Характеристика нефтегазовой компании

А 2011 году затраты по реализации социальных программ составили более 286 млн. долларов, затраты на содержание социальной инфраструктуры- 83 млн. долларов.

Благотворительная и спонсорская деятельность

Общие расходы компании на благотворительность и социальные программы составили в 2011 году 99 млн. долларов. Компания выстраивает  свою деятельность по 2 направлениям:

1) Социальные инвестиции:

•          Поддержка детских домов и  детских образовательных учреждений

•          Программы в области образования

•          Стипендиальные программы

•          Развитие материально-технической  базы вузов

•          Поддержка медицинских учреждений

•          Конкурс социальных проектов

2) Программы спонсорства и традиционной благотворительности:

•          Сохранение культурного и исторического  наследия

-    Поддержка музеев и творческих коллективов

-    Издательские проекты

-    Поддержка религиозных конфессий

•         Адресная помощь

-     Поддержка ветеранов войны и труда, инвалидов, социально незащищенных групп населения

-    Программа по возрождению народных промыслов

-    Помощь народам Крайнего Севера

-    Донорские акции[8]

1.4  проблемы научно-технического  обеспечения долгосрочной эффективной  эксплуатации газовых месторождений

В 2011 году добыча углеводородов дочерними и зависимыми обществами ОАО Лукойл осуществлялась на 358 месторождениях России и 34 за рубежом (в 3 странах). За этот период на 18 месторождениях производство сырья выросло по сравнению с 2010 годом. [5].

Основной регион добычи Лукойла  — Западная Сибирь. В 1-м полугодии 2012 года этот регион принес 56,7% от общего объема добычи компании. Месторождения  Западной Сибири зрелые, они отличаются высоким уровнем выработанности запасов.

На шельфе Каспийского  моря Лукойл уже ввел в эксплуатацию другой участок Каспийского шельфа — месторождение им. Корчагина. К 2016 году компания планирует извлекать здесь около 17,5 млн баррелей нефти в год. Также в конце 2014 года Лукойлнамерен приступить к бурению первой скважины на месторождении им. Филановского в Каспийском море. Добычу нефти на месторождении планируется начать в 2015 году.

Один из самых перспективных  на текущий момент зарубежных проектов компании касается разработки месторождения  Западная Курна-2 в Ираке. Западная Курна-2 — одно из крупнейших иракских месторождений. Его извлекаемые запасы составляют около 13 млрд баррелей нефти. Начало промышленной добычи нефти запланировано на конец 2013 — начало 2014 года. Максимального уровня добычи на месторождении — около 88 млн тонн — компания планирует достичь к 2017 году [14].

В 2011  году в результате реализации программы опытно-промышленных работ был осуществлен технологический  прорыв, позволивший повысить прогноз  экономически рентабельного ввода  в разработку в 2011-2021 годах дополнительных запасов в 3,6 млрд. барр. Нефти за счет увеличение коэффициента извлечения нефти на месторождениях РФ [8].

Повышение нефтеотдачи  пластов

В течение нескольких лет  на месторождениях группы «ЛУКОЙЛ»  доля добычи нефти за счет применения различных технологий воздействия  на нефтяные пласты составляет более 20% от общего объема добычи. Компания применяет физически, химические, гидродинамические и тепловые методы воздействия на продуктивные пласты.

 

К прорывным технологиям, внедренным в 2011 году, относится бурение  горизонтальных скважин с многозонным  гидроразрывом пласта (МГРП). По итогам 2011 года введено 96 новых горизонтальных скважин с МГРП .

На Урьевском и Тевлинско-Русскинском  месторождениях увеличился проектный  КИН, доходность данных инвестиционных проектов значительно повысилась.

Бурение горизонтальных скважин  на месторождениях Западной Сибири позволило  в 2-4 раза повысить дебиты по нефти, при  этом удельные затраты сократились  на 30%[8].

1.4.1.Краткая характеристика нефтегазового месторождения

Лукойл продолжает активную деятельность по разработке каспийского  шельфа. Компания заключила контракт на транспортировку и установку  производственных объектов на месторождении  им. Филановского. Из восьми изученных  структур оно обладает наибольшими  запасами нефти: они превышают 1 млрдбарр.

Запасы жидких углеводородов  месторождения им. Филановского оцениваются  в 1,13 млрдбарр. Это самое крупное  нефтяное месторождение, открытое в  России за последние 20 лет [14].

Начать эксплуатационное бурение здесь планируется в  конце 2014 года. Добыча стартует в 2015 году, а уже в 2016-м планируется выйти  на полку добычи на уровне 45 млнбарр. в год. Общие инвестиции в разработку этого месторождения до 2020 года оцениваются  в $6,1 млрд.

Годовая добыча нефти здесь  может превышать 6 млн тонн в год. Кроме того, месторождение им Филановского будет облагаться льготной ставкой  экспортной пошлины, что в будущем  позитивно отразится на финансовых показателях компании.

Выгода от льгот превысит $5 млрд. Из этой суммы выгода от снижения экспортной пошлины на нефть, добытую на месторождении Филановского, достигнет около $2,2 млрд до 2018 года [9].

Извлекаемые запасы месторождений  шельфа Каспия превышают 1 млрдбарр. нефтяного  эквивалента, и в течение следующих  десяти лет на них будет приходиться  порядка 8-10% от общей добычи углеводородов  Лукойла. Одно месторождение им. Филановского будет приносить более 4% добычи. Таким образом, Каспий станет одним  из регионов, обеспечивающих развитие бизнеса компании в России, и поможет  комментировать снижение добычи в Западной Сибири. Дополнительную информацию, касающуюся стратегии увеличения добычи Лукойла  за счет месторождений Каспия, можно  найти здесь [4].

1.4.2. Основные технические решения по обустройству залежи нефтегазового месторождения

9 ноября 2011 года в Северодвинске  Президент ОАО «ЛУКОЙЛ» Вагит  Алекперов подписал договоры  с подрядчиками на строительство  морских сооружений для месторождения  имени Владимира Филановского, расположенного  в российском секторе Каспийского  моря. Документы были подписаны  в присутствии Председателя Правительства  РФ Владимира Путина.

В 2013 и 2014 годах будут проведены  работы по установке на месторождении  ледостойкой стационарной платформы, центральной технологической платформы, платформ райзерного блока и жилого модуля. Общие инвестиции в инфраструктуру оцениваются в $1,4 млрд.

ЛСП-1 предназначена для  бурения и эксплуатации скважин. В состав платформы входят: буровой  комплекс для бурения 11 наклонно-направленных скважин с горизонтальнымзаканчиванием ствола, эксплуатационный комплекс для сбора, замера и подачи продукции скважин на центральную технологическую платформу (ЦТП) и энергетический комплекс. ЛСП-1 будет соединена переходными мостами с платформой жилого модуля (ПЖМ-1) и с ЦТП. Общий вес ЛСП-1 составляет 15,2 тыс. тонн.

С ОАО «ГСИ» подписан договор  подряда на строительство центральной  технологической платформы и  переходного моста между ЛСП-1 и ЦТП. Срок завершения работ - май 2015 года. Центральная технологическая  платформа предназначена для  подготовки и транспорта на берег  нефти и попутного газа. Пластовая  вода после очистки будет закачиваться в пласт. Подготовка нефти осуществляется на двух технологических линиях, мощностью  по 3 млн. т/год каждая. ЦТП будет  соединена переходными мостами  с ЛСП-1 и с райзерным блоком. Общий вес ЦТП составляет около 21 тыс. тонн.

В соответствии с проектом обустройства месторождения им. В. Филановского также запланирована прокладка  более 330 км подводных и 350 км сухопутных трубопроводов, а также строительство  в Республике Калмыкия головных береговых  сооружений (ГБС) для приема нефти  с резервуарным парком объемом 80 000 м3. С ГБС нефть будет направляться в нефтепровод Каспийского трубопроводного  консорциума. ЛУКОЙЛ открыл месторождение  им. В. Филановского в 2005 году. Извлекаемые  запасы нефти по категориям С1+С2 - 153,1 млн. тонн, газа С1+C2 – 32,2 млрд. м3. Добыча нефти на месторождении им. В. Филановского начнется в 2015 году [7].

 

 

 

 

 

Заключение

 

Перспективы развития мирового нефтегазового рынка

Нефть и газ- основа экономики  всего мира. И от распределения  углеводородных ресурсов, зависит расположение геополитических сил в мире и  вся мировая экономика.

А так нефть и газ, как  известно, ресурсы исчерпаемые, то всех волнует вопрос, на сколько же хватит этих запасов и что произойдет с нефтегазовым рынком в будущем?

К 2035 году потребление нефти в  мире вырастет на 20%, а газа – на 55%. нефть и газ по-прежнему будут  обеспечивать более половины энергопотребления, поэтому говорить о конце углеводородной эпохи преждевременно

Рынок газа будет расти заметно  быстрее рынка нефти – соответственно на 56% и 21% в период с 2010 по 2035 год.

На развивающиеся страны Азии придется около 65% прироста мирового потребления  углеводородов: именно этот рынок будет  локомотивом дальнейшего развития спроса [2].

При этом запасы нефти и газа будут  более локализованы в основных центрах  – на Ближнем Востоке, в ЦАР, в  Западной Сибири РФ и шельфах северных и восточных морей. Доля стран  ОПЕК в мировой добыче нефти возрастет с 37% до 53% в 2030 г.

Ближний Восток и Северная Африка, будучи ключевыми поставщиками нефти  и газа на мировые рынки, по-прежнему сохранят свою значимость.

Несмотря на высокий рост спроса и ограниченный объем рентабельных запасов нефти и газа дефицита ТЭР в мире не ожидается, ибо с  увеличением спроса будет расти  цена и станут доступными многие новые  технологии увеличения нефте- и газоотдачи пластов, новые месторождения, в  т.ч. с некондиционными запасами нефти и газа (битумы, нефтеносные  пески, газогидраты и др.). В частности, только запасы нефтеносных сланцев  в мире содержат 2,6 трлн баррелей н.э., почти в 3 раза больше обычных запасов  нефти [1].

Значительное влияние на нефтегазовый рынок может оказать выход  США на рынок газа в качестве поставщика. Это может существенно перекроить мировую карту потоков газа, а  главное, с большой вероятностью приведет к изменению системы  ценообразования на СПГ.

Также влияние на рынок может  оказать и разработка нетрадиционной, в частности, сланцевой нефти, чему способствует двукратное снижение издержек на ее добычу в 2006–2011 годах. Сланцевая  нефть может фактически повторить  успех сланцевого газа, в результате чего Северо-Американский регион в  целом может практически перейти  на самообеспечение. Конечно же, изменения  на рынке Северной Америки существенно  влияют на мировую конъюнктуру. Цены на черное золото могут снизиться на 23%, а добыча уменьшится по всем регионам, включая СНГ[2].

Ключевым вопросом для долгосрочного развития нефтегазового рынка остается динамика (тенденции роста и волатильности) конъюнктуры цен на нефть (и привязанных к ним пока) цен на газ. 
Объективно цены на нефть будут расти в связи с ростом спроса, необходимостью освоения более дорогих месторождений, развития транспортной инфраструктуры, что определяет потребность в огромных инвестициях.

К 2035 году балансовая цена достигнет 125 долл./барр. Верхняя граница этого  коридора обусловлена ценами переключения на биотопливо и альтернативную энергетику, а нижняя – инвестиционными потребностями  отрасли и потребностями бюджетов стран-производителей [1].

Схема ИНЭИ РАН

Высокие цены на нефть и газ в  равной степени будут выгодны  и странам-экспортерами индустриально  развитым странам-импортерам.

Поэтому транспарентностьи стабилизация конъюнктуры рынка – задача обеспечения стратегической безопасности энергетического и экономического развития мира.

Добыча углеводородов в России будет расти на протяжении всего  рассматриваемого периода. Однако если производство нефти стабилизируется, то добыча газа будет уверенно расти  с некоторым замедлением к 2035 году. Определяющую роль будут играть темпы роста экономики России, спрос на внешних рынках, темпы  восполнения запасов, мировые и  внутренние цены на энергоресурсы и, конечно, себестоимость добычи и  налоговая политика.

Анализ тенденций развития мировых  рынков углеводородов показывает, что  в предстоящие годы России предстоит  конкурировать на внешних рынках во все более жестких условиях. На зрелом европейском рынке спрос  и потребность в импорте углеводородов  увеличиваются незначительно. С  учетом растущего числа поставщиков  нашим новым дорогостоящим проектам на этом рынке будет крайне сложно конкурировать. В перспективе доля в российском экспорте европейского направления будет падать за счет наращивания поставок в Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР). Азия (особенно развивающиеся страны) – явный двигатель роста спроса на все энергоресурсы. Оба рынка останутся для нас привлекательны, но планы по развитию территорий внутри России и анализ зарубежного спроса говорят за увеличение интереса России к АТР.

Схема ИНЭИ РАН

Безусловно, Россия останется в  долгосрочной перспективе одним  из ключевых игроков мирового энергетического  рынка. Однако мы видим с высокой  вероятностью ухудшение конъюнктуры  мировых рынков для российского  газа и отчасти нефти с возможной  стагнацией выручки от экспорта топлива  и двукратным уменьшением к 2035 году ее доли в ВВП при трехкратном  сокращении доли ТЭКа в ВВП. В такой  ситуации наращивание экспорта энергоресурсов не должно быть самоцелью. Значительно  важнее развитие собственной экономики  и переориентация ее с сырьевой на инновационную направленность [2].

 

 

 

 

 

 

 

 

Раздел 2: «Экономическая эффективность  разработки газового месторождения»

2.1. Расчет капитальных  вложений на разработку газового  месторождения