной станцией ГТС Газпрома, Ямбургской, которая находится на противоположном берегу Обской губы. На настоящий момент Газпром нефть планирует запустить газотурбинную электростанцию мощностью 95 МВт и установку для закачки попутного газа обратно в пласт для поддержания пластового давления, что должно в совокупности помочь довести утилизацию попутного нефтяного газа до 95%.

АТОН
Новопортовское месторождение новая технология МГРП

Газпром нефть продемонстрировала новую технологию, применяемую ее подрядчиком, компанией Schlumberger, на месторождении. Эта так называемая бесшаровая технология является вариацией традиционной технологии МГРП. Она увеличивает колиство стадий разрыва на одной скважине с 8-12 при традиционной технологии до 20, при этом не используя традиционные шары для отделения стадий друг от друга. Поскольку бесшаровая технология позволяет одновременно проводить процедуру разрыва и койлтюбинга (в России известного как ГНКТ гибкая насосная компонентная труба), цикл МГРП на скважину сокращается до 5-6 дней против 10 дней при использовании старых методов. Это помогает увеличить дебит скважины на дополнительные 150 т в сутки (первоначальный дебит скважины без гидроразрыва составляет 250 т в сутки). Новая технология обходится Газпром нефти не очень дорого, поскольку она добавляет всего 10 млн руб. на скважину (против капзатрат в 110-150 млн руб. на бурение одной горизонтальной скважины).