После затишья, вызванного падением цен на нефть в 2014-2016 годах, проекты по добыче нефти на глубоководных морских месторождениях стали снова интересны нефтегазовым компаниям. Похоже, что самые тяжелые времена прошли, и в добычу на шельфе начинают инвестировать, однако не с таким размахом, как это было до начала кризиса в 2014 году.

Одним из ярких примеров нового подхода к работе на глубоководном шельфе является проект Shell на нефтегазовом месторождении Penguins в Северном море. Как сообщали представители Shell в середине января, она пробурит восемь новых скважин на глубине 165 м и подсоединит их к новой плавучей системе для добычи, хранения и отгрузки нефти, что станет второй фазой разработки этого месторождения.

Площадь Пингвинов – первый глубоководный проект, о реализации которого было объявлено в этом году. Его бюджет довольно скромный – всего $1 млрд, который предполагается потратить до 2021 года. «Это еще один пример того, как мы открываем возможности для развития с меньшими затратами», – сказал Энди Браун, глава подразделения по добыче нефти и газа Shell. Месторождение Penguins находится примерно в 150 милях к северо-востоку от Шетландских островов. Оно было открыто в 1974 году, а впервые разработано в 2002-м совместным предприятием Shell (50%, оператор) и ExxonMobil (50%).

Penguins являются во многом знаковым проектом. Во-первых, специально для этой площади Shell построит новую плавучую платформу, чего компания, как отмечалось в ее сообщении, не делала в Северном море уже 30 лет. Во-вторых, проект показывает, что нефтяные компании научились экономить деньги за период низких цен на нефть и не разбрасываются десятками миллиардов долларов. Правда, ожидаемый объем добычи углеводородов на площади довольно скромный и составит около 45 тыс. барр./сутки в нефтяном эквиваленте, однако это может стать новым стандартом.

Нефтяные мейджоры, среди которых Shell, Exxon Mobil, Total и BP, в последние годы радикально изменили подход к разработке морских месторождений. Как и сланцевые компании из США, они повысили эффективность, сократив операционные затраты, чтобы конкурировать с другими поставщиками и получать прибыль даже при ценах на нефть на уровне $50/барр. В своем сообщении представители Shell подчеркнули, что себестоимость добычи ниже $40/барр. Этим и объясняется использование плавучих систем для добычи, хранения и отгрузки нефти – их проще и дешевле строить, пишет Reuters.

Количество реализованных проектов по добыче углеводородов на глубоководном шельфе будет расти, так как компании вышли на новый уровень себестоимости добычи. Сейчас проекты рассчитываются исходя из цен на нефть на уровне около $50/барр., тогда как котировки колеблются вокруг $60/барр., что позволяет руководителям нефтегазовых мейджоров давать старт новым проектам, не опасаясь получить убытки или мучительно долгий период окупаемости.

Как сообщило на прошлой неделе агентство Reuters со ссылкой на данные аналитиков Bernstein, в этом году будет утверждено около 40 новых оффшорных проектов, что существенно больше, чем в предыдущие два года. Так, в 2017 году была одобрена разработка 29, а в 2016-м – 14 офшорных месторождений. В 2016 году, когда цены на нефть колебались на уровне $30/барр., количество запущенных проектов по добыче на море снизилось до минимума с 1990-го.

Согласно информации аналитиков Bernstein, в связи с сокращением инвестиций и требований к себестоимости, средний объем добычи углеводородов на морских месторождениях тоже снизится. Так, на площадях, разработка которых начинается в этом году, средний приток углеводородов составит около 42 тыс. барр./сутки – почти столько же, сколько Shell планирует добывать на площади Penguins. В то же время в прошлом году этот показатель составлял 69 тыс. барр в сутки нефтяного эквивалента.

Как заявлял ранее глава отдела добычи нефти и газа компании BP Бернард Луни, в этом году компания намерена одобрить ряд офшорных проектов – в Сенегале, Мавритании, Омане и Азербайджане. Чтобы сократить расходы, ВР планирует бурить простые скважины и подсоединять их к уже существующей инфраструктуре – платформам и трубопроводам. Такие скважины обычно называются уплотняющими, так как речь идет о сгущении сетки бурения на уже разрабатываемом месторождении. В таких случаях нет необходимости вкладывать деньги в инфраструктуру, что существенно сокращает себестоимость добычи.

Кроме того, снизить стоимость нефтегазовых проектов в последние три года помогло резкое снижение цен на аренду буровых установок и услуг сервисных компаний. В некоторых случаях бюджеты сократились на 80%, пишет Reuters.

Общая картина

В целом добывающая отрасль начала демонстрировать симптомы оздоровления еще в 2017 году. Например, как сообщала в январе консалтинговая компания Rystad Energy, в последнем квартале прошлого года оживился процесс принятия финансовых решений по отложенным ранее проектам по добыче углеводородов, что улучшило общую картину по итогам года. В частности, было утверждено финансирование двух проектов в Бразилии с применением плавучих установок для добычи, хранения и отгрузки нефти, а также офшорные проекты в Анголе и Китае. Суммарно 18 отложенных ранее проектов по добыче на суше и на море получили в прошлом году финансирование. Для сравнения: в 2015 году были приняты инвестиционные решения только по двум отложенным проектам, а в 2016-м – по пяти.

Положительные сдвиги в добывающей отрасли подтверждает и растущее количество пробуренных скважин. По информации Rystad Energy, в 2017 году нефтегазовые компании мира в целом пробурили 60 тыс. скважин, что на 14% больше, чем в 2016-м. Наиболее активным регионом является Северная Америка, в частности США, где вновь растут объемы добычи нефти и газа из твердых пород или из сланцев. Это немного компенсирует снижение активности бурения в Азии. Количество новых завершенных скважин в Северной Америке в прошлом году возросло на 40% по сравнению с 2016 годом, и в Rystad Energy ожидают, что до 2020-го оно будет увеличиваться в среднем на 11% ежегодно. Среди регионов, где наблюдается активность добывающих компаний, можно выделить Россию. Всего в Северной Америке, Азии и Австралии, а также в РФ было пробурено суммарно 52 тыс. скважин, что составляет 88% от общемирового количества.

Крупные проекты

Впрочем, аналитики ожидают, что в этом году наряду со скромными офшорными проектами будут запущены и более дорогостоящие. Некоторые месторождения настолько велики, что требуют значительных капиталовложений, однако будут прибыльными и при низких ценах на нефть. Среди крупнейших проектов, которые, как ожидается, будут утверждены в этом году, – Libra II в Бразилии компании Petrobras, сообщает Reuters со ссылкой на аналитиков Jefferies. Затраты на разработку площади в Бразилии составят порядка $10 млрд. Кроме того, Shell может одобрить проект Bonga Southwest в Нигерии с бюджетом на уровне $12,2 млрд, а Exxon готовится запустить LNG-проект Mamba в Мозамбике с бюджетом порядка $30 млрд.

Офшорные проекты очень важны для нефтегазовой отрасли, так как они приносят порядка 25% объема всей добываемой в мире нефти. Чтобы удовлетворять растущий спрос на углеводороды в ближайшие годы, этот сектор также должен развиваться. Однако некоторые глубоководные проекты страдают от задержек и растущих производственных затрат. Одним из самых ярких примеров раздутого бюджета является гигантское казахстанское месторождение «Кашаган», которое в шутку называют cash all gone, где затраты увеличились с изначально запланированных $10 млрд до $60 млрд.

Тем не менее нефтегазовым компаниям необходимо делать новые инвестиции, ведь естественное падение объемов добычи на разрабатываемых сейчас месторождениях может составлять порядка 10% в год. Эксперты считают, что без разработки новых морских глубоководных месторождений будет невозможно удовлетворить растущий спрос на нефть.

Exxon, крупнейшая в мире торгуемая нефтяная компания, в прошлом году дала добро на разработку месторождения Лиза в Гайане. Ожидается, что проект будет генерировать доходы свыше $10/барр. даже при ценах на нефть на уровне $40/барр., отмечалось в сообщении компании. В последние месяцы нефтяные мейджоры сделали ряд крупных открытий: Exxon – в Гайане, BP – в Северном море, Shell – в Мексиканском заливе, Eni и Total – на шельфе Кипра. Будут ли они разрабатываться, зависит от цен на платформы, бурение и прочих факторов, влияющих на капитальные расходы.