Cl lukoil cuptechnical by Changellenge

«ГАЗОВАЯ ДЕЛЬТА СТРАНЫ ТА-КЕМЕТ»: Оценка вариантов разработки месторождения в египетском секторе Средиземного моря

СОДЕРЖАНИЕ

Команда Changellenge >> подготовила данный кейс исключительно для использования в образовательных целях. Авторы не намереваются иллюстрировать как эффективное, так и неэффективное решение управленческой проблемы. Некоторые имена в данном кейсе, а также другая идентификационная информация могли быть изменены с целью соблюдения конфиденциальности. Данные, представленные в кейсе, не обязательно являются верными или актуальными и также могли быть изменены с целью соблюдения коммерческой тайны.

ВВЕДЕНИЕ

О «ЛУКОЙЛ ОВЕРСИЗ»

ГАЗ СРЕДИЗЕМНОГО МОРЯ

ПРИЛОЖЕНИЯ

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА В МОРЕ

Changellenge >> Capital ограничивает любую неправомерную форму воспроизведения, хранения или передачи кейса без письменного разрешения. Для того чтобы заказать копию, получить разрешение на распространение или если вы заметили, что данный кейс используется в целях, не указанных в данном пояснении, пожалуйста, свяжитесь с нами по адресу info@changellenge.com.

ВВЕДЕНИЕ Константин, руководитель отдела технико-экономической оценки новых проектов группы «ЛУКОЙЛ Оверсиз», пристегнул ремень безопасности — самолет начал снижаться и нырнул в облако. Начало заметно потряхивать. На минуту все за окном погрузилось в белую пелену, и вдруг самолет вынырнул уже ниже облаков. У Константина перехватило дух: до горизонта тянулась широкая полоса темной воды, окаймленная зелеными берегами, — это был тот самый Нил, сказки и легенды о котором он читал еще ребенком. Но наслаждаться видами Константину было некогда. Он собрался с мыслями и вернулся к своим записям, чтобы подготовиться к ответственной встрече, которая ждала его сегодня. Сразу из аэропорта он планировал отправиться в офис Мухамата Аль Исфахана — главы Osiris Petroleum. Эта региональ-

ная нефтегазовая компания предложила «ЛУКОЙЛ Оверсиз» рассмотреть возможность принять участие в работах по двум принадлежащим компании оффшорным блокам в дельте Нила в египетском секторе Средиземного моря. По условиям предложения вход в каждый блок рассматривался отдельно, что позволяло «ЛУКОЙЛ Оверсиз» сделать более гибкий выбор. При этом Osiris Petroleum предлагала к покупке до 100 % доли в каждом блоке с учетом компенсации прошлых затрат компании на разведку. Константин понимал, что, помимо приобретаемой доли, цена входа в проект будет определяться также готовностью финансировать будущую программу геологоразведочных работ. Предложение было более чем заманчивым, особенно если учесть, что у «ЛУКОЙЛ Оверсиз» уже были успешно реализуемые

проекты в Египте, а данное месторождение располагалось в приятной близости к европейским рынкам сбыта. Приняв все это во внимание, руководство «ЛУКОЙЛ Оверсиз» поручило Константину провести предварительную оценку целесообразности вхождения в предлагаемые Osiris Petroleum проекты. На протяжении последних месяцев Константин со своей командой вдоль и поперек изучали всю информацию о проекте, доступную в открытых источниках. Ему казалось, что он запомнил некоторые отчеты по региону и похожим месторождениям наизусть. До окончания периода подачи заявки оставалось совсем немного времени, и Константин хотел потратить его как можно плодотворнее. Он понимал, что на первой стадии переговоров ему вряд ли предоставят всю необходимую для детального анализа информацию.

Главная цель, конечно же, определить, стоит ли «ЛУКОЙЛ Оверсиз» участвовать в предлагаемых проектах? Для ответа на этот вопрос Константину придется изучить всю доступную информацию о блоках и выявить возможные внутренние противоречия. В его списке задач были следующие пункты: • Определение ресурсной базы месторождения с подробным обоснованием этой оценки. • Оценка вариантов разработки и обустройства месторождения (формулирование рекомендаций относительно используемых на месторождении технологий, определение требований к инфраструктуре месторождения). • Оценка экономической эффективности вхождения в проекты и определение основных факторов и рисков, которые могут оказать влияние на эффективность проекта. Уже через неделю Константину предстоит отчитаться перед руководством о первом этапе оценки и представить на суд коллег и руководства свои предварительные заключения. Если ответ на главный вопрос все-таки будет положительным и руководство «ЛУКОЙЛ Оверсиз» одобрит подачу заявки на тендер, дальше последует ответственный процесс подготовки заявки, напряженное ожидание решения от Osiris Petroleum, а затем, если все сложится благополучно, подписание соглашения о совместной деятельности. Из размышлений Константина вывел шум шасси, коснувшихся взлетно-посадочной полосы. Он закрыл блокнот и с удовольствием отметил, что чувствует себя полностью готовым к переговорам с Osiris Petroleum.

О «ЛУКОЙЛ ОВЕРСИЗ»

О «ЛУКОЙЛ ОВЕРСИЗ» История компании

История международной деятельности ОАО «ЛУКОЙЛ» началась в 1994 году, когда была приобретена 10%-ная доля участия в разработке крупнейшего месторождения Азери-Чираг-Гюнешли в Азербайджане. В течение нескольких следующих лет «ЛУКОЙЛ» вошел в ряд крупных проектов в Казахстане, Египте, Азербайджане и Ираке. Для управления зарубежными апстрим-проектами 4 декабря 1997 года была учреждена компания «ЛУКОЙЛ Оверсиз». В 1998 году компания уже в новом качестве начала ряд разведочных оффшорных проектов в азербайджанском секторе Каспия, активно сотрудничая с другими организациями отрасли. В результате этих работ в 2000 году было открыто гигантское месторождение Шах-Дениз с запасами 1,2 трлн кубометров газа и 240 млн тонн газового конденсата. Первые активы в Североафриканском регионе компания приобрела в 2001 году, войдя в проект по разработке нефтяного месторождения Вестерн Эш Эль-Маллаха (WEEM) в Египте. Следующий, 2002 год был ознаменован расширением географии деятельности компании в страны Южной Америки. Был заключен договор с колумбийской национальной нефтегазовой компанией «Экопетроль» по совместной геологоразведке и добыче нефти на блоке «Кондор» (бассейн Льянос, Колумбия). В 2003 году компания подписала во многом судьбоносный договор с норвежской Norsk Hydro по совместной геологоразведке перспективного блока «Анаран» на западе Ирана. Через два года по итогам бурения разведочной скважины на блоке было открыто крупное нефтяное месторождение Азар, что стало одним из самых заметных мировых нефтяных открытий за последние 10 лет.

В 2004 году ОАО «ЛУКОЙЛ» и Министерство нефти Ирака подписали меморандум о взаимопонимании и сотрудничестве. С этого момента компания участвовала в подготовке и переподготовке кадров для нефтегазовой промышленности Ирака, а также оказывала гуманитарную помощь по восстановлению материально-технической базы Министерства нефти Ирака. Помимо открытия месторождения Азар, в 2005 году компания добилась еще некоторых успехов, в том числе приобрела ряд активов в Казахстане, создала консорциум инвесторов по геологоразведке и разработке нефтегазовых месторождений в узбекской части Аральского моря. В этом же году было подписано соглашение о проведении исследовательских работ на блоке «Хунин-3» в бассейне реки Ориноко в Венесуэле — одном из крупнейших нефтегазовых регионов мира по величине запасов нефти. В 2006 году «ЛУКОЙЛ Оверсиз» приобрела 63 % доли участия в проекте по геологоразведке, разработке и добыче на глубоководном блоке CI-205 на морском шельфе Кот д’Ивуар. В рамках другого морского проекта с участием «ЛУКОЙЛ Оверсиз», Шах-Дениз в Азербайджане, в этом же году начата промышленная добыча газа и газового конденсата. В 2007 году «ЛУКОЙЛ Оверсиз» продолжила наращивать свои морские проекты, войдя в геологоразведку перспективных оффшорных участков в Гвинейском заливе и на континентальном шельфе Кот д’Ивуар и Ганы. В конце 2008 и начале 2009 года «ЛУКОЙЛ Оверсиз», исполняя взятые на себя обязательства по заботе об уровне жизни людей, проживающих на территориях деятельности компании, подарила Министерству здравоохранения Республики Узбекистан 14 передвижных рентгено-флюорографических кабинетов на базе КамАЗа для работы

во всех регионах страны. Этот проект стал крупнейшим социальным проектом компании по объему инвестиций, составивших 2,7 млн долларов. Одновременно с этим проект по поддержке сельского предпринимательства «Арай» в Казахстане получил награду на республиканском конкурсе социально ответственного бизнеса «Парыз» в номинации «Лучший социальный проект крупного бизнеса». В 2009 году в Казахстане был запущен инновационный завод по переработке попутного нефтяного газа мощностью 105 млн кубометров товарного сухого газа и 68 тыс. тонн сжиженного газа в год. А в Ираке в условиях жесткой конкуренции «ЛУКОЙЛ Оверсиз» стала победителем тендера на право оказания услуг по добыче на крупном месторождении Западная Курна-2. Прошедший 2014 год был отмечен для «ЛУКОЙЛ Оверсиз» началом промышленной добычи нефти на одном из самых важных месторождений в портфеле компании — Западной Курне-2 в Ираке. Первоначальный объем добычи здесь составил 120 тыс. баррелей нефти в сутки. В рамках этого же проекта было подписано соглашение о строительстве трубопровода Туба — Фао, который соединит месторождение с крупнейшим экспортным хабом Ирака. В течение всех этих лет компания «ЛУКОЙЛ Оверсиз» активно росла и развивалась. Были открыты офисы в Лондоне, Никосии, Амстердаме, Боготе, Каире, Ташкенте, Астане, Дубае, Тегеране, Актау и Осло. Компания приобретала активы и участвовала во множестве совместных проектов, осваивая новые регионы и технологии. Компания вела важную внутреннюю деятельность по стандартизации и повышению качества своей работы, целью которой было соответствие высочайшим международным требованиям в сфере эффективности, охраны труда и окружающей среды.

О «ЛУКОЙЛ ОВЕРСИЗ» «ЛУКОЙЛ Оверсиз» сегодня

Добыча и разработка Добыча и разработка нефти и газа — основное направление деятельности компании. Проекты в рамках этого бизнес-сегмента ведутся в пяти странах: Казахстане, Узбекистане, Азербайджане, Египте, Ираке — в общей сложности 12 международных проектов. Важный элемент стратегии «ЛУКОЙЛ Оверсиз» — осуществление функций оператора по реализации проектов. «ЛУКОЙЛ Оверсиз» выступает оператором и сооператором 10 из 13 проектов, на которых ведется разработка и добыча.

«ЛУКОЙЛ Оверсиз» является частью одной из крупнейших международных вертикально интегрированных нефтяных компаний ОАО «ЛУКОЙЛ», обеспечивающей 2 % мировой добычи нефти и работающей в 39 странах мира. Группа «ЛУКОЙЛ» удерживает первое место в мире среди негосударственных компаний по величине запасов нефти и второе место по величине добычи. «ЛУКОЙЛ Оверсиз» занимает в группе особое место, осуществляя поиск, приобретение и последующую эффективную разработку нефтегазовых месторождений за пределами России и способствуя преобразованию ОАО «ЛУКОЙЛ» в транснациональную энергетическую компанию. 30 % добываемого группой газа приходится на мощности именно «ЛУКОЙЛ Оверсиз». Сегодня портфель «ЛУКОЙЛ Оверсиз» насчитывает 24 проекта в 11 странах на трех континентах. По состоянию на середину 2014 года совокупные запасы ресурсов на всех месторождениях, разрабатываемых компанией, составляли около 1,6 млрд баррелей н. э.

Самым крупным и сложным проектом «ЛУКОЙЛ Оверсиз» в сфере добычи и разработки сегодня является месторождение Западная Курна-2 на юге Ирака. Это одно из крупнейших в мире месторождений нефти, извлекаемые запасы которого оцениваются в 13 млрд баррелей. Доля участия «ЛУКОЙЛ Оверсиз» в проекте составляет 75 %. Западная Курна-2 и Ирак в целом имеют большое значение для развития компании. С одной стороны, этот регион один из самых перспективных в мире по наращиванию добычи нефти. Он занимает четвертое место в мире по доказанным запасам (более 150 млрд баррелей), характеризуется серьезным потенциалом роста запасов, сравнительно низкой себестоимостью добычи. С другой стороны, «ЛУКОЙЛ» имеет большой опыт добычи и разработки традиционной нефти на суше, и Ирак как нельзя лучше подходит для применения этого опыта. Геологоразведочные работы Геологоразведка — важнейшее направление деятельности «ЛУКОЙЛ Оверсиз», основ-

ной задачей которого является подготовка сырьевой базы для скорейшей организации добычи и восполнения уровня запасов компании. Сегодня геологоразведочные работы ведутся в Норвегии, Румынии, Саудовской Аравии, Узбекистане, Ираке, Кот д’Ивуаре, Гане, Сьерра-Леоне и Камеруне1. Одним из ключевых проектов в геологоразведке для компании является месторождение Эст Рапсодия / Трайдент в Румынии. «ЛУКОЙЛ Оверсиз» вступила в этот проект в 2011 году и на данный момент располагает 72%-ной долей в нем. Участки Эст Рапсодия и Трайдент расположены в Черном море на расстоянии 60–120 километров от берега и на глубине от 100 до 1000 метров. В 2012 году была произведена сейсморазведка, а в ноябре 2014 года стартовало разведочное бурение. Этот проект во многом стал знаковым для «ЛУКОЙЛ Оверсиз» еще и потому, что это первый проект по бурению на территории Европы. В будущем «ЛУКОЙЛ Оверсиз» стремится расширить портфель нефтегазовых проектов и одновременно обеспечить максимальную эффективность управления текущими проектами, диверсифицировать бизнес группы «ЛУКОЙЛ» за счет выхода в новые регионы и освоения новых технологий. Стратегические цели компании также включают наращивание знаний и опыта по новым технологиям, использование возможностей, связанных с освоением новых высокотехнологичных областей деятельности, обеспечение социальной ответственности в регионах своей деятельности и условия для эффективного развития и использования человеческого капитала компании.

Социальная ответственность и корпоративная политика компании Важными задачами, стоящими перед компанией, являются забота о здоровье и благополучии персонала и населения, сохранение благоприятной окружающей среды, рациональное использование ресурсов. Для решения этих задач в «ЛУКОЙЛ Оверсиз» функционирует система управления промышленной безопасностью, охраной труда и окружающей среды. Она построена на соответствии требованиям международных стандартов ISO5 и OHSAS6. В качестве ориентиров для технологического развития компания ставит перед собой цели по увеличению коэффициента использования нефтяного газа, применению принципа нулевого сброса при разработке шельфовых месторождений, реализации положений киотского протокола по сокращению выбросов парниковых газов, сокращению количества разливов нефти и утечек газа. Для достижения этих целей «ЛУКОЙЛ Оверсиз» осуществляет весь доступный и практически реализуемый комплекс мер по предупреждению аварий, последовательно и непрерывно улучшает характеристики и показатели воздействия своей деятельности на окружающую среду, персонал и население, внедряет передовые научные разработки и технологии для поэтапного сокращения удельного потребления природных ресурсов, требует от подрядчиков, выполняющих работы в интересах группы «ЛУКОЙЛ Оверсиз», применения тех же стандартов и норм в области промышленной и экологической безопасности, охраны труда и здоровья, которые приняты в «ЛУКОЙЛ Оверсиз».

______________________________________________________ 1 По данным буклета LUKOIL New Horizons, 2014

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА В МОРЕ

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА В МОРЕ Технологии

Рисунок 1. Самоподъемная платформа «Астра», «ЛУКОЙЛ»

Рисунок 2. Полупогружная платформа «Полярная звезда», «Газфлот»

Промышленная добыча углеводородных ресурсов на шельфе моря началась более 40 лет назад. С тех пор было пробурено более 100 тыс. скважин и разведано более 2 тыс. шельфовых месторождений нефти и газа, большинство из которых являются гигантскими или крупными по объему запасов. По прогнозам экспертов, примерно на 60 % площади континентального шельфа имеются запасы углеводородов. Мировые запасы морского шельфа оцениваются примерно в 650 млрд баррелей н. э., при этом на долю запасов нефти приходится 275 млрд баррелей н. э., а на долю газа — 375 млрд баррелей н. э.2 Не удивительно, что технологии морской добычи развиваются такими быстрыми темпами. Как бы то ни было, бурение под водой — довольно сложный и дорогостоящий процесс, поэтому важной задачей для добывающей компании становится определение оптимального способа добычи. Например, если месторождение находят близко к берегу, в прибрежной зоне, то предпочитают работать с суши. В этом случае в сторону моря строят наклонные разведочные скважины. Месторождения, относящиеся к шельфу, находятся, как правило, гораздо дальше от берега. На небольших глубинах на шельфе добычу производят с высоких свай, если же глубина большая, приходится использовать плавучие платформы. В основном сегодня используются платформы трех типов: самоподъемные, полупогружные и гравитационного типа.

Для сравнительно небольших глубин используют самоподъемные платформы. Они представляют собой плавучие понтоны, в центре которых установлена буровая вышка, а по углам — колонны-опоры. Платформу перемещают на место бурения, колонны опускают на дно и углубляют в грунт, а платформа поднимается над водой. Такая конструкция позволяет строить платформы больших размеров, однако их использование ограничено небольшой глубиной и качеством грунта на дне моря. Для добычи углеводородов с больших глубин используют полупогружные платформы. Такие платформы, в отличие от самоподъемных, не поднимаются над водой, а плавают над местом бурения, удерживаемые тяжелыми якорями. В регионах со сложными природными условиями используют буровые платформы стационарного типа. Они наиболее устойчивы, так как имеют мощное бетонное основание, опирающееся или закрепленное на морском дне. Буровые скважины, резервуары для хранения добытого сырья, трубопроводы и прочая инфраструктура этих месторождений, как правило, находятся в этих бетонных основаниях, сверху основания располагают буровую вышку. Такие платформы могут достигать колоссальных размеров и обслуживаться штатом из нескольких сотен рабочих. В настоящее время во всем мире насчитывается более 130 морских месторождений, на которых добывают газ. Его добывают на шельфах Северного и Средиземного мо-

рей, в Индии, Юго-Восточной Азии, Австралии, Западной Африке, Северной и Южной Америке. Для морской добычи газа на дно устанавливают подводный добывающий комплекс. На небольших глубинах это делают водолазы, а на больших за установку отвечают специальные роботы. Основу подводного газодобывающего комплекса составляет манифольд — элемент нефтегазовой арматуры, который представляет собой несколько трубопроводов, обычно закрепленных на одном основании, рассчитанных на высокое давление и соединенных по определенной схеме. На манифольде собирается газ, добытый на нескольких скважинах. Фонтанная арматура, или, как ее еще называют, X-Tree3, — это комплекс оборудования, установленный над скважиной и управляющий ее работой. Несколько таких скважинных комплексов могут быть объединены и закреплены одним темплетом — донной плитой. Подводные комплексы могут представлять собой как отдельные скважины, так и целые сложные системы скважин, объединенных темплетами или сгруппированных около манифольда. От донной плиты газ по гибким райзерам поднимается на плавучую установку. Если до берега недалеко, газ из скважин может транспортироваться сразу на береговые обрабатывающие комплексы. В более сложных случаях газ закачивают на специальные морские суда.

Рисунок 3. Морская ледостойкая стационарная платформа, «ЛУКОЙЛ» ______________________________________________________ 2 По оценкам IFP Energies nouvelles (IFPEN) и HIS Energy 3 В западной литературе от Christmas tree — «рождественская елка»

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА В МОРЕ Лучший опыт: морские проекты «ЛУКОЙЛ»

История освоения морских ресурсов группой «ЛУКОЙЛ» началась в 1999 году с разведочного бурения с помощью собственной самоподъемной плавучей буровой установки «Астра» в северной части Каспия. За прошедшее с тех пор десятилетие с лишним «ЛУКОЙЛ» успешно реализовал три крупных уникальных проекта в Балтийском, Баренцевом и Каспийском морях, каждый из которых был первым для России шельфовым проектом в регионе. Каспийское море Геолого-геофизические работы на Северном и Среднем Каспии «ЛУКОЙЛ» начал еще в 1995 году в рамках государственной программы по изучению каспийского шельфа. К 1999 году было начато разведочное бурение с помощью самоподъемной плавучей буровой установки «Астра», модернизированной на Астраханском судостроительном заводе. «Астра» представляет собой трехопорную платформу с высотой опорных колонн 66 метров. Установка позволяет проводить буровые работы на глубине моря до 45 метров с глубиной скважин до 5 тыс. метров. С тех пор на лицензионных участках «ЛУКОЙЛ» в Каспийском море было открыто восемь крупных месторождений нефти и газа, а также выявлено 16 перспективных структур. Промышленная добыча нефти на первом северо-каспийском месторождении имени Ю. Корчагина начата в 2010 году. Месторождение расположено в 180 километрах от Астрахани и в 240 километрах от Махачкалы. Глубина моря в районе месторождения достигает 13 метров. Обустройство месторождения предполагает целый ряд крупных морских сооружений, основным из которых

является морская ледостойкая стационарная платформа, состоящая из двух частей. На одной платформе установлен буровой комплекс грузоподъемность 560 тонн для бурения скважин с максимальной длиной по стволу до 7400 метров. Общее количество скважин — 30, из них 26 добывающих, 3 водонагнетательных и 1 газонагнетательная. Вторая часть комплекса предназначена для размещения персонала. На ней располагаются жилые, общественные, медицинские и служебные помещения, камбузный блок, провизионные кладовые. На платформе могут одновременно работать до 105 рабочих. Мост длиной 74,2 метров объединяет обе платформы в единый производственный комплекс. Нефть с месторождения имени Ю. Корчагина поступает на морской перегрузочный комплекс по подводному трубопроводу протяженностью 58 километров, диаметром 300 миллиметров и толщиной стенок 16 миллиметров. Балтийское море Промышленная добыча на месторождении Кравцовское в Балтийском море, открытом в 1983 году, было начато в 2004 году. Месторождение находится в 23 километрах от побережья Калининградской области, глубина моря в этом районе составляет от 25 до 35 метров. Геологические запасы нефти категории С1 + С2 на Кравцовском составляют 21,5 млн тонн, из них извлекаемые — 9,1 млн тонн. Бурение и добыча нефти ведутся с морской ледостойкой стационарной платформы — первой добывающей платформы на российском шельфе, спроектированной и построенной силами отечественных проектных и производственных организаций. Платформа состоит из

двух модулей: технического и жилого. На техническом модуле установлен буровой комплекс грузоподъемностью 320 тонн для бурения скважин с максимальной длиной по стволу до 4500 метров. Количество скважин — 14, из них 13 добывающих и одна буровая. Жилой модуль предназначен для размещения 90 человек и оборудован вертолетной площадкой. Модули платформы соединены между собой мостом длиной 70 метров для прокладки коммуникаций и передвижения персонала. От платформы на сушу проложен подводный трубопровод длиной 47 километров из стальных бесшовных труб. Пластовая продукция — смесь нефти и попутного газа — транспортируется на нефтесборный пункт «Романово», где доводится до товарной кондиции. Трубопровод имеет два вида защиты: активную (протекторы и аноды) и пассивную (трехслойное наружное покрытие из экструдированного полипропилена). Часть трубы проложена в подводной траншее и защищена от волнового воздействия специальной каменной пригрузкой. В береговой части трубопровод имеет защитный кожух из труб диаметром 630 миллиметров и длиной 1 километр. В месте соединения морского и сухопутного трубопроводов смонтирована задвижка, с помощью которой в случае аварийной ситуации нефтепровод может быть полностью перекрыт. Баренцево море В Баренцевом море «ЛУКОЙЛ» реализовал уникальный проект по строительству отгрузочного терминала для круглогодичной транспортировки нефти, добываемой в Тимано-Печорской нефтегазоносной провин-

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА В МОРЕ ции. Терминал способен переваливать до 12 млн тонн нефти в год. Исключительность проекта обусловлена, прежде всего, сложными природными условиями: Баренцево море покрыто льдами в среднем 247 дней в году, при этом толщина льда может достигать 1,8 метров. Мелководная прибрежная зона и постоянные наносные течения не позволяют строить отгрузочный причал терминала на берегу, поэтому для загрузки крупнотоннажных танкеров на расстоянии около 21 километров от берега и был построен стационарный морской ледостойкий отгрузочный причал. Он представляет собой конструкцию высотой более 50 метров и общим весов более 11 тыс. тонн. Весь причал состоит из двух частей: опорного основания, на котором помещается жилой модуль на 12 человек и технологические системы, и поворотного швартово-грузового устройства со стрелой и вертолетной площадкой. Опорное основание крепится ко дну моря 24 сваями и рассчитано таким образом, чтобы выдержать максимально высокую ледовую нагрузку, а поворотное швартово-грузовое устройство может поворачиваться на 360 градусов.

С береговыми сооружениями причал связан двумя нитками подводного обетонированного трубопровода диаметром 820 миллиметров, закольцованного на берегу: так как нефть поступает на причал в подогретом виде, в промежутках между загрузками на танкер она циркулирует с берега на берег для поддержания в нефтепроводе требуемой температуры. Таким образом, исключается застывание нефти при плановых остановках нефтепровода и его очистке и диагностике. В море поддержку причалу оказывают вспомогательный ледокол и ледокольный буксир, обеспечивающие безопасность терминала и танкеров. Обеспечение проектов Одна из ключевых целей для каждого из проектов — его абсолютная экологическая безопасность. В каждом из регионов добычи компания проводит экологический мониторинг состояния морской среды, который подтверждает, что морские объекты «ЛУКОЙЛ» не являются источниками загрязнения. Такие результаты были достигнуты благодаря неуклонному соблюдению принципа нулевого сброса на всех этапах работы над проектом — от разведочного бурения

до завершения добычи. Этот принцип означает полный запрет сброса в морскую воду любых видов отходов, образующихся в результате производственной деятельности. Все отходы собираются в герметичные контейнеры, которые затем вывозятся на берег для утилизации. В 2004 году «ЛУКОЙЛ» организовал спутниковый мониторинг обнаружения нефтяных пятен в районе месторождения Кравцовское в Балтийском море. До настоящего момента ни одной утечки нефти или нефтепродуктов с объектов компании зафиксировано не было. Аналогичный мониторинг действует и в ходе работ «ЛУКОЙЛ» в Каспийском море. Реализация этих проектов была бы невозможна без развития мощной производственной инфраструктуры. Сегодня группа «ЛУКОЙЛ» располагает собственным заводом по производству строительных металлоконструкций, береговыми сооружениями, флотом специализированных судов, а также уникальной системой подготовки персонала и надежной сетью строительных и подрядных организаций.

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА В МОРЕ Экономика

По оценкам экспертов, потребление газа в мире до 2025 года будет расти на 2,2 % ежегодно. Экологичность и относительно низкая стоимость природного газа по отношению к другим видам ископаемых топлив делают его весьма перспективным энергоносителем. Это позволяет прогнозировать более быстрый рост спроса на газ, чем на нефть. Еще один драйвер роста генерирующих газовых мощностей — беспокойство многих стран по поводу безопасности и надежности атомной электроэнергетики. Ключевым регионом роста потребления газа будет Китай, который к 2020 году станет одним из крупнейших в мире потребителей и импортеров газа. Важным экспортером на рыке газа благодаря газовым сланцам сегодня становятся США, а за пределами Северной Америки заметную роль сланцевый газ начнет играть только после 2020 года.

добыче на территории Египта. Несмотря на нестабильную политическую ситуацию в стране, добыча газа, по прогнозам, должна увеличится с 58,8 млрд метров3 в 2014 году до 65,8 млрд м3 к 2018 году4.

Наряду с прогрессом в освоении нетрадиционных ресурсов открываются ранее неизвестные крупные месторождения традиционного газа в новых регионах мира. Новыми источниками предложения газа на мировой рынок в скором времени могут стать месторождения Восточного Средиземноморья. Суммарные извлекаемые ресурсы средиземноморского шельфа Израиля, Кипра, Ливана и Египта, по разным оценкам, составляют несколько триллионов кубических метров газа.

Последние три года в Египте сопровождались народными волнениями и сменой власти. Для стабилизации ситуации в стране и упрощения привлечения инвестиций в основные отрасли должно пройти некоторое время. По мнению экспертов, исходя из опыта других стран, для перехода системы власти в Египте с режима военной диктатуры к устойчивой либерализации должно пройти несколько циклов демократических выборов. Хотя правительство Египта сегодня не имеет серьезных споров с соседними государствами, но отношения с Ираном остаются весьма напряженными, продолжается внутреннее противостояние правительства страны в отношении США и Израиля. Сохраняется высокий риск террористических атак на территории Египта со стороны боевиков. Высокая угроза безопасности в регионе вынуждает правительство Египта вновь поднимать вопрос о введении визового режима въезда в страну для граждан любых иностранных государств. Долгосрочные прогнозы предполагают снижение политических рисков в Египте (см. приложение 4).

Национальные и международные компании проводят новые разработки по нефтегазо-

Еще не успели завершиться недавние экономические реформы, поскольку создание

необходимых демократических институтов также затяжной процесс. Затянувшаяся политическая неопределенность и экономическая нестабильность в регионе затрудняет привлечение иностранных инвестиций и задерживает выход на рынок нефти и газа потенциальных инвесторов. Недостаток инвестиций в нефтедобычу Египта в последние три года сдерживал рост производства. Это может еще на несколько лет оставить страну в числе нетто-импортеров нефти и, возможно, газа. После периода значительного экспорта нефти Египет начал импортировать нефть и может также стать нетто-импортером природного газа в 2015 году. Из-за приоритетного использования природного газа для собственных нужд государства компании значительно теряют по сравнению с альтернативой более высоких доходов от экспорта сжиженного природного газа. Египет — это крупнейший рынок рабочей силы в арабском мире с населением более 84 млн человек. Низкая заработная плата в регионе — привлекательный фактор для иностранных компаний. Но с приходом новой власти и сменой политической формации усилилась сила местных профсоюзов, и в будущем оплата труда в стране будет ощутимо расти. Кроме того, в Египте ощущается нехватка высококвалифицированных кадров, столь востребованных современными компаниями, и проблема утечки мозгов за границу.

______________________________________________________ 4 Business Monitor International Egypt oil and gas report Q1 2015

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА В МОРЕ Отрицательными факторами для привлечения внешних инвестиций остаются дефицит государственного бюджета, вызванный большим количеством государственных субсидий и расходов на заработную плату из бюджетных средств, высокий уровень коррупции и бюрократии в стране. Снижение энергетических субсидий негативно сказывается на инвестиционном климате. Тем не менее финансовое положение Египта находится на траектории роста. Эксперты прогнозируют снижение дефицита бюджета с 12,8 % в 2014-м до 8,3 % к 2017 году.

Правительство Египта стремится улучшить инвестиционный климат и стимулировать разведку и добычу углеводородов в стране. Египет обладает значительной ресурсной базой природного газа, в том числе оффшорной зоной Средиземного моря в дельте реки Нил с серьезным углеводородным потенциалом. Западная пустыня Египта также проявляет высокий углеводородный потенциал, но до сих пор остается малоизученной. Кроме того, страна единолично владеет ключевой частью морских торговых путей для транспортировки нефти и газа — Суэцким каналом.

Улучшение перспектив с принятием реформ Баланс бюджета

150

-5

-7,5 100

-10 50

-12,5

2009

2010

2011

2012

��

2013

2014

2015*

2016*

2017*

2018*

-15

Египет владеет крупнейшими нефтеперерабатывающими мощностями в Африке, и в то же время в стране отмечается крупнейший объем спроса на нефтепродукты. Фактически основная продажа газа в Египте осуществляется по газопроводам на внутренний рынок. При этом в будущем планируется возобновить строительство газопровода до Израиля, что поможет улучшить экономику нефтегазовых проектов. Несмотря на существующие сложности, недавно открытые месторождения газа в дельте Нила позволили Египту привлечь инвестиции со стороны компании BP в размере 12 млрд долларов для разработки 5 трлн метров3 газа и 55 млн баррелей конденсата. Проектная мощность добычи газа, как ожидается, достигнет 1,2 млрд футов3 в день. Компания BP отмечала, что существует также потенциал для добавления еще 5–7 млрд футов3 в день за счет дополнительных инвестиций в повышение производительности участка. Кроме того, в марте 2015 года египетское подразделение BP объявило об открытии еще одного крупного месторождения газа в долине Нила. Это укрепляет уверенность нефтегазодобывающих компаний в перспективности освоения этого региона как газовой залежи мирового значения. Однако добыча египетского газа потребует самых современных технологий глубоководного бурения — разведывательная шахта превысила 6 километров.

��

�� BMI / � �� BMI

ГАЗ СРЕДИЗЕМНОГО МОРЯ

ГАЗ СРЕДИЗЕМНОГО МОРЯ Основные игроки

Израиль Говорить о шельфе Средиземного моря как о потенциально интересном регионе для добычи углеводородов стали относительно недавно — с конца 2000-х годов, когда в израильском секторе Средиземного моря были открыты крупные запасы газа. В частности, месторождение Левиафан, запасы которого оцениваются в 453 млрд метров3, было признано самым крупным газовым месторождением за десять лет — с 2001 по 2010-й. Помимо Левиафана, были открыты крупные месторождения Тамар (более 200 млрд метров3) и Далит (около 20 млрд метров3).

Сегодня оператором всех этих участков и крупнейшим держателем акций (36–47 %) является Noble Energy. Войдя в регион первой, эта американская компания, как бы то ни было, не смогла самостоятельно обеспечить разработку месторождений такого масштаба и привлекла партнеров. В рамках тендера интерес к работе на месторождениях шельфа Израиля проявлял российский «Газпром», однако в конкурсе на право приобрести 30 % проекта «Левиафан» российская госмонополия проиграла австралийской компании Woodside Petroleum. На данный момент Noble Energy уже успешно реализовала проекты «Мари-Б» и «Ноа», с 2013 года ведется добыча на месторождении Тамар. По проекту на пике добычи Тамар будет давать порядка 15 млрд метров3 газа в год. Освоение Левиафана запланировано на 2016 год, и на первой фазе разработки здесь планируется добывать более 16 млрд метров3 газа. Добыча в Средиземном море не только полностью обеспечит Израиль газом, но и позволит ему отправлять часть этого сырья в страны Южной Европы и потеснить позиции Египта и Алжира. Однако у страны есть и сложности: остается открытым вопрос о демаркации морских границ с Ливаном, поэтому дальнейшее освоение месторождений может быть затруднено. Кипр В 2011 году газ был обнаружен на блоке 12 месторождения Афродита в кипрском секторе Средиземного моря. Noble Energy, выступающая оператором проекта, приступила к бурению разведочной скважины. Запасы газа на месторождении составляют примерно 120 млрд метров3 газа. Как и в случае с Израилем, российские компании проявили интерес к участию в проекте, но успеха вновь не было: «Новатэк» и «Газпром» в альянсе с французской Total в рамках тен-

дера уступили консорциуму итальянской Eni и корейской Kogas. В целом, по мнению экспертов, потенциал шельфа Кипра несколько ниже израильского, но также ниже и политические риски: морские границы Кипра с Египтом, Ливаном и Израилем давно определены. Нерешенным пока остается только вопрос с турецкими претензиями относительно блока 12. Ливан Что касается шельфа Ливана, пока можно говорить лишь о предположениях, полученных в ходе поисковых работ. Назначенные на 2013 год тендеры на проведение геологоразведочных работ на Ливанском шельфе по ряду внутренних и внешнеполитических обстоятельств были отложены. Как бы то ни было, есть основания предполагать, что запасы ливанской части шельфа превышают израильские. Египет Крупные запасы газа были обнаружены в египетском секторе Средиземного моря в 2013 году. В сентябре 2013 года BP объявила об открытии значительных запасов газа на разведочной скважине Salamat в восточной дельте устья Нила. Эта разведочная скважина самая глубинная в регионе и достигает 7 тыс. метров. Расположена она примерно в 75 километрах к северу от города Дамиетта и всего в 35 километрах к северо-западу от объектов инфраструктуры Temsah. Глубина моря в районе скважины составляет 649 метров. Разведочная скважина была пробурена с использованием полупогружной добывающей платформы Maersk Discoverer. Данные каротажа, полученные образцы жидкости, сведения о давлении в скважине подтвердили наличие газа и конденсата в 38-метровом интервале песчаников олигоценовых отложений палеогена.

Надо отметить, что британская компания работает в Египте на протяжении последних 50 лет и является одним из крупнейших иностранных инвесторов в Египте. В настоящее время BP Egypt и Gulf of Suez Petroleum Company, совместное предприятие BP и Egyptian General Petroleum Company, добывают около 40 % всей нефти в стране, а Pharonic Petroleum Company, второе совместное предприятие BP в Египте, добывает 30 % всего газа в стране. Несмотря на экономические и политические сложности, Египет выдвигает довольно амбициозные планы по наращиванию своего нефтегазового производства и намерен предоставить до двух третей территории страны для проведения геологоразведки иностранными компаниями. В феврале 2015 года Министерство нефти и минеральных ресурсов Египта объявило тендер на геологоразведку восьми нефтегазовых блоков в Средиземном море.

«Мы думаем, что к 2020 году перестанем импортировать газ. В зависимости от нужд местного рынка и разнообразия его структуры энергопотребления мы, возможно, возобновим экспорт после 2020 года». Хамди Абдель-Азиз, глава отдела по работе со СМИ Министерства нефти Египта На сегодняшний момент Египет подписал договоры с «Газпромом» на поставку 35 танкеров. Тендер на поставку еще 75 танкеров СПГ за два года выиграли Trafigura AG, Vitol SA и Noble Clean Fuels Ltd. При этом шесть поставок ожидаются от алжирской Sonatrach. Под эти контракты в марте в Египте должен быть введен в эксплуатацию первый терминал сжиженного газа.

ГАЗ СРЕДИЗЕМНОГО МОРЯ Оценка блоков Osiris Petroleum

Блок Mahalo Блок Mahalo находится в северо-западной части региона, в 108 километрах от береговой линии. Глубина моря здесь достигает 2200 метров. По результатам проведенной 3D-сейсморазведки эксперты Osiris Petroleum оценивают вероятность открытия залежи на блоке в 100 %. Газоносный пласт месторождения залегает на глубине 4000 метров ниже уровня моря, предполагаемая площадь месторождения оценивается в 114 квадратных километров, а эффективная мощность — в 30 метров. Насыщенность продуктивного пласта залежи углеводородами составляет 80 %. Объемный коэффициент газа — 0,0203. Осуществлять добычу на блоке планируется на протяжении 25 лет, при этом на строительство инфраструктуры месторождения понадобится около трех лет. Для выхода на полную производственную мощность месторождению потребуется еще три года. Ожидается, что добыча с максимальной отдачей на месторождении может продолжаться до 10 лет. В части капитальных затрат о блоке Mahalla известно, что геологоразведочные работы Osiris Petroleum не проводила, планируется бурение одной разведочной и одной оценочной скважины. Оператором предполагается разработка месторождения с использованием плавучей платформы для сбора углеводородов и подводного закачивания скважин. Для подклю-

чения к газотранспортной системе Египта необходимо строительство трубопровода до ближайших систем сбора углеводородов. Эксперты оценивают затраты на проектирование базовой инфраструктуры в 5 % от общей стоимости. Строительство трубопроводов и терминалов потребует порядка 800 млн долларов, а затраты на основную платформу составят 1 500 млн долларов. Бурение каждой скважины обойдется компании в 150 млн долларов. Операционные затраты на добычу одного барреля конденсата на блоке Mahalo оцениваются в 10 долларов/б. н.э , а на добычу газа — в 6 долларов/б. н. э. Операционные затраты, связанные с административными и управленческими задачами, составят 20 млн долларов в год. Блок Davvar Блок Davvar расположен в 10 километрах к северу от береговой линии. Глубина моря здесь составляет всего лишь 20 метров. По результатам первого этапа геологоразведочных работ эксперты Osiris Petroleum оценивают вероятность открытия здесь залежи в 100 %. Газоносный пласт месторождения залегает на глубине 5000 метров ниже уровня моря, предполагаемая площадь месторождения оценивается в 19 километров3, а эффективная мощность — в 20 метров. Насыщенность продуктивного пласта залежи углеводородами составляет 80 %. Объемный коэффициент газа — 0,0159.

Осуществлять добычу на блоке планируется на протяжении 25 лет, при этом на строительство инфраструктуры месторождения понадобится в районе трех лет. Для выхода на полную производственную мощность месторождению потребуется еще один год. Ожидается, что добыча с максимальной отдачей на месторождении может продолжаться до 10 лет. Теоретически возможный коэффициент извлечения газа на данном месторождении оценивается выше, чем на первом блоке. В части капитальных затрат на блоке Davvar силами Osiris Petroleum проводились предварительные геологоразведочные работы, затраты на которые составили 100 млн долларов. Затраты на проектирование базовой инфраструктуры эксперты оценивают в 14 % от общей стоимости. Строительство трубопроводов и терминалов потребует порядка 100 млн долларов, а затраты на основную платформу составят 200 млн долларов. Обустройство одной добывающей платформы обойдется компании в 70 млн долларов, а бурение каждой скважины — в 60 млн долларов. Операционные затраты на добычу одного барреля конденсата на блоке Davvar оцениваются в 10 долларов/б. н. э, а на добычу газа — в 6 долларов/б. н. э. Операционные затраты, связанные с административными и управленческими задачами, составят 15 млн долларов в год.

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ КЕЙСА

1. Определить ресурсную базу по блокам. Обосновать представленную оценку. Выделить основные факторы и неопределенности, которые могут повлиять на изменение оценки ресурсного потенциала блоков. 2. Оценить варианты разработки и обустройства блоков: предложить схему разработки, выделить основные инфраструктурные объекты и определить порядок их ввода, обосновать предлагаемые технологические решения. 3. Оценить экономическую эффективность вхождения в блоки для ЛУКОЙЛ Оверсиз.

ПРИЛОЖЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЯ Приложение 1

Обзорная карта месторождения

ПРИЛОЖЕНИЯ Приложение 2

Сравнение цен на египетский газ

��

707

601

��

459

318

��

247

��

141

��

$��

ПРИЛОЖЕНИЯ Приложение 3

Экономические и налоговые условия

Компания-контрактор разрабатывает месторождение на условиях соглашения о разделе продукции.

Выручка от добытых углеводородов направляется на возмещение затрат на добычу и прибыльную продукцию.

К возмещаемым затратам относятся капитальные и операционные затраты, административно-хозяйственные расходы.

4 5

100 % операционных затрат и административно-хозяйственных расходов, понесенных в текущем периоде, могут быть отнесены к возмещаемым затратам. Понесенные капитальные затраты списываются на возмещение равномерно в течение четырех лет. На возмещение капитальных затрат в каждом периоде направляется не более 40 % от выручки.

Остаток невозмещенных затрат переносится на следующий календарный период.

Прибыльная продукция равна разнице между выручкой и затратами на добычу.

Доля контрактора в прибыльной продукции равна 25 %.

Приложение 4

Индекс политического риска

Катар ОАЭ Оман Бахрейн Кувейт Саудовская Аравия Марокко Алжир Израиль Иордания Египет Тунис Иран Ливан Йемен Ирак Западный берег, сектор Газа Ливия Сирия

ИНДЕКС ПОЛИТИЧЕСКОГО РИСКА (краткосрочный прогноз) 84,4 83,1 79,8 72,9 71,9 70,8 63,5 61,3 60,6 58,8 55,0 51,5 49,6 45,2 41,3 37,7 33,1 27,7 22,9

Израиль Катар Оман ОАЭ Кувейт Марокко Иордания Тунис Бахрейн Египет Алжир Саудовская Аравия Ливан Иран Йемен Ирак Западный берег, сектор Газа Ливия Сирия

ИНДЕКС ПОЛИТИЧЕСКОГО РИСКА (долгосрочный прогноз) 72,3 71,0 70,9 69,0 68,4 67,9 66,6 65,5 63,5 57,8 57,3 57,0 56,4 52,9 41,8 34,5 32,2 27,5 22,4

ТРЕНД

РЕГИОНАЛЬНЫЙ РЕЙТИНГ

ГЛОБАЛЬНЫЙ РЕЙТИНГ

= = = = = = = = + = = = = + = -

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

13 19 30 55 63 66 103 114 118 122 136 147 156 163 171 177 182 184 186

ТРЕНД

РЕГИОНАЛЬНЫЙ РЕЙТИНГ

ГЛОБАЛЬНЫЙ РЕЙТИНГ

= = = = = = = = + = = = = + = -

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

47 52 53 56 59 64 70 75 79 108 113 114 117 130 162 175 178 182 186

Источник: BMI Egypt Business forecast report — risk report Q1 2015

Приложение 5

Производство природного газа (Египет, 2012-2023)

2012

2013

2014

2015*

2016*

2017*

2018*

2019*

2020*

2021*

2022*

2023*

Производство, м3

60,8

56,1

58,9

62,4

62,1

63,6

65,0

67,0

69,0

71,1

72,5

73,9

Производство, % г/г

-0,7

-7,7

4,9

6,0

-0,6

2,4

2,3

3,0

2,0

Доля от национального потребления, %

112,9

100,0

99,0

94,8

96,1

95,4

95,5

95,6

95,8

96,1

* Прогноз BMI Источник: BMI Egypt Oil & Gas Q1 2015

Кейс написан и опубликован Changellenge >> — ведущей организацией по кейсам в России. www.changellenge.com info@changellenge.com vk.com/changellengeglobal facebook.com/changellenge

Кейс создан по заказу и совместно с экспертами «ЛУКОЙЛ Оверсиз» www.lukoil.ru hr.lukoilers@lukoil-overseas.com m.vk.com/lukoil.overseas