Ненецкий автономный округ

05.10.2012 12:09

Стабилизация добычи на существующих месторождениях не должна привести к существенному росту удельных расходов. «Башнефть» провела встречу топ-менеджмента компании с аналитиками и инвесторами, посвященную стратегии компании в сегменте upstream, и обозначила основные добывающие активы в Башкирии. В рамках поездки удалось пообщаться с представителями направлений геологии, разведки и добычи и сделать ряд важных выводов относительно потенциала ресурсной базы компании. Речь шла и о месторождениях им. Требса и Титова. Невозможно недооценить вклад, который внесет разработка их значительных запасов в развитие «Башнефти».

Если уровень добычи компании в 2012 году предполагается на уровне 15,2 млн тонн, то разработка этих месторождений позволит к 2017 году увеличить добычу более чем на четверть — до 19 млн тонн. И это, несомненно, позитивно для «Башнефти», у которой соотношение переработки к добыче в настоящий момент составляет порядка 1,4. Нефть с Требса и Титова поможет сократить этот показатель до 1,2.

Стоит отметить одну трудность, с которой предстоит разобраться компании, для того чтобы разработка Требса и Титова имела наилучшее влияние на финансы компании. Условия аукциона требуют, чтобы 42% нефти с месторождений были переработаны на собственных НПЗ компании. Однако перерабатывающие мощности компании находятся довольно далеко в Башкирии, и транспортировка потребует существенных затрат. Тогда как находящийся сравнительно близко терминал Варандей и прочая инфраструктура партнера компании, Лукойла, позволяет экспортировать нефть. В настоящее время «Башнефть» ведет работу над тем, чтобы компании было разрешено перерабатывать равносильные объемы нефти в Башкирии за счет заключения своповых соглашений, например, с «Русснефтью». Это позволило бы «Башнефти» реализовывать нефть с Требса и Титова на более выгодных рынках. Логично позволить компании это осуществить, если конечная цель государства — увеличивать объем переработки в России.

Основные добывающие активы

Важнейшей частью стратегии «Башнефти» в сегменте upstream является работа в Башкирии, на которую приходится 94% доказанных запасов, а на 5 крупнейших месторождений приходится более 40% от общей добычи.

Ранее представители компании неоднократно заявляли, что цель наращивания добычи — достичь 15 млн тонн в год и удерживать такую планку годовой добычи до 2014–2016 годов. Поэтому я считаю, что одно из основных заявлений на встрече с аналитиками было сделано вице-президентом по геологии и разработке Юрием Красневским. В частности, он сказал, что в дальнейшем компания планирует существенно больше средств направлять на 3-D сейсморазведку. 73% прироста дополнительной добычи Башнефти в 2011 году произошло благодаря различным геолого-техническим работам. В дальнейшем большее применение 3-D сейсморазведки поможет компании эффективнее разрабатывать существующие месторождения и повысить продуктивность вводимых в эксплуатацию новых скважин. Отмечу, что несмотря на существенный рост добычи, объемы 3-D сейсморазведки за последние 5 лет не выросли.

На мой взгляд, это, учитывая рост применения новых технологий в области методов увеличения нефтеотдачи (МУН), позволит компании существенно дольше удерживать планку добычи на brownfield-месторождениях компании выше 15 млн тонн — до 2018–2019 годов. К слову, именно такой прогноз и был использован мной в обновленной DCF модели по «Башнефти».

При этом последние пять лет рост добычи происходил при снижении общего фонда эксплуатируемых скважин, уменьшении количества ввода новых скважин и росте их среднего дебита. Более того, эксплуатация нерентабельных скважин в прошлом останавливалась. Все это, а также высокая концентрация и развитость инфраструктуры компании в Башкирии говорит о том, что продолжительная стабилизация добычи на существующих месторождениях компании не должна привести к существенному росту удельных расходов на разведку и добычу и капитальных затрат. Что, естественно, положительно для компании.

Источник: http://www.adm-nao.ru/?show=news&id=7806