Согласно отчету, добыча нефти на данном месторождении, обнаруженном на блоке “Е” в марте 2011 года, ведется из юрских коллекторов непрерывно с момента начала периода пробной эксплуатации (ППЭ) в мае 2013-го. Средняя добыча из четырех скважин месторождения в течение финансового года, завершившегося 31 марта 2014 года, составила примерно 1000 баррелей нефти в день (бнд), а к августу этот показатель упал до 600 бнд после увеличения обводненности. Продукция месторождения Асанкеткен ранее доставлялась автоцистернами на расстояние примерно в 210 километров на терминал в п. Жамансор, но с августа 2013 года поставляется на существующий терминал на нефтепроводе АО “КазТрансОйл”, расположенный примерно в 40 км от месторождения. Это изменение в сочетании с установкой мощностей по утилизации воды, через которую вся добытая вода закачивалась в одну из скважин на месторождении с сентября 2013 года, снизила затраты на добычу и транспортировку примерно на $7 за баррель.
По состоянию на 31 марта 2014 года Ryder Scott подсчитала запасы месторождения по категории 2Р в размере 1,6 млн баррелей нефтяного эквивалента.
В целом, по сообщению Max Petroleum, у компании имеется восемь надсолевых месторождений, два из которых находятся на стадии ППР (Жана Макат и Боркылдакты), одно месторождение в периоде ППЭ (Асанкеткен), а оставшиеся месторождения - на различных стадиях оценки и разработки. По мере продолжения оценки и разработки обнаруженные месторождения переводятся со стадии тестовой добычи на ППЭ, после чего они переводятся на стадию ППР, при которой 80% добытой нефти можно реализовывать на экспортных рынках по значительно более высокой цене за баррель.
По данным компании, в настоящее время она добывает приблизительно 3400 бнд с месторождений, находящихся на стадии непрерывной добычи (Жана Макат, Боркылдакты и Асанкеткен), доход от которых превышает $8 млн в месяц. Среднесуточная добыча нефти в течение года, завершившегося 31 марта 2014-го, составила 1 423 000 баррелей, или 3899 бнд, что на 17% больше по сравнению с предыдущим годом, когда добыча равнялась 1 221 000 баррелей, или 3346 бнд. Средняя добыча за четыре месяца по 31 июля 2014 года составила приблизительно 4250 бнд, включая тестовую добычу с нескольких оценочных скважин месторождений Сагиз Западный и Кызылжар I Восточный. Согласно отчету, в 2015 году ожидается перевод месторождений Кызылжар I Восточный, Байчунас Западный и Сагиз Западный со стадии тестовой добычи на ППЭ, после чего нефть с каждой скважины будет добываться непрерывно. Добыча с месторождений Уйтас и Ескене Северный, находящихся на стадии тестовой добычи, несущественна на сегодняшний день.
Max Petroleum оценивает, что суммарная производительность скважин, пробуренных на месторождении Сагиз Западный, будет свыше 1000 бнд. В настоящее время готовится проект пробной эксплуатации месторождения Сагиз Западный для предоставления в Министерство энергетики РК. Директора компании считают перевод месторождения Сагиз Западный на стадию ППР и начало непрерывной добычи с этого месторождения важным этапом, и совет директоров прилагает все усилия для ускорения получения всех необходимых для этого официальных согласований в максимально сжатые сроки.
В целом, как информирует Max Petroleum, по состоянию на 31 марта 2014 года компанией было пробурено 35 надсолевых скважин, включая 27 оценочных, 6 эксплуатационных и 2 сухие поисковые скважины. Общее количество скважин, пробуренных с 2006 года и по сегодняшний день, составляет 103, включая 26 разведочных (8 из которых были успешными), 50 оценочных (41 - успешная) и 27 эксплуатационных (26 - успешных). В период с 31 марта по 19 августа 2014 года компания пробурила еще три оценочные и одну эксплуатационную скважины.
В настоящее время разработан комплексный план промышленной разработки надсолевых месторождений. Тем не менее до конца года, завершающегося 31 марта 2015-го, бурение дополнительных оценочных и эксплуатационных скважин зависит главным образом от наличия финансирования. Так, дополнительные буровые работы на месторождении Жана Макат зависят от результатов оценочной скважины ЖМА-Е8, тестирования возможного расширения этого месторождения, где при успешных результатах потребуются последующие буровые работы для оценки и разработки. На месторождении Кызылжар I Восточный может также потребоваться дополнительное бурение в зависимости от результатов тестовой добычи. На месторождениях Байчунас Западный и Ескене Северный необходимость последующего оценочного бурения может подтвердить дальнейший анализ испытания гидравлического разрыва. По месторождению Сагиз Западный разработана программа бурения до 20 добывающих и водонагнетательных скважин после перевода его на ППЭ, а на месторождении Асанкеткен запланировано бурение двух скважин после получения согласования по переводу его на ППР.
Max Petroleum подсчитал, что до конца 2016 календарного года ему потребуется приблизительно $20 млн в качестве дополнительных капитальных расходов для разработки месторождения Сагиз Западный, куда будет направлена основная часть капзатрат. Кроме того, на тот же период ему будет необходимо затратить $18 млн на разработку других надсолевых месторождений, включая бурение отдаленной скважины ЖМА-Е8 для тестирования расширения месторождения Жана Макат на юго-восток. В случае успеха ЖМА-Е8 потребуются последующие капзатраты на перевод расширенного участка на этап ППР.
“Max Petroleum предпринял в этом году важные шаги для переключения направления деятельности с разведки на добычу. За изменениями последовала неутешительная динамика запасов с надсолевых месторождений, более медленный рост темпов добычи в сравнении с ожидаемым и ограниченное продвижение возобновления бурения подсолевой глубокой скважины НУР-1. Усиленный акцент на добычу и снижение затрат следует за снижением разведочных работ на надсолевых месторождениях после периода активного оценочного бурения в 2013 году, после которого были получены сниженные оценки запасов группы от компетентного лица, Ryder Scott Company, и обесценение надсолевых разведочных активов на $64,6 млн. Неутешительные новости операционной деятельности в отношении медленного роста темпов добычи в сравнении с ожидаемым явились причиной срочных изменений, но в то же время требовалось улучшение эффективности и принятия последовательных шагов на стадии развития группы и активов. Структурные изменения руководства и операционной деятельности группы, проведенные в начале 2014 года, сейчас завершены и явились началом непрерывного импульса для улучшения эффективности”, - прокомментировал председатель Max Petroleum Джеймс Джеффс.
Компания заявила, что намеревается финансировать комплексную программу надсолевых месторождений из денежных средств, полученных от операционной деятельности. Тем не менее директора отмечают дефицит финансирования в размере приблизительно $5 млн до 31 декабря 2014 года и до $10 млн в 2015 календарном году, если компания продолжит программу постоянных капзатрат по надсолевой программе, упомянутой выше.
Судя по отчету, капитальные затраты Max Petroleum по методу начислений за год составили $59,4 млн (в 2013 году - $48,3 млн), включая расходы на разведку и оценку в сумме $10,7 млн (в 2013 году - $31 млн), расходы на разработку нефтегазовых промысловых активов - $39,9 млн (в 2013 году - $13,8 млн) и основные средства - $8,8 млн (в 2013 году - $3,5 млн), включающие стоимость строительства нового терминала на Макате, нефтепровода с месторождения Жана Макат, системы сбора нефти в южной части Жана Макат для соединения новых скважин, а также установки по оценочной и тестовой добыче по всем надсолевым месторождениям. К слову, завершение строительства и ввод в эксплуатацию нефтепровода на месторождении Жана Макат в июне 2014 года снизило транспортные расходы для всей продукции, транспортируемой через производственный объект на Жана Макат, приблизительно на $4 за баррель. Ожидается, что транспортировка сырой нефти с месторождений Боркылдакты, Сагиз Западный и Кызылжар I Восточный приведет к экономии ежегодных транспортных расходов приблизительно на $4,9 млн.
Если говорить о четырех месяцах этого года, завершившихся 31 июля, компания понесла приблизительно $8 млн капзатрат.
В августе Max Petroleum объявил о привлечении приблизительно $62,5 млн до вычета расходов посредством условной подписки на 2,26 млн новых простых акций (51%) инвестиционной группой AGR Energy, контролируемой семьей Асаубаевых, по цене 1,64 пенса за акцию, с премией в 33,9% к цене закрытия на 1 августа. Привлеченные средства предоставят возможность финансировать программу капиталовложений по разработке надсолевых месторождений и максимально увеличить запасы и добычу.
“Я убежден, что партнерство с ними будет очень конструктивным для акционеров, и что предложенная сделка существенно укрепит балансовый отчет группы. Мой коллега Роберт Холланд, временный управляющий директор Max Petroleum, и я планируем продолжать работать в качестве членов совета директоров, если эта сделка завершится. Завершение этой сделки зависит от некоторых условий, включая утверждение акционерами, получение официального разрешения от правительства Казахстана и приемлемый пересмотр кредитных отношений Max Petroleum со Сбербанком”, - заявил в этой связи Джеймс Джеффс. К слову, в марте 2014 года Max Petroleum начал погашение основной суммы долга в размере $90 млн по кредитному соглашению со Сбербанком. Платежи в счет погашения основной суммы составили по приблизительно $2 млн в марте и в июне 2014 года, вследствие чего к 19 августа остаток суммы долга по кредиту Сбербанка составил приблизительно $86 млн. Последующие платежи запланированы в соответствии с графиком до полного погашения в ноябре 2017 года.
По словам г-на Джеффса, сделка с AGR Energy также позволит Max Petroleum укрепить свою позицию в привлечении финансовых и технических партнеров для завершения работ по бурению подсолевой скважины НУР-1 и продлению периода разведки по лицензии по блокам “А” и “Е” в Западном Казахстане. Компания проинформировала, что в рамках рабочей программы по разведке получила разрешение завершить бурение скважины НУР-1 на перспективном объекте Эмба В и в случае успеха на бурение скважины Куржем на объекте Эмба А. Оценка геологического шанса успеха скважины НУР-1 составляет 29%. Невозможность завершения бурения скважины НУР-1 и достижения проектной глубины 7250 метров летом 2012 года явилась значительной неудачей для компании. В Max Petroleum отмечают, что испытание подсолевого потенциала контрактной территории остается одной из основных задач, и существует высокая степень уверенности, что скважина может быть успешно пробурена до проектной глубины. Сейчас план возобновления бурения скважины НУР-1, разработанный Halliburton, представлен в проектный институт ТОО “КаспийМунайГаз” для утверждения.
В целом, как говорится в отчете, по состоянию на 31 марта 2014 года компания Ryder Scott подсчитала наличие у Max Petroleum 9,5 млн бнэ доказанных и вероятных (2P) запасов, что в чистой приведенной стоимости и после выплаты налогов составляет $184 млн. Max Petroleum утверждает, что у нее “есть несколько потенциально новых задач” по оценке лицензионной площади блоков “А” и “Е”, при этом в настоящее время оцениваются данные по запасам в исторических скважинах, пробуренных в советское время. Как только будет сделано заключение о возможности возобновления добычи с этих скважин и бурения новых скважин, компания собирается обратиться в Министерство энергетики за разрешением на проведение этих оценочных работ.
Компания в отчете за год, завершившийся 31 марта 2014-го, отразила убыток в размере $76,8 млн в сравнении с убытком в $10,1 млн в течение предыдущего года. При этом убыток от основной деятельности составил $65,8 млн (в предыдущем периоде - $1,2 млн). Откорректированная EBITDA увеличилась на 9% с $31,5 млн в течение года, завершившегося 31 марта 2013 года, до $34,5 млн в течение текущего финансового года. Это в первую очередь отражает увеличение добычи и объема продаж в течение года. Согласно отчету, выручка Max Petroleum составила $100,4 млн от продажи приблизительно 1 370 000 баррелей сырой нефти, добытой в течение года (в предыдущем периоде - $93,3 млн от продажи 1 234 000 баррелей сырой нефти). Объем экспортных продаж компании составил 728 000 баррелей сырой нефти, что принесло выручку в размере $75,4 млн (в 2013 году - 620 000 баррелей сырой нефти с выручкой в размере $64,1 млн). Общий объем продаж на внутреннем рынке составил 642 000 баррелей сырой нефти, что принесло выручку в размере $25,1 млн (против 614 000 баррелей сырой нефти с выручкой в сумме $29,2 млн соответственно). Себестоимость реализации увеличилась на 12% - с $70,1 млн до $78,9 млн.
Данный отчет будет представлен на ежегодном общем собрании акционеров Max Petroleum Plc 30 сентября в Лондоне.
