Сколько скважин у лукойла

Обновлено: 04.07.2024

«Лукойл» обкатывает на Балтике способы добычи, которые в будущем станут стандартом отрасли

На шельфе Балтики обкатываются технологии, которые уже в недалеком будущем станут стандартом индустрии. ЛУКОЙЛ осваивает морские месторождения горизонтальными скважинами большой протяженности с берега и необитаемыми платформами. Будущее — за «безлюдными» технологиями, уверены специалисты компании.

Балтийские месторождения по российским масштабам невелики. Впрочем, для нефтяников размер не имеет значения. Если освоение месторождения коммерчески обосновано, оно будет освоено.

В этом смысле Балтика может дать фору многим более богатым нефтью регионам. В ее пользу говорит развитая инфраструктура, наличие комплексного нефтяного терминала на берегу морского канала и близость к рынкам сбыта: крупнейший нефтяной порт в Европе Роттердам расположен буквально «за углом». Специалистами компании накоплен большой опыт работы с новыми технологиями на шельфе Балтики.

Задача на оптимум

Когда в начале 2000-х годов ЛУКОЙЛ осваивал Кравцовское месторождение, был избран вариант строительства морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП).

Для России она стала первым опытом и одновременно технологическим прорывом. Уже тогда процессы на Д-6 были организованы с соблюдением принципа «нулевого сброса», а чтобы защитить морских обитателей, водозаборные насосы были помещены в шахту и снабжены рыбозащитными устройствами. Предотвращение разливов обеспечивает противоаварийная защита, которая за считаные секунды останавливает работу скважин и технологических процессов и отсекает поврежденный участок задвижками. Кроме того, на месторождении организован ежегодный промышленный экологический мониторинг состояния окружающей среды, включающий спутниковые, судовые и береговые наблюдения.

Принцип минимизации экологических рисков остается незыблемым. А вот выбор технологических решений для освоения месторождений существенно расширился. Правда, процесс этого выбора стал сложнее.

— Фактически это каждый раз решение задачи на оптимум методом последовательного приближения,— рассказывает заместитель генерального директора по сервисной поддержке активов и проектов ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» (разработчик «Концепции разведки и освоения шельфа Балтийского моря») Егор Зубарев.— Общепринятым здесь является гейтовый, или фазовый, подход, обеспечивающий своевременное выявление рисков и оценку эффективности возможных вариантов развития активов. В рамках такого метода выделяют пять фаз: инициация, планирование, разработка, реализация и завершение. Каждая фаза заканчивается точкой принятия решения, в которой проводится комплексное рассмотрение достигнутых результатов, планов и рисков дальнейшей реализации проекта.

— На начальных фазах проекта для обеспечения его эффективности необходимо выявить альтернативные варианты реализации, своевременно оценить риски, снижающие его экономическую эффективность, и определить возможности по ее увеличению,— говорит руководитель проектного офиса ООО «ЛУКОЙЛ – Калининградморнефть» Евгений Армянинов.— Для решения этих задач создаются проектные команды, включающие в себя специалистов различных направлений, в том числе квалифицированных экспертов с опытом применения инженерных и финансово-экономических моделей.

Сначала имеющиеся запасы оцениваются с точки зрения окупаемости их разработки, затем детально рассматриваются различные варианты и факторы, которые могут влиять на схему обустройства месторождения. В итоге выбирается один вариант, оптимальный с экономической и технологической точек зрения. После того как выбор сделан, наступает очередь детального проектирования и проработки выбранного варианта объекта и его реализации «на земле». С одной стороны, это уже, что называется, дело техники. С другой — именно здесь тратятся основные деньги, поэтому так важна корректная предварительная подготовка. Проектная команда проводит сотни итераций, постепенно приближаясь к оптимальному решению.

Освоение Кравцовского месторождения стало технологическим прорывом: все процессы организованы с соблюдением принципа «нулевого сброса», а чтобы защитить морских обитателей, водозаборные насосы помещены в шахту и снабжены рыбозащитными устройствами

Несмотря на развитие передовых технологий, люди — главная ценность для ЛУКОЙЛа

Гарантируем индивидуальный подход

Сейчас в процессе проектирования все чаще применяются технологии «Интеллектуального месторождения». Обкатка всех возможных вариантов на «цифровом двойнике» залежи позволяет учесть больше факторов, и если и не достичь идеального решения, то хотя бы приблизиться к нему. Например, для морских месторождений большое значение имеют удаленность от берега и глубина. Особенно важен первый показатель.

— Морские нефтегазовые объекты — сложные и дорогостоящие инженерные сооружения, при строительстве которых приходится решать целый ряд задач,— поясняет Зубарев.— Так, для бурения морских скважин требуется привлечение самоподъемной буровой установки или использование буровой непосредственно на платформе. Для безопасной и надежной эксплуатации этой установки требуется обеспечить ее необходимыми материалами и горючим для генераторов, организовать утилизацию отходов и прочие природоохранные мероприятия. Это уже не говоря о том, что буровую должен кто-то обслуживать — и этому кому-то нужно где-то жить и что-то есть. Построенный объект с подводными трубопроводами, энергетическим хозяйством и прочим нужно обслуживать — и это снова расходы.

Решить все эти проблемы может перенос кустовой площадки на берег. Существующие технологии позволяют бурить скважины с большим отходом от вертикали (ERD). Так, морское месторождение D41, расположенное в 3 км от берега, разбуривалось с береговой площадки. Электроцентробежные насосы поднимают продукцию на поверхность. Потом она по системе трубопроводов транспортируется на установку подготовки нефти и газа. При глубине около 2300 м проходка первой скважины составила 7947 м, в том числе горизонтального участка — 616 м. Длина второй скважины — 7517 м, горизонтального участка ствола — 439 м. Ничего подобного на Балтике раньше не было.

Метод экономически эффективен, поскольку позволяет существенно оптимизировать эксплуатационные затраты. Для проводки скважин используется технология MWD/LWD (measurement/logging while drilling, каротаж во время бурения). «Умный» модуль в режиме реального времени передает на поверхность информацию о геофизических характеристиках пласта, технологических параметрах и навигационные данные. Хотя в последнее время такую технику начали осваивать сразу два российских производителя промыслового оборудования, основными ее поставщиками по-прежнему выступают международные компании «большой нефтесервисной четверки».

Впрочем, полагает Егор Зубарев, массового внедрения отечественных аналогов осталось ждать недолго.

Добычу на новом проектируемом объекте D33 планируется вести с помощью блок-кондуктора с периодическим пребыванием обслуживающего персонала (не чаще одного раза в месяц). Эксплуатация будет осуществляться двухствольными скважинами с горизонтальным окончанием. В скважинах расположится внутрискважинное оборудование — интеллектуальное заканчивание, с помощью которого можно регулировать приток жидкости из пласта по каждому стволу отдельно. Для транспортировки скважинной продукции на берег (длина трубопровода составит 76 км) будут применяться высоконапорные электроцентробежные насосы (ЭЦН), рассказал Евгений Армянинов.

Весь мониторинг и удаленное управление технологическим комплексом планируется вести из центрального поста управления (ЦПУ) на берегу. Эксплуатационные скважины оснастят необходимым количеством датчиков для контроля и мониторинга работы оборудования. Также будет реализована «виртуальная расходометрия» в режиме реального времени, отображение положения штуцеров на многопозиционных клапанах и процент их открытия для регулирования притока. Работу насосов объединят в единый комплекс с блоком телеметрической системы и частотным регулированием для увеличения объема добываемой жидкости. Все параметры работы оборудования будут отображаться на рабочем месте оператора для качественного принятия решения и возможности оперативного воздействия.

Продукция из скважин будет собираться на нефтяной платформе, замеряться через индивидуальное замерное устройство на манифольде, куда параллельно предусмотрена подача необходимых химических реагентов, и общим потоком транспортироваться по подводному мультифазному трубопроводу на береговые мощности по подготовке нефти. После этого направится в резервуарный парк Комплексного терминала в районе поселка Ижевское и далее на отгрузку в танкеры.

— «Безлюдные» технологии эксплуатации объектов — новое и перспективное направление,— рассказывает Евгений Армянинов.— Объект нельзя назвать сложным как с точки зрения технической реализации, так и с точки зрения геологии. На проектируемых объектах не предполагаются комплексы подготовки нефти и газа — только добыча и транспортировка. Поэтому мы решили максимально снизить металлоемкость технических сооружений с помощью сокращения площади и переноса рабочих мест с морских объектов на сушу. Также определяющим фактором выбранной стратегии было сокращение капитальных и операционных затрат и увеличение скорости реализации проекта. Всего рассматривалось 28 вариантов организации добычи на D33. Мы участвуем в реализуемом ПАО «ЛУКОЙЛ» проекте «Интеллектуальное месторождение», запланировано внедрение на D33 следующих направлений: «Интегрированное моделирование», «Интегрированное планирование», «Предиктивная аналитика».

Скрипач не нужен

Развитие технологий сделало «безлюдное» месторождение реальностью.

— Однако пока в нормативном регулировании «безлюдная» технология вообще никак не описана, нет ее,— сетует Егор Зубарев.— По факту, проектируя такие объекты, особенно если дело касается морских месторождений, мы вынуждены сами формировать стандарты, разрабатывать специальные технические условия, которые потом приходится согласовывать в контролирующих органах.

Чаще всего экспертов, воспитанных на советских ГОСТах, смущает отсутствие на «безлюдных» платформах оператора, который в случае отказа автоматики вручную закроет задвижку и отключит насосы. На самом деле это уже анахронизм, уверен Егор Зубарев:

— Сейчас технические решения таковы, что автоматика реагирует быстрее человека. Да, отказы случаются. Поэтому всегда ставятся дублирующие системы: не сработала одна, срабатывает другая, третья, пятая… Несмотря ни на что, будущее — за «безлюдными» технологиями. Посмотрите сами: раньше водитель был царь и бог. Сейчас каждый водит машину, и уже ездят автомобили без водителя. Такой же прогресс будет и в нашей отрасли. Оператор станет специалистом, который обслуживает «безлюдные» модули и программирует их работу.

Сколько скважин у лукойла

ЛУКОЙЛ — одна из крупнейших вертикально интегрированных нефтегазовых компаний в мире, на долю которой приходится более 2% мировой добычи нефти и около 1% доказанных запасов углеводородов.

Глобальный бизнес

Бизнес-модель

ЛУКОЙЛ в России и мире
Организации Группы

ЛУКОЙЛ как работодатель
Истории успеха
Вакансии
ЛУКОЙЛ и молодежь

Корпоративнoe управление

Совет директоров
Правление
Доли членов Совета директоров и Правления
Вознаграждение членов Совета директоров и Правления
Внутренние документы

Тендеры и аукционы

Юридическая информация

ЛУКОЙЛ, стабильно развиваясь на протяжении более чем 20 лет, является одной из наиболее эффективных компаний российского нефтегазового сектора.

Технологии и инновации

Технологии
Инновационное сотрудничество
Стандартизация
Цифровизация

Разведка и добыча

Переработка и сбыт

Нефтепереработка
Газопереработка
Нефтехимия
Энергетика
Приоритетные каналы сбыта
Оптовая реализация и трейдинг

Вертикальная бизнес-модель Компании создана для организации эффективной работы всех сегментов и отвечает стратегическим целям в интересах всех заинтересованных сторон.

Почему «Лукойл» получил убыток и сокращает добычу нефти на 18%

3 июня 2020 года «Лукойл», одна из крупнейших в мире нефтегазовых компаний, опубликовал финансовые и производственные результаты своей деятельности за 1 квартал.

Начало 2020 года оказалось непростым для компаний из нефтегазового сектора. Срыв переговоров в начале марта между странами, входящими в ОПЕК+, привел к резкому падению цен на углеводороды.

Власти ввели ограничения на перемещение внутри городов и между странами, чтобы сдержать распространение коронавируса, из-за чего упал спрос на нефтегазовое сырье и продукцию.

За 1 квартал 2020 года «Лукойл» получил чистый убыток в 46 млрд рублей — за аналогичный период 2019 года была прибыль, — и это притом, что добыча углеводородов снизилась лишь на 1%. Вот почему так случилось.

Производственные показатели

Добыча углеводородов. Суточная добыча углеводородов в 1 квартале 2020 года составила 2,38 млн баррелей нефтяного эквивалента в сутки — на 1% ниже, чем в 1 квартале 2019 года. Около 77% этого объема пришлось на добычу нефти и жидких углеводородов, а 23% — на добычу природного и нефтяного газа.

В основном падение добычи углеводородов связано с сокращением поставок газа в Китай из-за упавшего спроса после возникновения в стране вспышки коронавируса. При этом суточная добыча нефти осталась практически на прошлогоднем уровне.

Общая добыча нефти на месторождениях за первые три месяца 2020 года составила 36,7 млн баррелей. Больше всего нефти «Лукойл» добывает в Западной Сибири, в 1 квартале 2020 года на этот регион пришлось около 43% всей добычи.

ОПЕК+ и «Лукойл». На объем добычи нефти компании влияет соглашение ОПЕК+, которое действовало с начала 2017 года до конца марта 2020 года. В рамках сделки «Лукойл» ограничил свою добычу в регионах присутствия: в Западной Сибири, Тимано-Печоре и Урале, а также на месторождениях с низкой продуктивностью нефтедобычи и высоким содержанием воды в нефти. Сокращение нефтедобычи на месторождениях компании внутри России в 1 квартале 2020 года практически полностью компенсировал рост добычи в международных проектах, в которых участвует «Лукойл» и на которые не распространялось действие соглашения.

В апреле 2020 года страны ОПЕК+ договорились о сокращении добычи нефти.

С 1 мая 2020 года «Лукойл» в рамках сделки ОПЕК+ сократит добычу нефти в России на 19% по сравнению с 1 кварталом 2019 года — на 310 тысяч баррелей в сутки. Еще сократят добычу в ряде зарубежных проектов.

Источник: анализ руководством «Лукойла» финансового состояния и результатов деятельности, стр. 5 Источник: анализ руководством «Лукойла» финансового состояния и результатов деятельности, стр. 5 Источник: презентация «Лукойла» за 1 кв. 2020 года, стр. 15 Источник: презентация «Лукойла» за 1 кв. 2020 года, стр. 15

Нефтепродукты. В 1 квартале 2020 года производство нефтепродуктов на собственных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) составило 16 млн тонн, что на 1% выше, чем в 1 квартале 2019 года.

Объем производства на НПЗ в России за 1 квартал 2020 года остался на прошлогоднем уровне и составил 10,4 млн тонн. Объемы переработки на зарубежных НПЗ выросли на 8% по сравнению с 1 кварталом 2019 года — до 5,6 млн тонн. Проблема — перебои в поставках сырья через Новороссийский порт в 1 квартале 2019 года из-за неблагоприятных погодных условий.

Основные продукты нефтепереработки на предприятиях компании: дизельное топливо, автомобильный и прямогонный бензин, топочный мазут, масла, газойль и пр. Несмотря на рост производства, продажи нефтепродуктов в 1 квартале 2020 года снизились на 5% — до 27,1 млн тонн — на фоне снижения спроса на продукцию со стороны основных потребителей. Во 2 квартале 2020 года ожидается еще более серьезное падение продаж из-за мер по нераспространению коронавируса, которые власти ввели в большинстве стран мира.

Инвесторам 23.04.20

Финансовые показатели

В 1 квартале 2020 года выручка «Лукойла» сократилась на 10%: с 1,85 до 1,67 трлн рублей. На падение повлияло снижение мировых цен на нефть и нефтепродукты, а также сокращение оптовых и розничных объемов продаж продукции нефтеперерабатывающих заводов в натуральном выражении.

Расходы на приобретение сырья, операционные и транспортные расходы, акцизы и экспортные пошлины и прочие затраты сократились менее чем на 2% по сравнению с 1 кварталом 2019 года — до 1,67 трлн рублей. В результате операционная прибыль компании сократилась на 79% — до 40,1 млрд рублей.

На финансовые результаты компании также оказали существенное влияние два фактора. Резкое снижение курса рубля в марте 2020 года привело к возникновению убытка от курсовых разниц в размере 14,9 млрд рублей — а в 1 квартале 2019 года была прибыль в размере 1,9 млрд рублей. Другой негативный фактор — признание убытков от обесценения активов на общую сумму 44 млрд рублей, в основном в секторе европейской нефтепереработки.

В итоге компания отразила чистый убыток за 1 квартал 2020 года в размере 46 млрд рублей — против чистой прибыли в размере 149,2 млрд рублей за аналогичный период 2019 года.

Инвестиции — это не сложно

Пройдите наш бесплатный курс по инвестициям для новичков. Быстрые и нескучные уроки о том, как вкладывать с умом, когда все вокруг без ума.

Балансовые результаты

За 1 квартал 2020 года активы «Лукойла» выросли на 3% с начала года — до рекордных 6,13 трлн рублей. Оборотные активы выросли на 6% благодаря росту стоимости основных средств производства и инвестиций в совместные и зависимые предприятия в Казахстане и Азербайджане. Размер оборотных активов сократился на 7%, что в основном связано со снижением запасов нефти на 26% — до 0,31 трлн рублей — из-за того, что компания списала часть стоимости запасов своей нефти и нефтепродуктов после падения цен реализации на мировых рынках.

Капитал компании вырос на 10% — до 4,37 трлн рублей — за счет роста резервов более чем в 11 раз, до 0,34 трлн рублей. Обязательства «Лукойла» сократились на 11% — до 1,76 трлн рублей — за счет сокращения краткосрочных кредитов и займов.

Чистая прибыль «Лукойла» в 2020 году упала в 42 раза

10 марта компания опубликовала консолидированную финансовую отчетность по итогам 2020 года, где отразила падение выручки до многолетнего минимума и снижение чистой прибыли в 42 раза год к году.

Слабые финансовые результаты связаны с кризисом в нефтегазовой отрасли, который снизил спрос и цены на углеводороды и вынудил крупнейших нефтяных игроков снизить объемы добычи.

Как победить выгорание

Курс для тех, кто много работает и устает. Цена открыта — назначаете ее сами

Параметры сделки ОПЕК+

Потребление углеводородов в мире сократилось из-за введения ограничительных мер в 1 половине 2020 года на фоне распространения коронавируса. В апреле прошлого года крупнейшие страны — экспортеры нефти договорились о новом сокращении объемов добычи нефти до рекордного уровня.

По соглашению страны ОПЕК+ приняли решение сократить объемы добычи на 9,7 млн баррелей в сутки с 1 мая 2020 года и постепенно повышать по мере восстановления спроса и цен нефтяном на рынке.

Но в декабре 2020 года страны ОПЕК+ пересмотрели изначальные планы и договорились увеличить добычу с января 2021 года не на 1,9, а лишь на 0,5 млн баррелей в сутки. Общий объем ограничений на начало 2021 года составил 7,2 млн баррелей.

В марте состоялась новая встреча, где страны, вопреки рыночным ожиданиям, приняли решение сохранить добычу на прежнем уровне, за исключением двух стран: России разрешили увеличить добычу на 130 тысяч баррелей, а Казахстану — на 20 тысяч.

Параметры апрельской сделки по сокращению объемов добычи нефти странами ОПЕК+ в миллионах баррелей в сутки

С 1 мая до 31 мая 2020 года	На 9,7
С 1 июня до 31 декабря 2020 года	На 7,7
С 1 января 2021 года до 1 мая 2022 года	На 5,8

С 1 мая до 31 мая 2020 года С 1 июня до 31 декабря 2020 года С 1 января 2021 года до 1 мая 2022 года

Операционные показатели

Добыча. Из-за соглашения ОПЕК+ и неблагоприятной рыночной ситуации с 1 мая «Лукойл» снизил объемы добычи нефти в России примерно на 310 тысяч БНЭ в сутки. По мере восстановления рыночного спроса компания повысила объемы добычи к концу 2020 года примерно на 100 тысяч БНЭ в сутки.

БНЭ — баррель нефтяного эквивалента, примерно 158,9873 литра

В результате общий объем добычи углеводородов снизился на 11% год к году — до 2,12 млн БНЭ в сутки. А добыча нефти и жидких углеводородов сократилась на 9% — до 1,65 млн БНЭ в сутки.

Переработка. Вслед за добычей сократились и объемы переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах компании на 15% год к году — до 1,17 млн БНЭ в сутки.

Добыча углеводородов в миллионах БНЭ в сутки

2016	2,28
2017	2,27
2018	2,35
2019	2,38
2020	2,12

Добыча нефти и жидких углеводородов в миллионах БНЭ в сутки

2016	1,88
2017	1,8
2018	1,81
2019	1,82
2020	1,65

Переработка нефти на НПЗ группы в миллионах БНЭ в сутки

2016	1,32
2017	1,35
2018	1,35
2019	1,38
2020	1,17

Финансовые показатели

Выручка «Лукойла» на фоне падения добычи и цен реализации углеводородов сократилась на 28% год к году — до 5639,4 млрд рублей.

Самый большой доход компании принесла продажа нефтепродуктов — 59,1% от всей выручки по итогам 2020 года. На втором месте идет продажа сырой нефти с долей 34,4%.

При этом почти 82% выручки компания получает от экспортных поставок, а на Россию приходится менее 18%.

Операционная прибыль. На фоне падения цен на углеводороды «Лукойл» сократил расходы на приобретение нефти, газа и продуктов их переработки на 30% год к году — до 3000,9 млрд рублей.

Транспортные расходы выросли на 5% — до 292,9 млрд рублей — за счет роста стоимости перевозки и расходов на хранение продукции.

Расходы по налогам, не считая налога на прибыль, сократились на 39% год к году — до 569,1 млрд рублей. Это связано со снижением налоговой ставки на 33,1% из-за падения цен на нефть и объемов ее добычи.

В результате операционная прибыль сократилась почти в 3 раза год к году — до 281,7 млрд рублей.

Финансовые расходы компании остались на уровне 2019 года и составили чуть больше 44 млрд рублей. Но финансовые доходы упали почти в 2 раза — с 25,1 до 13,1 млрд рублей — из-за снижения ставки доходности и уменьшения объема денег на банковских депозитах.

Из-за валютной переоценки по причине девальвации рубля бизнес зафиксировал убыток в размере 26,1 млрд рублей — против прибыли 0,9 млрд рублей год к году.

Дополнительным негативным фактором стало увеличение прочих расходов с 27,7 до 137,2 млрд рублей по причине убытка от обесценения активов на сумму 114,7 млрд рублей на фоне неблагоприятной рыночной ситуации.

В итоге чистая прибыль «Лукойла» рухнула в 42 раза год к году: с 640,2 до 15,2 млрд рублей.

Анализ Лукойла.

Сделал для себя анализ ПАО «НК «ЛУКОЙЛ». Подумал, что возможно кому-то еще будет полезно, поэтому решил опубликовать.

Предупреждение.

Вся приведенная информация носит исключительно информационный характер и не является инвестиционной рекомендацией и/или предложением к совершению сделок с какими-либо финансовыми инструментами.

Общий обзор группы «Лукойл».

Основными видами деятельности ПАО «ЛУКОЙЛ» и его дочерних компаний являются:

разведка,
добыча,
переработка и
реализация углеводородов.

ЛУКОЙЛ является одной из крупнейших публичных вертикально интегрированных нефтегазовых компаний в мире. На 1 января 2021 г. доказанные запасы углеводородов Группы по стандартам Комиссии по ценным бумагам и биржам США составили 15,4 млрд барр. н. э. (нефть – 11,7 млрд барр., газ – 22,2 трлн куб. фут) против 15,8 млрд барр. н. э. ( нефть – 12,0 млрд барр., газ – 22,5 трлн куб. фут) на 1 января 2020 года. Запасы Группы являются преимущественно традиционными. Группа осуществляет разведку и добычу нефти и газа в России и за рубежом. В России основными нефтедобывающими регионами являются:

Западная Сибирь,
Тимано-Печора,
Урал и
Поволжье.

Сегмент разведки и добычи за рубежом включает доли в СРП и других проектах в Казахстане, Азербайджане, Узбекистане, Румынии, Ираке, Египте, Гане, Норвегии, Камеруне, Нигерии, Мексике, Республике Конго и ОАЭ.

Среднесуточная добыча углеводородов в 2020 г. составила 2,1 млн барр. н. э. , при этом на жидкие углеводороды приходится около 78% объёма добычи.

Деятельность по переработке и сбыту включает в себя:

переработку нефти,
производство продукции нефтехимии,
транспортировку продукции и оказание транспортных услуг,
продажу нефти и газа и торговые операции с ними,
розничную и оптовую реализацию нефтепродуктов и продукции газопереработки, а также генерацию, передачу и реализацию тепловой и электроэнергии, и оказание сопутствующих услуг.

Главе компании Вагиту Алекперову принадлежит 24,8%. Причем и Алекперов, и другие менеджеры Лукойла регулярно докупают акции. Это хороший признак, так как менеджмент компании заинтересован в увеличение прибыли и дивидендов компании.

10 февраля 2020 года уставный капитал ПАО «ЛУКОЙЛ» был уменьшен на 22 134 238 обыкновенных акций на основании решения внеочередного Общего собрания акционеров Компании от 03 декабря 2019 года, в результате чего общее количество выпущенных обыкновенных акций Компании сократилось до 692 865 762 штук.

Производственные показатели.

Диаграмма 2

Сокращение добычи нефти в 2020 году связано с соглашением ОПЕК+, которое привело к ограничению объемов добычи нефти Группой на территории России и по некоторым международным проектам.

Диаграмма 3

Снижение переработки нефти связано с оптимизацией загрузки некоторых НПЗ Компании на фоне снижения спроса на нефтепродукты и маржи переработки из-за пандемии COVID-19, а также с проведением плановых ремонтных работ (на Волгоградском и Нижегородском НПЗ, а также на НПЗ в Италии и Болгарии).

Финансовые показатели.
Активы и обязательства

Диаграмма 4

С 2014 года активы компании выросли на 26%.

Диаграмма 5

С 2014 года обязательства выросли на 10%

Диаграмма 6

Диаграмма 7

Долговая нагрузка

Диаграмма 8

Коэффициент левериджа принимает значение меньше 1, т.е. активы компании финансируются в большей степени за счёт собственного капитала.

Диаграмма 9

Диаграмма 10

Диаграмма 11

Чистый долг компании остается одним из самых низких в отрасли.

Диаграмма 12

Выручка и прибыль

Диаграмма 13

Выручка находится на стабильных уровнях.

Диаграмма 14

В 2020 году операционная прибыль сократилась в 2,9 раз по сравнению с 2019 годом.

Диаграмма 15

Диаграмма 16

EBITDA за 2020 г. уменьшился на 44,4% по сравнению rc 2019 г.

Диаграмма 17

Диаграмма 18

Свободный денежный поток Группы в 2020 г. сократился на 59,9% по сравнению с 2019 г. в основном за счёт снижения доходности основной деятельности Группы, а также в результате роста капитальных затрат.

В 2020 год мы видим снижение Прибыли, EBITDA и свободного денежного потока. Последний год был тяжелым для нефтегазового сектора, и Лукойл показал достойный результат, выйдя в прибыль. Что указывает на стабильность компании к непредсказуемым событиям.

Рентабельность капитала

Диаграмма 19

Диаграмма 20

Рентабельность капитала находится на хороших уровнях, не считая 2015-2016 гг., когда были низкие цена на нефть. В 2020 году из-за коронавируса рентабельность упала до 0.

Дивиденды и дивидендная политика

16 октября 2019 г. совет директоров Лукойла утвердил новые принципы дивидендной политики:

общая сумма дивидендов по размещенным акциям Компании за вычетом акций, принадлежащих организациям Группы «ЛУКОЙЛ», составляет не менее 100% от скорректированного свободного денежного потока Компании.
скорректированный свободный денежный поток рассчитывается по данным консолидированной финансовой отчетности ПАО «ЛУКОЙЛ», подготовленной в соответствии с МСФО, и определяется как чистые денежные средства, полученные от операционной деятельности, за вычетом капитальных затрат, уплаченных процентов, погашения обязательств по аренде, а также расходов на приобретение акций ПАО «ЛУКОЙЛ».
дивиденд на одну обыкновенную акцию округляется до цифры, кратной одному российскому рублю.
дивиденды выплачиваются дважды в год , при этом размер промежуточного дивиденда рассчитывается по данным консолидированной финансовой отчетности за 6 месяцев.

Диаграмма 21. Дивиденд и дивидендная доходность

Диаграмма 22. Дивидендная выплата и соотношение дивиденда к прибыли.

В Диаграмме 22 не указано соотношение Дивиденды/прибыль за 2020 год, чтобы не искажать график, т.к. прибыль в прошлом году маленькая и получалось соотношение более 1000%.

Лукойл был дивидендным аристократом российского рынка. Компания ежегодно повышает величину своих дивидендов. По итогам 2019 года Лукойл выплатил 542 рубля на акцию. За 2020 год были выплачены промежуточные дивиденды в размере 46 рублей на акцию. Итоговый дивиденд ожидается в 259 рублей, что на 48% меньше 2019 года. Дивидендная доходность в районе 4%.

Мультипликаторы

Диаграмма 23

Диаграмма 24

Диаграмма 25

Диаграмма 26

Диаграмма 27

Как видно из Диаграмм 23-27 некоторые мультипликаторы, связанные с прибылью, ухудшились за последний год. Это, конечно, связано с падением спроса во время пандемии.

Расчет внутренней стоимости акций

Для расчета «справедливой» стоимости акций будет применен метод дисконтирования дивидендов. Он конечно далек от идеала и имеет недостатки. Тем не менее его можно применить к крупной стабильной компании, которая имеет продолжительную по российским меркам историю выплаты дивидендов.

Последние 3 года (2017-2019 гг.) дивиденды росли в среднем на 47,78%;
Последние 5 лет (2015-2019 гг.) дивиденды росли в среднем на 33,69%.

Подобные значения получились из-за высоких дивидендов за 2019 год. Поэтому сместив «окно» на год назад получаем:

Последние 3 года (2016-2018 гг.) дивиденды росли в среднем на 12,23%;
Последние 5 лет (2014-2018 гг.) дивиденды росли в среднем на 18,33%.

Для определения ставки дисконтирования используем Capital Assets Pricing Model (CAPM), точнее некоторая модификация.

Screenshot 1.

Первое значение в Screenshot 1 – средняя доходность Индекса МосБиржы с 01.01.2010 по 31.12.2020. Второе значение – ключевая ставка ЦБ РФ. Коэффициент Бета для Лукойла на 11.03. к MIX составлял 0,489. Ставку дисконтирования получаем равной 7,25%.

Трехлетний темп роста дивидендов составлял 12%. Его учитываем до 2025 года. После — в два раза меньше, а именно: 6% (Таблица 1).

Таблица 1

Для метода дисконтирования дивидендов необходимо еще рассчитать дивиденды на бесконечной дистанции, а не только на 10 лет вперед. Чтобы не увеличивать приведенную стоимость акций Лукойла, этот расчет не производится.

За 2020 год из-за неблагоприятных внешних обстоятельств показатели компании снизились, не обойдя и дивиденды. Предполагаю, что в 2021 году компания сможет увеличить прибыль, свободный денежный поток, а с ним и выплаты дивидендов как минимум не ниже уровня 2019 года в размере 542 рублей (Таблица 2).

10 марта акции Лукойла закрылись по цене 6 127,5 рублей. Это соответствует примерно 3% темпу роста дивидендов с 2022 по 2024 и 1,5% — с 2025 по 2031 годы (Таблица 3). Конечно, при учете, что Лукойл вернет в 2021 году дивиденды на уровень 2019 года.

Технологии

ЛУКОЙЛ выполняет задачу повышения нефтеотдачи за счет собственных разработок и лучшего мирового опыта. Наличие уникальных технологий — важнейшее конкурентное преимущество на нефтяном рынке: оно позволяет повысить добычу на традиционных месторождениях и вовлекать в разработку новые, более сложные. Структура и характеристики запасов неповторимы, как лица людей, считают в компании ЛУКОЙЛ. Поэтому технологии для каждого проекта индивидуальны.

Свой ключ к каждому месторождению

Как известно, бытие определяет сознание. Если применить этот тезис к разработке месторождений, можно сказать: особенности строения месторождений, свойства их пластов и пластовых флюидов определяют потребности в технологиях.

Очевидно, что подходы к освоению традиционных месторождений, трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) и повышению добычи на истощенных пластах различаются.

Месторождения, которые еще десять лет назад считались нерентабельными и откладывались в долгий ящик, сегодня могут эффективно разрабатываться даже при низком уровне цен на нефть. Это особенно важно с учетом того, что доля ТРИЗ в портфелях российских компаний растет с каждым годом.

ЛУКОЙЛ по итогам прошлого года извлек около 4,2 млн тонн нефти, а в среднесрочной перспективе планирует довести этот показатель до 8 млн тонн в год. Чтобы понимать масштаб, это больше, чем добыча ЛУКОЙЛа на месторождениях Северного Каспия - одной из наиболее перспективных провинций в России.

"Если из хорошего пласта дебиты по скважинам достигают 500 тонн нефти в сутки, то из трудноизвлекаемых, низкопроницаемых — 5-10 тонн, то есть в десятки раз меньше",— поясняет начальник управления повышения нефтеотдачи пластов ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" Николай Веремко. Он приводит пример: для разработки активных запасов можно пробурить скважины на расстоянии 600-800 м друг от друга, а в случае низкопроницаемых пластов расстояние сокращается до 400 м. А на пермокарбоновой залежи Усинского месторождении из-за высокой вязкости нефти скважины приходится бурить через каждые 200 м, что существенно увеличивает затраты.

Чтобы разработка месторождения при таких условиях была рентабельной, нужны специально подобранные технологии. "Различных вариантов на рынке сервисных услуг очень много, и задача "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" в том, чтобы найти именно ту, которая даст наибольший эффект на конкретном участке",— поясняет господин Веремко.

Как правило, технологии нужно адаптировать (например, изменить состав композиций химических реагентов) для условий конкретного пласта и провести лабораторные исследования для выработки оптимальных решений. По результатам опытно-промышленных работ проводится тиражирование и промышленное внедрение новых методик. "Чтобы что-то внедрить на наших месторождениях, мы не сразу допускаем сервисные компании на скважины и объекты нефтедобычи, а тестируем в лабораториях и на полигонах химические составы, материалы, оборудование",— говорит Николай Веремко.

За последние 25 лет развитие технологий шагнуло далеко вперед. Если изначально компании бурили простые вертикальные скважины, то в середине 1990-х стал широко внедряться метод гидроразрыва пласта (ГРП). "В начале 2000-х мы стали бурить горизонтальные скважины, боковые стволы с горизонтальными участками, которые давали возможность существенно повысить дебит скважин",— говорит эксперт. До 2003 года такие варианты были невозможны чисто технически, так что часть месторождений ЛУКОЙЛ не мог ввести в эксплуатацию из-за их убыточности. Проблему решило применение многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). Про эту технологию применительно к американской "сланцевой революции" знает теперь каждая домохозяйка. Но не все знают, что и в России уже давно и успешно освоили технологию нового века.

Первопроходцем ее промышленного применения в 2011 году стал ЛУКОЙЛ. Сейчас она используется во всех регионах деятельности компании, но особенно в Западной Сибири, поскольку там преобладают запасы нефти в низкопроницаемых пластах.

Для дальнейшего успешного проектирования разработки данных пластов ЛУКОЙЛ ведет работы с микросейсмическими исследованиями во время проведения МГРП для уточнения направления и высоты трещины. Так, на одном из месторождений Западной Сибири с низкими продуктивными свойствами пластов применение МГРП позволило нарастить текущую добычу нефти на 64% при увеличении действующего фонда скважин на 28%.

В рамках госпрограммы импортозамещения ЛУКОЙЛ в 2015-2017 годах начал опытные работы по испытанию компоновок российского производства.

Много стволов — много нефти

В последние годы помимо простых вертикальных скважин работают многоствольные и многозабойные

Но технология МГРП не является универсальной. И если раньше почти всегда речь шла о разработке легкой нефти в пластах с высокой проницаемостью, то сейчас ЛУКОЙЛ в основном бурит скважины в низкопроницаемых объектах. Для месторождений со сложными условиями залегания нефти компания применяет многозабойные и многоствольные скважины.

Многоствольная скважина (МСС) имеет один или несколько боковых стволов, которые могут вскрывать различные объекты или разные точки разбуривания в пределах одного пласта. Каждый ствол МСС является самостоятельным, полноценно заменяющим одну скважину и вскрывает одну точку в сетке разработки. Преимущество таких скважин — возможность обеспечить охват залежей разработкой в условиях ограничений по площади размещения кустовых площадок под бурение и увеличить конечный коэффициент извлечения нефти.

Многозабойная скважина (МЗС) состоит из основного ствола и одного или нескольких ответвлений, пробуренных в пределах одного продуктивного пласта. Скважины реализуют концепцию строительства скважин максимального контакта с коллектором и позволяют увеличить выработку запасов углеводородов в залежах, имеющих существенные ограничения по геолого-технологическим условиям разработки.

Практически по всем многоствольным и многозабойным скважинам компания получила трехкратное и более увеличение дебита нефти. В 2013 и 2015 годах были введены в разработку многоствольные скважины с пятью и четырьмя забоями на месторождениях Покачевское и Нивагальское в ООО "ЛУКОЙЛ--Западная Сибирь". И, наконец, в 2015 году на Северном Каспии на морском месторождении им. Ю. Корчагина с ледостойкой стационарной платформы построены две горизонтально разветвленные многоствольные скважины с большим отходом от вертикали и интеллектуальным заканчиванием. Это первые скважины ЛУКОЙЛа на российском шельфе, в конструкции которых применены самые передовые технические решения. Контроль за технологическими параметрами в стволах скважины осуществляется системой датчиков давления и температуры. Потенциальным объектом для дальнейшего применения технологии является месторождение им. В. Филановского на шельфе Каспийского моря, запущенное в эксплуатацию в прошлом году.

В то же время многозабойное бурение получило основное развитие на месторождениях в Западной Сибири, где к настоящему моменту пробурено более 140 многозабойных скважин.

Накопленный опыт и привлечение новейших технологий в бурении и геонавигации позволяют ЛУКОЙЛу успешно строить МЗС с большим количеством боковых отходов (три-пять и более) со средней протяженностью горизонтальных участков 450 м.

Появление в арсенале компании новых технологий заканчивания скважин и специального оборудования позволяет проводить мероприятия по интенсификации притока и регулировать добычу в основном стволе.

Основной объем многозабойных скважин выполняется в зонах водонефтяного контакта, а также в пластах со сложным геологическим строением разреза: наличием сверху продуктивного пласта водоносного горизонта или газовой шапки, что не позволяет провести гидравлический разрыв пласта. На основе опыта, полученного в Западной Сибири, технологии строительства МЗС успешно применяются и в других регионах деятельности ЛУКОЙЛа, например в Пермском крае.

Применение разнообразных технологий позволяет ЛУКОЙЛу не только повысить коэффициент извлечения нефти, но и ускорить разработку месторождения.

"Нам выгодно добывать быстрее. Ведь мы платим за оборудование, обслуживание, несем затраты на ремонт и амортизацию скважин. Так что мечта нефтяников — пробурить одну скважину на месторождении и за счет нее добыть в максимально короткие сроки всю нефть",— отмечает Николай Веремко. По его словам, дебиты скважин не самоцель для ЛУКОЙЛа — важнее экономика разработки и полнота извлечения нефти.

Компания ЛУКОЙЛ разрабатывает собственные технологии и внедряет лучший мировой опыт

Несмотря на то, что предприятия ЛУКОЙЛа занимаются научными исследованиями, компания также концентрируется на поиске поставщиков, обобщении опыта и его адаптации к своим условиям. Собственная разработка технологий, требующая колоссальных затрат, зачастую не оправданна. "Мы определяем проблемы, и если на рынке есть техническое решение, то покупаем и используем его. Привлекаем сервисные компании, оказывающие услуги по реализации нужных технологических решений. Если на рынке нет решений, но вопрос приоритетен для компании, то мы даем задание нашему научно-проектному комплексу, который будет разрабатывать ту или иную технологию",— поясняет Николай Веремко.

Ведь главное задача — максимально эффективно использовать потенциал ресурсной базы.

«Лукойл» планирует начать бурение скважин у Куршской косы

Речь идет об «Индивидуальном проекте на бурение (строительство) эксплуатационной наклонно-направленной скважины N101 на месторождении D33», включая материалы ОВОС и «Групповом проекте на бурение (строительство) эксплуатационных скважин на месторождении D33».

В материалах к обсуждению сказано, что бурить скважины будут с помощью самоподъемной плавучей буровой установки по технологии «нулевого сброса». На месте бурения глубина моря составит порядка 74 метров. Оба проекта относятся к первой категории сложности.

Скважину N101 с наклонно-направленной глубиной 2340-2450 метров будут бурить с октября по декабрь 2022 года.

Еще 12 эксплуатационных скважин нефтяная компания намерена пробурить с декабря 2022 года по декабрь 2025 года. Скважины будут горизонтальными, а их длина по стволу составит от 3151 до 5019 метров. Время бурения каждой — от 80 до 95 суток.

Добытая на месторождении нефть будет перекачиваться по подводному трубопроводу на нефтесборочный пункт «Романово».

Объекты, которые планируется построить на D33, необходимы для добычи нефтегазоводяной смеси и ее транспортировки на берег для дальнейшей подготовки и отправки на нефтяной отгрузочный терминал ООО «ЛУКОЙЛ — Комплексный нефтяной терминал», который расположен на берегу Калининградского залива в районе поселка Ижевское.

Читайте на РБК Pro

Месторождение D-33 располагается в пределах Балтийского лицензионного участка в 57 км от береговой линии Куршской косы. Извлекаемые запасы нефти оцениваются в 21,2 млн тонн по категории C2. В начале ноября 2019 года Главгосэкспертиза РФ выдала положительное заключение на проект первого этапа обустройства морского участка месторождения.

Как писал РБК Калининград, экологи российской общественной организации «Экозащита» заявили, что при утечке нефти с месторождения Куршской косе может быть нанесен непоправимый ущерб.

Читайте также: