ЕНЕРГЕТИЧНА НЕЗАЛЕЖНІСТЬ · 15,5 5,5 32 ФАКТ 2018. ... кап.витрати (млрд грн, без ПДВ) 18,7 4,4 23,1 1,9 1,2 4,8 3,1 3,3 1,7 1,2

ЕНЕРГЕТИЧНА НЕЗАЛЕЖНІСТЬ

!1

ЕНЕРГЕТИЧНА НЕЗАЛЕЖНІСТЬ: СТРАТЕГІЯ УРЯДУ

ВИДОБУТОК

5,5 7

14,6 20

СПОЖИВАННЯ

32 27 млрд. куб. м

млрд. куб. м

млрд. куб. м

2016 - 2020!2

20 27 млрд. куб. м

“СТРАТЕГІЯ 20/20”

15,5 5,5 32

ФАКТ 2018


До 2004

!3

ДІЛЯНКА РОЗВІДКА БУРІННЯ ВИДОБУВАЄМО ІТЕНСИФІКАЦІЯ

2005 - 2015

2016

2017-2018

ЦИКЛ ВИДОБУТКУ

2019

87% Рівень виснаженості

75%+ родовищ

ЗУПИНКА


0

4

8

12

16

2015 2016 2017 2018

Видобуток

, млрд м

3

ПАДІННЯ БАЗОВОГО ВИДОБУТКУ ЗНАЧНОЮ МІРОЮ НЕЙТРАЛІЗУВАЛО ЕФЕКТ ВІД ОПЕРАЦІЙ ТА БУРІННЯ

14,513,7

12,5

11,0

14,6

15,3 15,5

+4,5 млрд м3приросту від операцій та буріння

-3,5 млрд м3природне падіння у порівнянні з 2015 роком

Розробка нових родовищБуріння на існуючих родовищахГРП та інша інтенсифікація

Оптимізація тискуКРС та інші свердловинні роботиБазовий видобуток

!4

КІЛЬКІСТЬ ОТРИМАНИХ СПЕЦ.ДОЗВОЛІВ ЗАНАДТО МАЛА ДЛЯ КОМПЕНСАЦІЇ РОКІВ «ГРІНФІЛДОВОГО ГОЛОДУ»


Придбані на аукціонахНові ліцензії Відібрані Очікувані, але не надані

Кількість отриманих спец.дозволів, #

29

1

41

4

0 0 0 0 09 1

3 94

13

4 21

2-711-16 11-16

2-7

13-3

!5

ЩО БУЛО ЗРОБЛЕНО

!6

0

12.5

25

37.5

50

З ~40 МЛРД ГРН КАП.ВИТРАТ У 2016-2018 60% ВИТРАЧЕНО НА БУРІННЯ ТА 30% НА МОДЕРНІЗАЦІЮ ТА РОЗВИТОК КОМПЕТЕНЦІЙ


Спец. техніка

ЛіцензіїГРП КС та інші свердло- винні роботи

Буріння Сейсміка та компетенції

Оновлення флоту та сервісних потужностей

Інфра- структура

Всього кап.витрати

(млрд грн, без ПДВ)

18,7

4,4

23,1 1,9 1,2

4,83,1

3,31,7 1,2 40,3

~12 млрд витрачено на модернізацію, розвиток компетенцій та підтримку цілісності інфраструктури

Буріння силами "Укрбургаз"Буріння силами зовнішнього підрядника

!7

ЩО БУЛО ЗРОБЛЕНОРІЧНІ ОБСЯГИ БУРІННЯ ЗБІЛЬШИЛИСЯ НА 80% У ПОРІВНЯННІ З 2015 РОКОМ

(тис метрів проходки)

Залучений флотВласний флот

+15% +25%+27%

173 198247

313

!8

ЩО БУЛО ЗРОБЛЕНООЧІКУЄМО, ЩО РЕЗУЛЬТАТ БУРІННЯ ЗАБЕЗПЕЧИТЬ УГВ

ПОНАД 2 МЛРД КУБ МЕТРІВ ВИДОБУТОГО ГАЗУ В 2019 РОЦІ(Обсяг видобутку від буріння свердловин на існуючих та нових родовищах, млрд куб метрів)

оціночно

0,31,0

1,5

2,2 5,0

!9

До Після

ЩО БУЛО ЗРОБЛЕНОУГВ ПРОІНВЕСТУВАЛА В СТВОРЕННЯ СУЧАСНОГО ПАРКУ БУРОВИХ

ВЕРСТАТІВ – 20 ОДИНИЦЬ

Старі бурові верстати УГВ Нові бурові верстати УГВ!10

ЩО БУЛО ЗРОБЛЕНОУГВ ПРОДОВЖУЄ ЗАЛУЧАТИ ЗОВНІШНІХ БУРОВИХ ПІДРЯДНИКІВ НА ЧАС ПОСТАВКИ ВЛАСНИХ БУРОВИХ ВЕРСТАТІВ

13 бурових верстатів

40 свердловин

міжнародних бурових компаній залучено до буріння

очікується до середини 2020

!11


10 нових родовищ відкрито в 2016- ІІ кв. 2019:

Приштокове Кленове Рябухівське Тернівське Нурівське Бугаївське Герцеванівське Оливинівське Скіданівське Ганнівське

!12

ЩО БУЛО ЗРОБЛЕНОДЛЯ ІНТЕНСИФІКАЦІЇ ПРОЦЕСУ ВИДОБУТКУ УГВ ВИКОРИСТОВУЄ

СУЧАСНІ ТИПИ ОПЕРАЦІЙ: ГРП

0 операцій у 2015 році

370+ Операцій з гідророзриву пласта виконано з 2016 року

!13

ЩО БУЛО ЗРОБЛЕНОДЛЯ ІНТЕНСИФІКАЦІЇ ПРОЦЕСУ ВИДОБУТКУ УГВ ВИКОРИСТОВУЄ СУЧАСНІ ТИПИ ОПЕРАЦІЙ: КОЙЛТЮБІНГ

1 800 Операцій з койлтюбінгом+0 операцій у 2015 році

!14


ДЛЯ ІНТЕНСИФІКАЦІЇ ПРОЦЕСУ ВИДОБУТКУ УГВ АКТИВНО ВИКОРИСТОВУЄ ОПЕРАЦІЇ КРС

470+65 операцій у 2015 році

Операцій КРС

!15

ЩО БУЛО ЗРОБЛЕНОА ТАКОЖ ЗАЛУЧАЄ ЕКСПЕРТИЗУ ТА ПОСЛУГИ ПЕРЕДОВИХ СЕРВІСНИХ КОМПАНІЙ

4 світових лідери з послуг на свердловинахзалучені до співпраці в рамках MSA та інших контрактів

15+ Різновидів сервісів!16

ЩО БУЛО ЗРОБЛЕНОДЛЯ ОПТИМІЗАЦІЇ РОБОЧИХ ТИСКІВ ТА ПІДТРИМКИ БАЗОВОГО ВИДОБУТКУ МОДЕРНІЗУЄМО ІНФРАСТРУКТУРИ

11 Реконструкцій

8 Побудованих газопроводів

дотискуючих компресорних станцій

протягом 2018 - ІІ кв.2019

!17

ЩО БУЛО ЗРОБЛЕНОДЛЯ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ ЯКОСТІ ГАЗУ ТА ЗАОЩАДЖЕННЯ ДОДАТКОВИХ ПЛАТ ВСТАНОВЛЮЄМО ОСУШКИ

установки осушки газу+на об'єктах наземної інфраструктури протягом 2018 - ІІ кв.2019

54!18


ДЛЯ ВИЯВЛЕННЯ ПЕРСПЕКТИВНИХ ЗОН НА ДІЮЧИХ ТА НОВИХ РОДОВИЩАХ УГВ

13 40 на буріння

470+

3 700+3D сейсміки виконано протягом 2016 - ІІ кв.2019

км2

!19


ДЛЯ ЕФЕКТИВНОГО УПРАВЛІННЯ РЕЗЕРВУАРАМИ УГВ

родовищ розроблено протягом 2018 - ІІ кв.2019

153D-моделей

!20

ВИРОБНИЧО-ТЕХНОЛОГІЧНІ ВИТРАТИ ГАЗУ УГВ МАЙЖЕ ПОДВОЇЛИСЬ В 2018 РОЦІ – В ПЕРШУ ЧЕРГУ, ЗА РАХУНОК ТЕХНОЛОГІЧНИХ ВТРАТ


28 67145

575

1 1

6

101

2036

120

206

345359

382

418

7372

74

78

467 536728

1 378

+56%+89%

-1%

+4%

+81%

-2%

+138%

+2%

+6%

+235% +486%

+118%

+6%

+9%

+71%

+1519%

+296%

паливний газ ДКС

котли, підігрівачі, технологічні печі

геологічні дослідження свердловин

продувка свердловин після ремонту

Технологічні втрати

Технологічні втрати газу з 2015 р. зросли на 0,9 млрд. м3, млн куб. м

!21

НОВА РЕАЛЬНІСТЬ

!22

ПРОТЯГОМ ОСТАННІХ МІСЯЦІВ ЦІНОВА СИТУАЦІЯ НА РИНКУ ПРИРОДНОГО ГАЗУ СУТТЄВО ЗМІНИЛАСЯ


Кордонна ціна та плата за вхід / українська ціна VTP, дол.США/ тис.м3 без ПДВ07/1601/15 10/1504/15

10007/1707/15 04/1801/16 10/1704/16 10/16 04/17

320

340

300

01/18 10/18

360

07/18

280

01/19

220

04/1901/17 07/19

380

240

120

140

160

180

200

260 -53%-40%

(Ціна на природний газ на ВТП Україна, дол США/тис м3) ✓

З початку 2019 року ціна знизилася на 40%

!23

ОДНИМ З ФУНДАМЕНТАЛЬНИХ ФАКТОРІВ ПАДІННЯ Є ПЕРЕОРІЄНТАЦІЯ ПОТОКІВ LNG З АЗІЇ НА ЄВРОПУ


Оціночний обсяг імпорту LNG в Європу, тис т / міс

7,58,3

4,6Півд.Корея

Лют-18

3,8

Японія

Січ-19

12,911,4

-1,5

579

258

1,293

544

Січ-19

Британія

Іспанія

0.1

Лют-18

Італія

0,9

2.8

+1,9

Динаміка імпорту LNG в Азії та Європі, млн т

!24

0,30,5

0,6

1,3

0,9

ЄВРОПААЗІЯ


~35 МЛРД. ГРН ЧИСТОГО ГРОШОВОГО ПОТОКУ ВІД ТРАНЗИТУ - ПОЗА МЕЖАМИ ГРУПИ “НАФТОГАЗ” З 2020р.

1.

2.

БІЛЬШЕ ГРОШЕЙ ДЛЯ ДЕРЖАВИ

!25

НОВА СТРАТЕГІЯ:

ЦІНА ЗНИЗИЛАСЯ УДВІЧІ

В НОВІЙ РИНКОВІЙ ПАРАДИГМІ НАФТОГАЗ ПРИЙМАЄ НОВУ СТРАТЕГІЮ УПРАВЛІННЯ РОЗВІДКОЮ ТА ВИДОБУТКОМ ВУГЛЕВОДНІВ

НОВА СТРАТЕГІЯ

Фокус на базовому рівні видобутку, інфраструктурі та роботі зі свердловинами

Обмеження буріння вибором лише найкращих кандидатів

Впровадження діджиталізації

Нарощування видобутку рідків вуглеводнів

Партнерство з лідерами галузі та інвестиції у нові можливості нарощування ресурсної бази

Пріоритет: товарний обсяг вуглеводнів та максимізація

прибутковості (ROIC)

1

2

3

4

5!26

ТОП-250 СВЕРДЛОВИН ЗАБЕЗПЕЧУЮТЬ МАЙЖЕ 50% ВИДОБУТКУ І ПОТРЕБУЮТЬ СПЕЦІАЛЬНОЇ УПРАВЛІНСЬКОЇ УВАГИ

НОВА СТРАТЕГІЯ: 1. НАЯВНІ СВЕРДЛОВИНИ

Toп 31-50 Toп 51-100 РазомToп 101-250 Toп 250 Toп

251-500Решта

~1,5 тис.

3.257

1.074

15.498

Toп 501-1000

1 2

1.628

Toп 11-3053

3.045

Toп 6-104 Toп 10

1.085

1.539

7.5173.096

Топ 10 свердловин = 7% видобутку



Видобуток за свердловинами у 2018 р., млн куб. м 11% видобутку

21% видобутку

20% видобутку

Разом ~2,5 тис. свердловин

774

417118126131131162

!27

ОПЕРАЦІЇ ГРП, КАПІТАЛЬНІ РЕМОНТИ ТА КОЙЛТЮБІНГОВІ ОПЕРАЦІЇ МАЮТЬ ВИСОКУ РЕНТАБЕЛЬНІСТЬ ТА ЕФЕКТ НА ВИДОБУТОК

НОВА СТРАТЕГІЯ: 1. НАЯВНІ СВЕРДЛОВИНИ

IRR >100%

Ефект на зростання видобутку газу у 2017-2019рр., млн. м3

IRR >300%

Койлтюбінг

1.150

КРСГРП

1.741 IRR >1000%

Окупність даних операцій протягом кількох місяців

або навіть тижнів

!28

НОВА МЕТОДОЛОГІЯ ВИБОРУ СВЕРДЛОВИН-КАНДИДАТІВ ВРАХОВУЄ ТЕХНІЧНІ РИЗИКИ

НОВА СТРАТЕГІЯ: 2. НОВІ СВЕРДЛОВИНИ

Рівень тиску

Проблеми з водою

Складність горизонтів

Якість інформації

Колектор

Глибина

Відхилення

Вплив на показники

виробництва

Вплив на витрати

▪ Аномально низький (здебільшого) або аномально високий рівень тиску ▪ Низький рівень тиску спричинює осипання та прихват обладнання

▪ Присутність води/високий рівень води на ділянках ▪ Підвищений ризик «буріння в воді» (отримання води із свердловини) та втрата видобутку у разі цементування/опресування

▪ Фрагментація/нерівномірність пластів ▪ Підвищений ризик втрати цільового пласта

▪ Ризик, пов'язаний з видобуванням газу зі щільних газових колекторів

▪ Ризик, пов'язаний з недостатністю інформації для геологічного прогнозу, що також збільшує технічні ризики (відсутність 3D- сейсміки, 3D-моделей тощо)

▪ Вплив на тривалість та загальні ризики появи технічних проблем при будівництві свердловини

▪ Додаткові ризики зростання вартості свердловини обумовлені ризиками, пов'язаними з горизонтально-направленим бурінням

!29

БУВ РОЗРОБЛЕНИЙ АЛГОРИТМ, ОСНОВАНИЙ НА ОЦІНЦІ РИЗИКУ, ДЛЯ ВИБОРУ СВЕРДЛОВИН-КАНДИДАТІВ ТА ПІДБОРУ ВЕРСТАТІВ

НОВА СТРАТЕГІЯ: 2. НОВІ СВЕРДЛОВИНИ

Для свердловин глибиною <2,5 км використовується інший алгоритм: пріоритет надається новим мобільним верстатам за умови позитивної економіки.

Cвердловина кандидат

УБГ новий

Глибше ніж 4,000 м чи важче?

Надзвичайно складна чи з високим рівнем дебіту?

Так

Глибина> 5,000 Дебіт> 100 тис куб. м/день

Ні

Економічно доцільно? Так

Так

Ні

Ні

Економічно доцільно?

Так

Ні

Так

Ні

Високий дебіт?



УБГ новий

УБГ новий

УБГ новий

УБГ новий

УБГ новий

УБГ новий

УБГ новий

УБГ новий

УБГ новий

Так

Ні



Так

Так

Ні

Ні

Так

Ні

Верстат підрядника

Новий верстат+ сервіс

Модернізований верстат

Новий верстат+ сервіс

Новий верстат

Старий верстат

Дебіт> 50 тис куб. м/ день

Глибина< 4,000 Показник на низькому рівні тиску= 3

✓

✓

✓

✓

✓

✓

✗

✗

✗

✗

Аутсорсинг

УБГ Новий верстат

УБГ оновлений верстат

УБГ Старий верстат



!30

УГВ АКТИВНО ІНВЕСТУВАЛА У ДІДЖИТАЛІЗАЦІЮ ТА ЗБІР ДАНИХ У 2018-2019 РР. ТА ПЛАНУЄ ПРОДОВЖУВАТИ ЦЕ І НАДАЛІ

НОВА СТРАТЕГІЯ: 3. ДІДЖИТАЛІЗАЦІЯ

Кількість 3D-моделей родовищ, одиниць

7 18

21

21

67

5434

14965464 5241908

17352200 2700

Виконання 3D сейсміки, кв. км

Кінець 2015

2016 2017 2018 2019 2020 2021 Кінець 2021

!31

ЦІЛЬ УГВ ПОДОЛАТИ СТАГНАЦІЮ ВИДОБУТКУ РІДКИХ ВУГЛЕВОДНІВ ТА СКОРИСТАТИСЯ ПРИВАБЛИВОЮ РІЗНИЦЕЮ В ЦІНІ

НОВА СТРАТЕГІЯ: 4. РІДКІ ВУГЛЕВОДНІ

201720162014 201820132012 2015

-15%-8% -17%-2% -14% -22% -10%

2015 20172012 2013 2014 2016 2018

-6% -17%-4% -3%

+2%-4%

Виробництво конденсату стагнувало протягом 2015-2018

...а видобуток нафти стрімко знижувався…

(тис т)

(тис т)

…хоча різниця в цінах наразі на користь рідких(дол. США/ барель нафтового еквіваленту)

Природний газ Нафта

+44(170%)

!32

ТРИ ОСНОВНИХ НАПРЯМИ СПІВРОБІТНИЦТВА В СФЕРІ ВИДОБУТКУ ДЛЯ ГРУПИ НАФТОГАЗ

НОВА СТРАТЕГІЯ: 5. ПАРТНЕРСТВА

Розробка виснажених родовищ

Нетрадиційні джерела

Розробка нових ділянок

Цілі Нафтогазу Варіанти партнерств

▪Максимізація вартості виснажених родовищ ▪ Оптимізація витрат і підвищення прибутковості ▪ Створити критерії оцінки ефективності витрат та розробки існуючих родовищ

▪ Вимоги до партнера: перевірений досвід, високий рівень операційної ефективності, готовність інвестувати ▪ Тип угоди: угоди зі збільшення видобутку (PEC)

▪ Комерціалізація Нафтогазом та Україною ресурсів газу щільних порід ▪ Підвищення ефективності ▪ Розбудова технологічного потенціалу

▪Вимоги до партнера: перевірений досвід, технологічна досконалість, готовність і здатність працювати в Україні, готовність брати значні технічні та геологічні ризики ▪ Тип угоди: контракт з ризиком (RSC)

▪ Розподіл ризиків та інвестування у розвиток ресурсної бази ▪ Забезпечення стійкого зростання виробництва за рахунок розвитку нових родовищ ▪ Оптимізація капіталовкладень ▪ Розбудова технічних можливостей розвідки

▪ Вимоги до партнера: перевірений досвід, високий рівень доступності капіталу, готовність до роботи в Україні, готовність розділити геологічні ризики та інвестувати ▪ Тип угоди: Угоди про розподіл продукції (СРП)

1

2

3

!33

НОВІ МОЖЛИВОСТІ РОЗВІДКИ: ДІЛЯНКИ, ОТРИМАНІ В РАМКАХ КОНКУРСУ НА УРП


• Загальна площа ділянок: 2 917 км2 • Регіони: Полтавська, Харківська, Львівська, Івано-Франківська обл. • Загальна сума гарантованих інвестицій: 3.6 млрд грн • Мінімальна кількість нових свердловин: 10 шт. • Початок видобутку: через 2-3 роки після підписання договору УРП • Потенційний видобуток: до 2 млрд куб. м / рік

!34

УГОДА ПРО ЗБІЛЬШЕННЯ ВИДОБУТКУ (PEC): КОРОТКИЙ ОГЛЯД МОЖЛИВОСТІ ПАРТНЕРІВ НА ДІЮЧИХ РОДОВИЩ


Розташування родовищ

Львів

Родовище 13

Родовище 11

Родовище 12

Родовище 2

Родовище 3

Родовище 6

Родовище 5

Родовище 1

Родовище 4

Родовище 9

Родовище 8

Родовище 7

25 км

Словаччина (120 км)

Інші родовища УГВ Родовища інших компанійПакет 1 Пакет 2

Родовище 10

Основні параметри родовищ Пакет 1 Пакет 2 Разом

# родовищ 10 3 13

Резерви, млрд куб. м 6.9 7.9 14.8

Видобуток, млн куб. м 176 114 290

# свердловин (вкл. ліквідовані) 213 101 314

# неліквідованих свердловин 94 56 150

Площа, кв. км 275 111 386

Середня глибина, м 794 1 167 880

% виснаження 33% 51% 42%

!35

РОЗКРИТТЯ НЕТРАДИЦІЙНИХ ПОКЛАДІВ: РОЗРОБКА СВЯТОГІРСЬКОГО РОДОВИЩА


Луганська обл

Святогірське

Полтавська обл.

Харківська обл.

Площа: 126 км2

40 km

Інші родовища УГВ

Родовище для співпраці

Родовища інших компаній

Видобувні запаси: 50 bcm

Святогірське газове родовище, UA

Характеристики родовища Святогірське

Перепад тиску, bar / 10 м 1.6 – 1.7

Ефективна товщина пласта, m >60 м

Пористість (Phi), % 4 – 7%

діапазон проникності (Кв), mD 0.1 – 0.001

Крихкість, % >60%Запаси, bcm > 50 bcmГлибина, km 4 – 5 kmЖиттєвий цикл Оціночна

!36

Відкриті до ваших запитань та пропозицій

[email protected]!37

Documents

ЕНЕРГЕТИЧНА НЕЗАЛЕЖНІСТЬ · 15,5 5,5 32 ФАКТ 2018. ... кап.витрати (млрд грн, без ПДВ) 18,7 4,4 23,1 1,9 1,2 4,8 3,1 3,3 1,7 1,2