Архив меток: месторождение Ванкорское

Alenka Capital: Роснефть


Читать далее

Реклама

ООО «Буровая компания «Евразия». 2. Деятельность

ООО «Буровая компания «Евразия» обладает мощной производственной базой, позволяющей предприятию с успехом решать задачи по строительству и ремонту нефтяных и газовых скважин.

Строительство скважин – дорогостоящий и трудоемкий процесс. От того, насколько качественно пробурена скважина, зависит срок ее дальнейшей эксплуатации. Строительство скважин — коллективный труд. Рядом с буровыми бригадами трудятся тампонажники, вышкомонтажники, освоенцы, транспортники.

Сегодня БКЕ представляет собой сложившуюся структуру, осуществляющую для Заказчика весь комплекс технологических работ до сдачи скважин.
http://www.bke.ru/activities.html

Услуги
Строительство поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин
Бурение горизонтальных и пологих скважин
Бурение нефтяных скважин на равновесии и депрессии
Освоение и испытание эксплуатационных и разведочных скважин
Капитальный и текущий ремонт скважин
Бурение вторых стволов из ранее пробуренных и обсаженных скважин
Внедрение новых технологий и инженерное сопровождение бурения скважин.
http://www.bke.ru/services.html

Технологии
С целью осуществления высококачественных работ для своих Заказчиков ООО «Буровая компания «Евразия» использует современные технологии бурения и восстановления скважин.

Использование современных технологий в строительстве скважин:
— Применение технологий проводки наклонно-направленных и горизонтальных скважин с использованием современного телеметрического оборудования, породоразрушающего инструмента, современных забойных гидравлических двигателей и систем верхнего привода.
— Использование керноотборных снарядов с максимальным процентом выноса керна, способных обеспечить сохранность информации о продуктивном коллекторе.
— Использование четырехступенчатых систем очисток в сочетании с разработанными рецептурами буровых растворов исходя из горно-геологических условий, коллекторских свойств продуктивных пластов.
— Использование технологий безамбарного способа бурения с современными системами регенерации бурового раствора.
— Использование комплекса мероприятий по повышению качества крепления скважин – от разработки комплексных рецептур тампонажных растворов на лабораторном оборудовании по стандартам API до проведения цементирования.
— Реконструкция скважин методом бурения боковых стволов в том числе многоствольных.
— Применение различных способов цементирования скважин, в зависимости от горногеологических условий, обеспечивающих качество крепления: прямым, обратным управляемым способами и методом круговой циркуляции.
— Строительство наклонно-направленных и горизонтальных скважин со вскрытием продуктивного пласта при отрицательном перепаде давления в системе скважина-пласт, с использованием закрытой системы циркуляции и нефте-газовой смеси.
— Использование технологий бурения скважин в интервалах катастрофических поглощений без цементирования зоны осложнения.
— Строительство многоствольных, и разветвленно-горизонтальных скважин.
http://www.bke.ru/technologies.html

Регионы деятельности http://www.bke.ru/geography.html

Западно-Сибирский филиал http://www.bke.ru/western_siberia_branch.html
Западно-Сибирский филиал — крупнейший филиал БКЕ, ведет работы по строительству скважин на месторождениях Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов, а также на территории Восточной Сибири (Красноярский край).

Среди Заказчиков Компании в данном регионе деятельности – ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ОАО «Газпром нефть», ОАО «НК «Роснефть», ОАО «РИТЭК».

В последние годы в филиале идет внедрение технологий проводки наклонно-направленных и горизонтальных скважин с использованием забойных телесистем, применение импортных долот в сочетании с современными винтовыми забойными двигателями, четырехступенчатых систем очистки раствора в сочетании с блоками ФСУ (Фильтрационно-Седиментационная Установка).

На 01 января 2011 г. в состав Западно-Сибирского филиала входят 67 буровых бригад и 21 вышкомонтажная бригада.

Офис Западно-Сибирского филиала находится в г. Когалыме, экспедиции филиала базируются в Когалымском, Покачевском и Урайском регионах.

Пермский филиал http://www.bke.ru/perm_branch.html
Пермский филиал ведет строительство и ремонт скважин на месторождениях Прикамья, на многих из которых добыча традиционными способами невозможна.
Поэтому, кроме обычных методов бурения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, буровики Пермского филиала успешно применяют:
— первичное вскрытие продуктивных пластов на депрессии с промывкой нефтью, аэрированной азотом
— цементирование обсадных колонн методами обратной заливки и прямой круговой циркуляции цементного раствора
— строительство скважин и высококачественное крепление обсадных колонн в продуктивной толще калийных солей Верхнекамского месторождения
— строительство горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин
— строительство скважин по безамбарной технологии.

Капитальным и текущим ремонтом скважин занимаются Полазненская и Осинская экспедиции филиала.

При строительстве и ремонте скважин специалисты Пермского филиала применяют следующие виды технологических работ:
— бурение боковых стволов
— геонавигационное сопровождение бурения наклонно-направленных, горизонтальных, пологих скважин и боковых стволов
— отбор керна
— разработка рецептур, поставка химреагентов, контроль и регулирование параметров буровых растворов
— обслуживание блоков флокуляции и систем очистки буровых растворов.

Количество бригад основного производства Пермского филиала на 31 декабря 2008 г. составляло: 17 буровых бригад, 2 бригады освоения, 8 вышкомонтажных бригад, 12 бригад бурения боковых стволов, 27 бригад капитального ремонта.

Основные заказчики – ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь», ОАО «РИТЭК», ООО «Урал-Ойл». Головной офис Пермского филиала расположен в поселке Полазна в 45 км севернее Перми. Экспедиции находятся в пос. Полазна, г. Березники и г. Оса.

Усинский филиал http://www.bke.ru/usinsk_branch.html
Усинский филиал БКЕ ведет работы по бурению разведочных и эксплуатационных скважин в Республике Коми на Усинском, Возейском, Харьягинском и Торавейском месторождениях. Два последних расположены за Северным полярным кругом.

Также с 1 апреля 2008 года филиал стал осуществлять строительство и капитальный ремонт скважин в Ненецком АО, когда в его состав вошла Нарьян-Марская Экспедиция, которая была создана на базе бывшего Нарьян-Марского филиала компании.

Для выполнения сложных технических операций привлекаются ведущие сервисные компании, такие как Baker Hughes, Halliburton, Schlumberger, а также имеющие необходимое оборудование и опыт работы российские компании – ПетроАльянс, Кортекс Сервис.

Основные заказчики Усинского филиала БКЕ – ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», ООО «Нарьянмарнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ-Север», ОАО «НК «Роснефть».
На 31 декабря 2008 г. в состав Усинского филиала входили 22 буровые бригады, 6 бригад освоения, 6 вышкомонтажных бригад.
Аппарат управления находится в г. Усинске.

Нижневолжский филиал http://www.bke.ru/nizhnevolzhsk_branch.html
Особенностями района работ Нижневолжского филиала БКЕ являются сложное геологическое строение разбуриваемых месторождений, многочисленные осложнения при бурении скважин, низкий градиент пластового давления продуктивных горизонтов, повышенные требования к экологической безопасности.

Для бурения в условиях полного поглощения бурового раствора применяются компрессоры Danmar и вращающиеся превенторные установки Williams, при бурении наклонных скважин глубиной более 4500 м используется верхний привод Tesco грузоподъемностью 450 т.

Основные Заказчики в данном регионе – ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», СП «Волгодеминойл», ЗАО «Самара-Нафта».
По состоянию на 31 декабря 2008г. в состав Нижневолжского филиала входили 7 буровых бригад, 4 вышкомонтажные бригады. Офис Нижневолжского филиала находится в г. Жирновске Волгоградской области.

Филиал по ремонту скважин http://www.bke.ru/filial-po-remontu-skvazhin.html
Филиал по ремонту скважин ООО «БКЕ» был образован в октябре 2007 года в Когалыме на базе активов, приобретенных у компании Schlumberger Logelco Inc.

С 2008 г. ФРС начал оказывать услуги текущего и капитального ремонта скважин в Западной Сибири.

Основные заказчики: ОАО «Газпромнефть — Ноябрьскнефтегаз», ООО «РН — Юганскнефтегаз», «Салым Петролеум Девелопмент».

Сегодня Филиал по ремонту скважин ООО «Буровая компания «Евразия» ведет работы в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах. В Нефтеюганске филиал имеет базу производственного обслуживания.
В настоящее время работы ведутся силами 44 бригад ТКРС и освоения с использованием 38 подъемных агрегатов. Офис филиала расположен в г. Когалыме.

Восточная Сибирь http://www.bke.ru/vankor.html
ООО «Буровая компания «Евразия» начала работать на Ванкорском месторождении в 2008 году после победы в объявленном компанией «Роснефть» тендере по выбору подрядных организаций на оказание услуг по строительству эксплуатационных скважин для ее дочернего предприятия — ЗАО «Ванкорнефть».

17 июля 2008 г. после завершения работ по монтажу буровой установки «Уралмаш» 4500/27 БКЕ приступила к бурению первой скважины

По состоянию на 1 августа 2009г., силами 2х буровых бригад БКЕ пробурено 8 скважин.

На Ванкорском месторождении в настоящее время работают буровые установки «Уралмаш» 4500/270 и Sinopec ZJ50DB – ST. Для соответствия высоким экологическим требованиям, предъявляемым ЗАО «Ванкорнефть», БКЕ использует пятиступенчатую систему очистки буровых растворов с применением блоков флокуляции – коагуляции, бурение ведется по безамбарному методу.

Казахстан http://www.bke.ru/kazakhstan.html
ООО «Буровая компания «Евразия» начала работать в Казахстане в декабре 2007 года после победы в тендере на бурение скважин для компании ТОО «Казахойл Актобе» на месторождении Алибекмола. На сегодняшний день силами 2-х бригад БКЕ успешно пробурено 6 скважин с использованием специально приобретенных для данного проекта буровых установок Zj50DBS грузоподъёмностью 320 тонн производства компании Igdrill-Honghua.

iv_g: записи о Ванкорском месторождении

Читать далее

slon.ru: Россия допустит Китай к крупнейшему месторождению Восточной Сибири

01.09.2014

Россия поддержит планы Китая стать акционером Ванкорского месторождения в Восточной Сибири. Об этом заявил президент РФ Владимир Путин в беседе с премьером Госсовета Китая Чжаном Гаоли перед началом церемонии, посвященной началу строительства газопровода «Сила Сибири», сообщается на сайте Кремля. По трубопроводу российский газ будет транспортироваться в Китай; ожидается, что прямые поставки начнутся в 2019 году.

«Господин Сечин (Игорь Сечин, президент «Роснефти» – Slon) сказал, что он сделал вам предложение войти в качестве акционера в одно из наших крупнейших по нефтедобыче на севере России. Государство будет поддерживать такие планы. Будем приветствовать ваше участие, – заявил Путин. – «Ванкор» – сегодня одно из крупнейших наших предприятий по добыче, очень перспективное. Мы в целом очень аккуратно подходим к допуску наших иностранных партнеров, но, конечно, для наших китайских друзей ограничений нет».

В свою очередь, Чжан Гаоли подчеркнул, что стратегическое сотрудничество между Россией и Китаем «является долгосрочным, устойчивым и стабильным».

Ванкорское месторождение, расположенное в Красноярском крае, было открыто в 1988 году и является одним из крупнейших нефтяных месторождений, разведанных на суше за последние четверть века. Оно также считается самым большим в Восточной Сибири. Начальные извлекаемые запасы Ванкора составляют 500 млн нефти и конденсата, а также свыше 180 млрд кубометров газа.

29 августа РБК сообщило, что из-за санкций, введенных западными государствами в отношении России, ряд крупнейших проектов российских нефтяников могут оказаться под угрозой. В числе таких проектов был назван и Ванкор. В феврале текущего года в «Роснефти» заявляли, что готовы вложить в развитие Ванкорской группы месторождений три трлн рублей до 2025 года.

В апреле текущего года в ходе «Прямой линии» с россиянами Путин заявил, что РФ будет развивать отношения с Китаем, который становится «державой номер один». Как отметил тогда российский президент, оба государства являются естественными соседями, а, значит, и естественными союзниками.
http://slon.ru/fast/economics/rossiya-dopustit-kitay-k-krupneyshemu-mestorozhdeniyu-vostochnoy-sibiri-1150656.xhtml

Решение российского руководства допустить китайцев к разработке Ванкорского нефтяного месторождения нельзя объяснить желанием «Роснефти» получить какие-либо передовые технологии. Во-первых, Китай сам получает новые технологии на Западе, а во-вторых, ванкорский проект не так сложен, чтобы для освоения его запасов требовалось что-то, не имеющееся в России.

Смысл появления китайцев в качестве долевых партнеров в одном из самых перспективных и даже стратегических нефтяных проектов России заключается в том, что без финансовой помощи из Пекина страдающая гигантизмом «Роснефть» не в состоянии продолжать деятельность. Жадно скупавшая активы госкомпания влезла в результате политики укрупнения в такие долги, что вынуждена обслуживать кредиты и займы из средств, которые поступают траншами из Китая в виде предоплаты за будущие поставки нефти.

Компания фактически заложила китайцам всю нефть, которую рассчитывает добыть в Восточной Сибири, включая недоказанные пока запасы в недоразведанных месторождениях. Новых источников финансирования дальнейшей деятельности у «Роснефти» не имеется – отчасти из-за режима санкций, и теперь Китай может получить самые лакомые куски нефтегазовых активов в России
http://slon.ru/economics/krutikhin_kitay-1150708.xhtml

— — — — — — — — — — —
Объяснения кроме фактора, связанного долгами из-за покупки автивов, могут быть еще следующие:
i/ Структура запасов Ванкорского месторождения оказалась хуже, чем ожидали: больше трудноизвлекаемой нефти, больше конденсата вместо нефти и др.
ii/ Разработка, быстро разрушившая залежь/залежи (гидроразрывы, форсированные отборы с обводнением скважин)
В результате для отбора оставшихся запасов необходимо больше вложений, чем ожидалось

Один из пример больших неожиданностей при добыче в России в последнее время:
Южно-Хыльчуюское месторождение

Состояние ресурсной базы УВ Восточной Сибири и Якутии, перспективы наращивания и освоения. 2009. 2

ЛУКОЙЛ: основные тенденции развития глобальных рынков нефти и газа до 2025. 4. Россия

vedomosti.ru: Россия установила 25-летний нефтяной рекорд

Россия установила 25-летний рекорд по добыче нефти. В июне в среднем в сутки она составила 10,53 млн баррелей. Больше было в 1988 г. Нефтяники готовы наращивать добычу и дальше. Но эксперты считают, что добиться этого будет сложно

Добыча нефти в июне достигла 10,53 млн барр. в сутки, следует из данных ЦДУ ТЭК. Больше добывалось лишь 25 лет назад. По данным ВР, в 1988 г. среднесуточная добыча нефти в РСФСР составляла 11,070 млн барр. в день. Затем она начала падать и достигла исторического минимума в 1996 г. — 6,06 млн барр. В прошлом году этот показатель находился на уровне 10,37 млн барр.

Добиться рекорда помогли два фактора, отмечает аналитик по нефти и газу JPMorgan Андрей Громадин. Во-первых, это рост добычи на Ванкорском месторождении «Роснефти». В прошлом году оно дало 18,3 млн т. В этом году «Роснефть» планирует вывести Ванкор на пиковый уровень добычи — 25 млн т. «В начале года менеджмент компании заявлял, что суточная добыча на Ванкоре составит 420 000-440 000 барр. Сейчас она составляет 430 000 барр.», — отмечает Громадин. Он добавляет, что дальнейшего роста добычи на Ванкоре не будет.

Второй фактор, по словам Громадина, — это рост производства «Газпромом» газового конденсата. В 2010 г. добыча составляла 270 000 барр. в сутки, через год — 300 000 барр., сейчас — 350 000 барр. Росту добычи способствовали высокие цены на нефть. В феврале они достигли пика в $119/барр., среднее значение за это полугодие — $108, отмечает аналитик ИФК «Солид» Артур Ахметов.

По объемам добычи нефти Россия давно обогнала Саудовскую Аравию. Там, по данным агентства Bloomberg, в июне извлекалось 9,47 млн барр. в сутки. Впрочем, аналитик Raiffeisenbank Андрей Полищук указывает, что Саудовская Аравия легко может увеличивать добычу до 12,5 млн барр. в сутки. Но не делает этого, чтобы не обвалить котировки нефти.

«Роснефть» неспроста активно увеличивает добычу нефти, считает Полищук. Компания заключила несколько крупных долгосрочных контрактов на поставку сырья. С июля «Роснефть» должна поставлять PKN Orlen 8,6 млн т в год до 2016 г. А китайской CNPC — 365 млн т с 2014 г. в течение 25 лет.

Представители нефтяных компаний не комментируют динамику добычи нефти в России и ее перспективы. «Слишком тонкая материя», — говорит сотрудник одной из них. Он напоминает, что нефтяники не раз заявляли, что для продуктивной работы отрасли нужны стабильные условия для долгосрочных инвестиций.

Впрочем, по отдельности каждая компания в среднесрочной перспективе планирует хоть и небольшой, но рост. Президент «Роснефти» Игорь Сечин после покупки ТНК-BP говорил, что добыча объединенной компании в этом году составит 215 млн т нефти. В 2012 г. компании добыли 205 млн т. К 2017 г. «Роснефть» собирается увеличить добычу на Верхнечонском и прилегающих к нему месторождениях примерно вдвое — до 15 млн т нефти в год.

Президент «Лукойла» Вагит Алекперов в конце июня заявил, что компания ожидает роста добычи с 2013 г. на 1% в год. Ближайший ввод в эксплуатацию крупных месторождений у компании намечен на 2016 г. — это будут месторождение им. Филановского в Каспийском море и Имилорское в Ханты-Мансийском автономном округе.

Представитель «Газпром нефти» говорит, что в 2013 г. компания планирует добыть 62 млн т нефтяного эквивалента. А к 2025 г. этот показатель должен вырасти до 100 млн т.

Гендиректор «Сургутнефтегаза» Владимир Богданов сказал недавно, что в ближайшие годы компания будет добывать 60-62 млн т нефти в год (в 2012 г. — 61,4 млн т). Не будет меняться этот показатель и у «Башнефти» в ближайшие 3-4 года (15 млн т), говорит представитель компании. Добыча на месторождениях им. Требса и Титова начнется в 2018 г. и постепенно должна выйти на уровень 4,8 млн т.

Но Громадин уверен, что июньский рекорд является пиком и в краткосрочной перспективе предпосылок для роста нет. Ахметов считает, что до конца года добыча сохранится на отметке 10,5 млн барр. в сутки. А Полищук напоминает, что в генеральной схеме развития нефтяной отрасли России до 2020 г. добыча должна оставаться на уровне 505 млн т в год (в 2012 г. — 518 млн т). Он отмечает, что 80% запасов находится на уже разрабатываемых месторождениях. Ахметов же допускает, что до 2020 г. благодаря разработке шельфа и трудноизвлекаемых запасов нефти добыча вырастет до 10,8-11,0 млн барр. в сутки.


http://www.vedomosti.ru/companies/news/13961231/neftyanoj-rekord-rossii?full#cut

Роснефть, день инвестора-2013. 3. Нефтяные проекты

Презентации Сечин в Нью-Йорке, Сечин в Лондоне, Вице-президента ОАО «НК «Роснефть» З. Рунье


— — — —
Ванкор, млрд. баррелей н.э.
апрель 2013 — 3.65 recoverable reserves
март 2013 — 3.95 запасы 3Р
октябрь 2012 — 3.3 запасы 2Р
апрель 2012 —
— доказанные запасы — 1.8
— запасы 3Р — 4.1


Proven reserves, also called proved reserves, measured reserves, 1P, and Reserves, are business or political terms regarding fossil fuel energy sources. They are defined as a «Quantity of energy sources estimated with reasonable certainty, from the analysis of geologic and engineering data, to be recoverable from well established or known reservoirs with the existing equipment and under the existing operating conditions.»

«1P reserves» = proven reserves (both proved developed reserves + proved undeveloped reserves).
«2P reserves» = 1P (proven reserves) + probable reserves, hence «proved AND probable.»
«3P reserves» = the sum of 2P (proven reserves + probable reserves) + possible reserves, all 3Ps «proven AND probable AND possible.»

energo-news.ru: Роснефть оставит добычу нефти в 2013г на уровне прошлого года

Глава Роснефти Игорь Сечин подтвердил план по добыче крупнейшей российской нефтяной компании на 2013 год в размере 206 миллионов тонн нефти.

По итогам 2012 года добыча Роснефти составила 122 млн тонн нефти, что на 2,8% больше аналогичного показателя 2011 года. В тоже время добыча ТНК-BP составила 85,3 млн тонн, показав увеличение по отношению к 2011 году почти на 2%. Суммарная добыча двух компаний за 2012 год, таким образом составила немногим более 207 млн тонн.

Игорь Сечин озвучил прогнозные показатели на 2013 год: около 206 млн тонн, что подразумевает возможность падения на 0,5% ниже уровня добычи 2012 года. Из отчета Роснефти за первый квартал 2013 года следует, что рост добычи был показан в основном “новыми” месторождениями. Добыча Верхнечонскнефтегаза и Уватского проекта выросли в пределах 17%. Максимальный же рост, составивший 25%, показала Ванкорнефть. Также на 1% увеличилась добыча Самарнефтегаза. В целом, по итогам первого квартала 2013 года, добыча нефти Роснефтью выросла на 2%, в то время как добыча на месторождениях приобретенной и уже консолидируемой ТНК-BP снизилась на 2,7%, а добыча совместно контролируемой с Газпром нефтью Славнефти сократилась на 5% год к году. Таким образом, в целом по итогам 2013 году добыча Роснефти вероятно останется на уровне прошлого года.

Стоит напомнить, что Роснефть планирует достичь существенного синергетического эффекта, в результате объединения активов двух компаний находящихся недалеко от Ванкорского месторождения на базе Ванкорнефти. Мы ожидаем существенного роста добычи данным обществом за счет передачи ему лицензий на разработку новых месторождений, планируемых к вводу в 2016-2018 годах.
http://energo-news.ru/archives/109693


http://iv-g.livejournal.com/866146.html

neftianka: Перспективные планы ввода месторождений в промышленную разработку


http://neftianka.livejournal.com/356951.html

Доклад Сечина на 32-ой ежегодной конференции по вопросам нефти и газа IHS CERAWeek

6 марта 2013

03

Растущий спрос на углеводороды и недостаточный объем новых открытий традиционной нефти привели к середине 2000-х годов к прогрессивному снижению обеспеченности мировой экономики ресурсами нефти.

Это стало одним из факторов роста цен, что в свою очередь создало условия для появления в отрасли принципиально новых технологий. Технологическая революция в мировой нефтегазовой промышленности делает возможной добычу все более сложных для разработки видов ресурсов.

Теперь точно ясно, что все опасения недостаточности ресурсов нефти необоснованны. Действительно, легкодоступные запасы в основном уже разработаны предшествующими поколениями. Именно они обеспечили сегодняшний уровень развития мировой экономики.

Однако, новые технологии позволяют переходить к разработке нефти и газа в удаленных регионах, на глубоководном шельфе, в Арктике, в низкопроницаемых, в том числе сланцевых формациях. Результатом технологического прогресса является выявление значительного потенциала нетрадиционных ресурсов, таких как сланцевый газ и нефть, разработка которых не рассматривались в практическом ключе еще 10 лет назад.

По текущим оценкам их ресурсная база практически сравнялась с традиционными ресурсами, и оценки продолжают увеличиваться по мере развития технологий. А впереди, возможно, газогидраты, водородная энергетика.

Стоимость разведки и разработки запасов углеводородов выросла, по оценкам «Ай-Эйч-Эс Херолд», в три раза за последние 15 лет. Да, такое развитие технологий было профинансировано за счет роста цен на углеводороды. Важно также отметить и выгоды для экономики: инвестиции в разработку высокотехнологичных ресурсов нефти и газа распространяются на всю экономику, создавая рабочие места, развивая смежные отрасли, в том числе в странах-потребителях, обеспечивая с одной стороны поставки сырья и с другой – импорт оборудования в страны-производители.

Мультипликативный эффект одного доллара инвестиций по разным оценкам дает от 3 до 7 долларов роста ВВП. Таким образом, за счет привлечения большого количества производителей и поставщиков услуг выигрывают все общество, а не только нефтегазовые компании.

Углеводородные ресурсы присутствуют в той или иной степени повсеместно на Земле. Не всегда для них находятся коллекторские породы и ловушки, но прогресс технологий открывает для нас новые категории ресурсов, зачастую в регионах, не славившихся прежде нефтегазодобычей.

Таким образом, мы видим и приветствуем наступление новой эры – эры высокотехнологичных нефти и газа.
Такие масштабные задачи являются вызовом для всех участников рынка, создают условия для переформатирования отрасли, ее консолидации на базе новой технологической платформы. Компании, имеющие затруднения с пополнением ресурсной базы или наоборот, недостаточную эффективность в ее освоении, неготовность к этим новым условиям, рискуют.

04

05

На протяжении 2009-2011 годов замещение запасов превышало 200% в год, за 2012-ый мы заместили 130% и сделали это дешевле наших конкурентов. Стоит отметить, что эти данные роста пока не учитывают наши шельфовые проекты, тем не менее, они подчеркивают значимость России как перспективного источника открытия новых запасов.

06

Роснефть стремится стать технологической компанией. В добыче мы уже активно используем такие методы, как многостадийный гидроразрыв пласта в сочетании с горизонтальным бурением. Особенности наших залежей требуют разработки и адаптации технологий стимулирования пласта, эту программу мы ведем сегодня с участием наших партнеров из Статойла и ЭксонМобил.

Наши специалисты широко применяют бурение горизонтальных скважин с отходом от вертикали до 7 км, в т.ч. на шельфе, и с эффективной проводкой до 1 км в пластах толщиной всего 3-4 метра. Ведется разработка низкопроницаемых карбонатных залежей горизонтальными скважинами, в том числе многоствольными.

07

Месторождение является крупнейшим новым нефтяным проектом в постсоветской России. Нашим строителям и буровикам пришлось осваивать месторождение в труднодоступном районе Восточной Сибири и запустить его всего за 6 лет, несмотря на полное отсутствие инфраструктуры и суровые климатические условия: зимой температура до –57°С, летом до +30°С, сегодня утром на Ванкоре было −44°С. Тундра, сплошная заболоченность, вечная мерзлота с неоднородной структурой.

Мы уже открыли на Ванкоре запасы 3Р в объеме 3,9 млрд. баррелей нефтяного эквивалента, разработка которых позволила достичь стабильного уровня добычи нефти более 400 тыс. баррелей в сутки. Интеграция активов ТНК-BP позволяет нам нарастить ресурсную базу этого региона на 2,7 млрд баррелей нефтяного эквивалента.

С 1994 года эти запасы не разрабатывались из-за необходимых колоссальных инвестиций, теперь это станет возможно с учетом значительных синергий по использованию транспортной и газоперерабатывающей инфраструктуры, созданной Роснефтью на Ванкоре.

Интегральная реализация проектов по развитию Ванкорской провинции позволит получить экономический эффект порядка 4 – 5 млрд. долларов. Это только один из примеров. Также значительные синергии будут реализованы при совместной разработке Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского месторождений, Верхнечонского месторождения

08

Роснефть является лидером в разработке Сахалинской нефтегазовой провинции. Компании принадлежит более
30 лицензий на суше (оператор Сахалинморнефтегаз), ещё в 1928 году сахалинские нефтяники получили первые баррели нефти. Сегодня Роснефть работает в уникальных проектах на шельфе Охотского моря – Сахалин — 1, 3, 5, разработка Северного Чайво, ряд других шельфовых месторождений.

Разработка месторождений ведётся как с суши, так и с морских платформ с использованием новейших технологий. Примером может послужить рекордная наклонно-направленная скважина длиной более 12 км, пробуренная на проекте Сахалин-1 с помощью не имеющей аналогов в мире буровой установки «Ястреб».

09

Роснефть – крупнейший недропользователь на российском шельфе. Ожидаемые извлекаемые ресурсы на наших лицензиях превышают 275 млрд. барр. н.э. по оценке независимых экспертов. Программой ГРР предусмотрено бурение 96 скважин.

Осуществляется обмен активами, технологиями, специалистами. Рад сообщить, что в рамках работы данной конференции мы подписали с ЭксонМобил соглашение о вхождении в блок «Локи» в центральной части Мексиканского залива с долей 30%. В феврале мы заключили соглашение о вхождении Роснефти в проект Пойнт Томпсон на шельфе Аляски. В прошлом году мы вошли в проект по добыче трудноизвлекаемой нефти — Кардиум в Канаде. Только на первом этапе освоения шельфа суммарные инвестиции составят порядка 500 млрд. долл. – эффект будет ощутим в глобальном масштабе.

10

Оценка ресурсной базы только этого блока составляет более 35 млрд. барр. нефтяного эквивалента, а ресурсов Карского моря в целом — более 100 млрд. барр. нефтяного эквивалента.

11

Не менее половины ресурсной базы Арктики составляет природный газ. Перед нами стоит задача по коммерциализации этих объемов, которая может быть решена только за счет развития инфраструктуры СПГ.
Мы уже приступили к переговорам с потенциальными заинтересованными потребителями о будущих поставках СПГ.

12

Мы обладаем огромным, еще не до конца оцененным потенциалом трудноизвлекаемой нефти. Хотел бы остановиться только на одном типе залежей – так называемой Баженовской свите. Извлекаемые ресурсы только данной геологической формации составляют свыше 22 млрд. барр. нефти, что для сравнения составляет почти половину от ресурсов сланцевой нефти в США. Около половины этих ресурсов находятся в периметре лицензионных участков Роснефти и ТНК-ВР.

По своим характеристикам нефтесодержащие структуры Баженовской свиты близки к сланцам США. Мы уже приступили совместно с компаниями ExxonMobil и Статойл к исследованиям и подготовке к опытно-промышленной разработке трудноизвлекаемой нефти в России с применением технологий, отработанных в Северной Америке.

13

Новые налоговые инициативы Правительства России делают новые регионы добычи в России одними из лидеров по фискальной привлекательности для инвесторов.

Важным элементом налоговой реформы в нефтегазовом секторе России является фискальная стабильность, что
позволяет уверенно осуществлять масштабные инвестиции в новые нефтедобывающие проекты.

14

Это комплексная сделка; в результате нее мы не только значительно расширяем географию нашей деятельности и увеличиваем масштаб бизнеса. ВР становится нашим вторым крупнейшим акционером после государства, с долей почти 20%.

http://www.rosneft.ru/news/today/07032013.html
http://www.rosneft.ru/attach/0/02/24/cera_speech_ru.pdf
http://www.rosneft.ru/attach/0/02/24/cera_week_ru.pdf

— — — — — — — — — —
Выводы
i/ Официально на самом высоком уровне признан пик (плато) добычи традиционной нефти (слайд 03)

ii/ Единственные относительно новые традиционные нефтяные активы Роснефти на данный момент — Ванкор и Сахалин (слайд 07, 08)

iii/ Данные (слайд 05) по эффективности проведения геологоразведочных работ ограничивается 2009-2010 гг. Из сравнимых с Роснефтью нефтяных компаний по средним затратам на прирост и разработку наиболее близок ЛУКОЙЛ, причины все те же — советское наследство. Относительный новичок Petrobras, концентрирующийся на шельфе, куда так стремится Роснефть, имеет указанные затраты почти в 5 раз выше, практически аналогичные условия имеет Sinopec

iv/ шельф (слайд 09) и Баженовская свита (слайд 12) — это типичная нетрадиционная дорогая нефть

v/ сдвиг Роснефти как и прочих российских нефтяных компаний к добыче газа (слайд 11) — ситуация зеркальная к газодобывающим компаниям США, где происходит сдвиг от газа к нефти и конденсату. Все ищут способы утилизации всех компонентов добычи.

vi/ (слайд 13) — признание не только на уровне деклараций, но уже на государственном уровне необходимости налогового стимулирования. На шельфе в отличие от традиционных месторождений государство будет брать не почти 50%, а 5-15%, т.е. в 3-10 раз меньше. У компаний будет прибыль, но государство будет фактически её субсидировать (по сравнению с более ранним временем).

vii/ не вынесены в данную запись, но имеются в тексте многочисленные призывы к сотрудничеству к зарубежным нефтесервисным компаниям, что есть оборотная сторона советского переинвестирования и переразведанности (слайд 05): отечественные нефтесервис и технологии был долгое время недоинвестированными, а потом оказались в трудной ситуации в условиях открытого рынка.

Роснефть: Итоги 2012 г.


— — — —
Увеличение среднесуточной добычи
— УВ на 2702-2586 = 116 тыс. барр. н.э/сут.
— нефти на 2439-2380 = 59 тыс. барр. н.э/сут.
— газа на 263-206 = 57 тыс. барр. н.э/сут.


— — — —
Юганскнефтегаз, основной добывающий актив, стабилизация добычи


— — — —
2012 — 366 тыс. барр./сут
2011 — 300 тыс. барр./сут
Увеличение на 66 тыс. барр./сут, а весь рост в 2012 по Роснефти = 59 тыс. барр./сут, все остальные активы дали в сумме снижение на 7 тыс. барр./сут.


— — — —
Большая ставка на шельф в виду большой затратности перспектив на суше?

http://www.rosneft.ru/Investors/statements_and_presentations/presentations/
http://www.rosneft.ru/attach/0/02/90/ROSNEFT_Q4_2012_IFRS_RUS.pdf

Роснефть, презентация: Встреча с инвесторами, Лондон, 5 октября 2012 г.

http://www.rosneft.ru/Investors/statements_and_presentations/presentations/
http://www.rosneft.ru/attach/0/57/73/Investor_meeting_rus_05_10_2012.pdf

Годовой отчет Роснефти 2011: Добыча

Годовой отчет Роснефти 2011: Геологоразведка

Rosneft and ExxonMobil Strategic Cooperation Agreement

19.04.2012
Вчера в Нью-Йорке «Роснефть» раскрыла свои планы по развитию до 2020 года. Эти цифры практически совпадают с данными, которые содержатся в до сих пор не опубликованной стратегии развития госкомпании до 2030 года, о содержании которой РБК daily писала 26.03.12. К 2020 году добыча компании должна вырасти в полтора раза по сравнению с 2010 годом, а основной акцент будет сделан на разработке газовых месторождений.

К 2020 году «Роснефть» планирует довести добычу углеводородов до 3,7 млн барр. нефтяного эквивалента в сутки по сравнению с 2,5 млн барр./сут. в 2010 году, сообщил вчера президент компании Эдуард Худайнатов в ходе презентации для инвесторов. Среднегодовой темп роста добычи при этом составит 4%. По словам президента компании, это станет возможным «при цене на нефть около 90 долл./барр. и благоприятном налоговом режиме, который позволит продолжить активную работу в Западной и Восточной Сибири».

При этом рост добычи будет обеспечен существующими доказанными запасами, подчеркнул Эдуард Худайнатов. Основная их часть сосредоточена в рамках 11 крупнейших месторождений, включая Ванкорское, Приобское, Малобалыкское и Мамонтовское. Их совокупный запас составляет 16,8 млрд барр., из которых сейчас разрабатывается лишь порядка 45%, следует из презентации. Всего же доказанные запасы компании составляют 23,4 млрд барр. н.э., в то время как прогнозные ресурсы достигают 206 млрд барр. Перевод их в доказанные ресурсы обеспечит основной рост добычи после 2020 года, рассчитывает компания.

Исходя из презентации «Роснефти» в 2020 году доля газа в суммарной добыче вырастет до 20—24%. Сейчас этот показатель составляет всего 10%, в то время как доля газа в доказанных запасах компании превышает 20%, подчеркнул Эдуард Худайнатов. Всего в 2020 году «Роснефть» планирует добывать 45—55 млрд куб. м газа против нынешнего уровня в 12 млрд куб. м.

По мнению аналитика ИФД «КапиталЪ» Виталия Крюкова, существенный рост добычи «Роснефти» будет достигнут как за счет реализации новых проектов, в частности в Восточной Сибири, так и за счет роста добычи газа. «При этом именно на газовые проекты будет сделан основной упор в ближайшее время: их можно быстрее освоить при наличии доступа к газопроводам», — поясняет эксперт. К тому же есть позиция правительства стимулировать добычу газа независимых производителей, добавляет он.

Озвученные вчера цифры практически совпадают с данными, которые содержатся в стратегии развития «Роснефти» до 2030 года, с которой уже удалось ознакомиться РБК daily. В соответствии с ней к 2020 году добыча компании должна составить 170—180 млн т нефтяного эквивалента в год, из них 25% придется на добычу газа, а к 2030-му — до 200 млн т н.э. (эти цифры соответствуют представленным в Нью-Йорке данным). Добыча газа к этому времени планируется на уровне 40—45 млрд куб. м. Для достижения поставленных задач к 2020 году компания собирается инвестировать 124 млрд долл. Официально стратегия «Роснефти» до сих пор не опубликована.
http://www.rbcdaily.ru/2012/04/19/tek/562949983608747

The event will start on April 18, 2012, at 17-30 Moscow time, 14-30 London time, 9-30 New York time.

http://www.rosneft.ru/attach/0/02/05/rosneft_rus_12_04_2012.pdf


http://www.rosneft.ru/attach/0/02/05/ExxonMobil_Rosneft_SCA_rus.pdf

http://www.rosneft.com/Investors/investor_tools/calendar/Update/

Новости о нефтесервисе и запасах

Schlumberger готовится сменить руководителя российского подразделения

Одна из крупнейших нефтесервисных компаний в мире может второй раз за год сменить руководителя российского филиала. Официально об отставке Тома Аллана, занимающего этот пост с июля прошлого года, может быть объявлено в ближайшие дни. Среди причин собеседники РБК daily помимо естественной ротации кадров в компании называют снижение числа заказов и то, что среди недовольных клиентов оказалась «Роснефть», поскольку на Ванкорском месторождении падает добыча.

Том Аллан возглавил российское отделение Schlumberger летом прошлого года. Он сменил на посту Мориса Дижоля, занимавшего это кресло на протяжении восьми лет. Главной причиной отставки предыдущего руководителя стал его пенсионный возраст. После ухода из Schlumberger Дижоль вошел в состав совета директоров другого крупного сервисного игрока в России, Eurasia Drilling Company.

О том, что место президента компании по России и странам Центральной Азии в ближайшее время окажется вакантным, РБК daily рассказали сразу несколько источников в отрасли. По словам одного из них, об отставке официально может быть объявлено в ближайшие дни. В Schlumberger отказались комментировать ситуацию.

Собеседник, лояльный компании, говорит, что все дело может быть в привычной для Schlumberger ротации кадров. «Уже после назначения Тома Аллана в Россию в головной компании сменился главный управляющий директор, им стал Пол Кибсгаард. Не исключено, что новая политика компании влечет за собой перестановки и в российском подразделении», — считает он.

Другая версия, о которой РБК daily рассказали участники нефтесервисного рынка: ротация вызвана недовольством одного из крупнейших заказчиков Schlumberger — «Роснефти». Реальные запасы на принадлежавшем ей Ванкорском месторождении не совпали с прогнозами сервисных компаний. Schlumberger, которая за счет передовых технологий бурения должна была выровнять эту ситуацию, со своей задачей не справляется, и добыча на месторождении постепенно начинает падать, поясняет он.

И хотя строительство сервисного центра Schlumberger на Ванкоре началось еще при руководстве Мориса Дижоля, самая активная стадия работ пришлась на время Тома Аллана. В «Роснефти» и Schlumberger от комментариев отказались.

Сейчас показатели добычи на Ванкорском месторождении не сильно отличаются от запланированных, отставание по реализации в рамках допустимого, отмечает аналитик «Тройки Диалог» Валерий Несторов. Но показатели добычи и показатели эффективности нефтесервиса — это разные вещи, поясняет он. Оценивать эффективность буровых работ можно не только по количеству извлеченной в итоге нефти, но и по затратам компании, и по качеству предоставляемых услуг.

«В последнее время количество заказов Schlumberger на российском рынке начало снижаться. Это может быть следствием того, что российские добывающие компании начали больше доверять отечественному сервису, но вину за это вполне могли переложить и на управленческие качества Тома Аллана», — предполагает президент «Союзнефтегазсервиса» Игорь Мельников.

По его словам, в последнее время Schlumberger ведет менее агрессивную политику по отношению к локальным игрокам. «Если новый руководитель поддержит эту тенденцию, будет готов договариваться, то у компании есть все шансы остановить негативный тренд», — говорит г-н Мельников. Он также напоминает, что в начале марта с поста генерального управляющего директора в другой нефтесервисной компании, «Интегре», также был отправлен в отставку ставленник Schlumberger Антонио Кампо. Результаты его руководства экспертным сообществом оцениваются весьма неоднозначно, за это время была проведена реструктуризация компании и весьма масштабная распродажа активов. «Вообще кадровая чехарда никогда не идет на пользу компании», — резюмирует Игорь Мельников.
http://www.rbcdaily.ru/2012/03/28/tek/562949983382410

В последнее время российские месторождения нередко не дотягивают до ожиданий нефтяников. Вчера о переоценке запасов на одном из трех российских СРП‑проектов — Харьягинском месторождении — объявила французская Total. В результате на пике добычи участники проекта недосчитаются более 1 млн т нефти в год, а сам максимум будет достигнут на пять лет позже запланированных сроков.
Максимальный уровень добычи на Харьягинском месторождении снижен почти на 40%, заявил вчера главный геолог «Total Россия» Рено Гоше на конференции «Шельф России 2012». В соответствии с новым прогнозом пик добычи на месторождении составит всего 1,9—2,0 млн т нефти и может быть достигнут в 2017—2018 годах.

Ранее выход месторождения на максимальный уровень добычи в 3,2 млн т в год Total ожидала в 2013 году, однако осуществлению плана помешала переоценка запасов на месторождении. «Это был агрессивный план, и тогда (после выхода на пик добычи в 3,2 млн т. — РБК daily) было бы сразу значительное снижение добычи нефти», — пояснил г-н Гоше (цитата по Reuters). В текущем году на Харьягинском месторождении будет добыто около 1,5 млн т нефти, уточнил он (в 2011 году — 1,4 млн т).

Харьягинское месторождение — один их трех российских проектов, разрабатываемых на условиях соглашения о разделе продукции (СРП) (остальные два — «Сахалин-1» и «Сахалин-2»). Оператором проекта выступает Total (доля — 40%), ее партнеры по разработке — норвежская Statoil (30%), «Зарубежнефть» (20%) и Ненецкая нефтяная компания (10%). Суммарные запасы нефти на месторождении ранее оценивались в 160 млн т, в контрактной зоне — 97 млн т.

По оценке директора департамента due diligence «2К Аудит — Деловые консультации/Морисон Интернешнл» Александра Штока, существенного отрицательного влияния на компании это не окажет, фактически меняется лишь стратегия разработки проекта. «Сейчас речь идет о более планомерной разработке, снижен максимальный объем, однако новые максимумы будут удерживаться дольше: по предварительным оценкам, добыча на уровне 2 млн т будет удерживаться в течение пяти лет», — поясняет эксперт.

За последнее время это уже не первый случай снижения запасов на российских месторождениях. В прошлом году запасы по Южно-Хыльчуюскому месторождению пересмотрел ЛУКОЙЛ: в результате ошибки геологов они были снижены почти втрое — с 0,5 до 0,14 млрд барр., писала ранее РБК daily. Убытки от списания запасов составили 955 млн долл
http://www.rbcdaily.ru/2012/03/27/tek/562949983369960

— — — — — — — — — — — — — — —

Харьягинское нефтяное месторождение расположено в Ненецком автономном округе в посёлке нефтяников Харьяга. Общие запасы нефти оцениваются в 160,4 млн тонн, в контрактной зоне — 97 млн тонн.

Инвесторами проекта разработки месторождения являются французская Total (40 %), норвежская StatoilHydro (30 %), а также ОАО «Зарубежнефть» (20 %) и Ненецкая нефтяная компания (10 %), деятельность которой контролирует администрация автономного округа. Лицензия на разработку месторождения принадлежит компании «Тоталь Разведка Разработка Россия». Утверждённая общая смета разработки Харьягинского месторождения на 2006 год составляет 116 млн долл. против 90 млн долл. в 2005 году.

Месторождение разрабатывается на условиях СРП, которое было заключено в декабре 1995 года сроком на 29 лет с возможностью продления до 33 лет и вступило в силу 12 февраля 1999 года. В марте 2006 года претензии к французской компании предъявило Минприроды РФ. В конце сентября 2006 года Федеральное агентство по недропользованию инициировало процесс пересмотра лицензионного соглашения на разработку Харьягинского месторождения.

В начале 2011 года планируется разработка более 389 кустовых площадок (около 3000 интеллектуальных скважин) с общей стоимостью около 10 млрд долл. Предполагается использование новейших средств программного обеспечения систем АСУТП и Телемеханики с полноавтоматизированным комплексом технического и коммерческого энергоучёта.
Для реализации проекта планируется привлечь более 100 организаций из более чем 20 стран мира.

11 октября 2007 г. ЦКР одобрила технологическую схему разработки месторождения


Зарубежнефть: Харьягинское месторождение

Месторождения нефти и газа НАО
Северо-Харьягинское месторождение
Харьягинское месторождение
Средне-Харьягинское месторождение

«Роснефть» планирует к 2020 г. увеличить добычу нефти в 1,5 раза до 180 млн т в год

«Роснефть» планирует к 2020 г. увеличить добычу нефти в 1,5 раза до 180 млн т в год. Это обернется для компании двукратным ростом затрат на освоение недр — до 500 млрд руб. в год

Благодаря покупке активов ЮКОСа «Роснефть» еще несколько лет назад стала лидером по добыче нефти в России. Но останавливаться на этом она не планирует. К 2020 г. добыча нефти компании может вырасти до 160-180 млн т в год, сообщил вице-президент «Роснефти» Гани Гилаев. Это на 34-50% больше результата за 2010 г. (см. график).

На сей раз локомотивами роста станут действующие проекты компании в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, сказал Гилаев. Точный объем инвестиций для такого скачка он не назвал. Но отметил, что, по его мнению, на это потребуется «очень примерно около 500 млрд руб. ежегодно». До 2020 г. получается 4 трлн руб. (около $125 млрд). Сейчас компания тратит на добычу почти в 2 раза меньше: на 2011 г. запланировано 260 млрд руб., а вся инвестпрограмма на этот год — 507 млрд руб.

Для «Роснефти» это большие затраты, говорит аналитик БКС Андрей Полищук. По его расчетам, в ближайшие несколько лет компания будет генерировать операционный денежный поток на уровне $15-18 млрд.

Главный проект «Роснефти» — Ванкорское месторождение в Красноярском крае. В прошлом году там было добыто 12,4 млн т, план на 2011 г. — 14,8 млн т. На проектный уровень добычи — 25 млн т — Ванкор должен выйти к 2014 г. К этому времени «Роснефть» планирует запустить еще один крупный проект — Юрубчено-Тохомское месторождение. ТЭО проекта еще не готово, сказал Гилаев: параметры будут зависеть от налоговых льгот, которые «Роснефть» просит уже около года. По расчетам «Роснефти», на пике месторождение сможет давать около 20 млн т нефти в год.

«Роснефть» планирует и зарубежную экспансию. В рамках стратегического сотрудничества с ExxonMobil компания планирует войти в ряд зарубежных проектов. С точным перечнем «Роснефть» должна определиться к концу года, сказал вчера президент ExxonMobil Russia Гленн Уоллер. По его словам, госхолдинг может получить до 30% в одном или нескольких североамериканских проектах компании.

У других нефтяных компаний планы скромнее. «Газпром нефть» планирует нарастить добычу к 2020 г. почти вдвое до 100 млн т н. э. в год и потратить на эти цели $80 млрд. «Лукойл» планы по добыче не раскрывает, но ранее его президент Вагит Алекперов говорил, что в ближайшие 5-6 лет компания будет тратить на нее $10 млрд ежегодно. ТНК-ВР к 2020 г. инвестирует в развитие добычи $45 млрд, сказал недавно вице-президент компании по стратегии Стэн Мирошник. Как при этом увеличится добыча, представитель компании не говорит.

http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/268205/rosneft_ne_melochitsya

Отчет Роснефти за I квартал 2011 г.

http://www.rosneft.ru/Investors/
Отчетность, Презентации и Годовые отчеты
http://www.rosneft.ru/Investors/statements_and_presentations/
1 квартал
http://www.rosneft.ru/attach/0/57/89/Rosneft_Q1_2011_US_GAAP_RUS.pdf

= = = = = = = = =
Себестоимость добычи нефти в России
Расходы на добычу — 2,95 доллара на баррель
Включают в себя: расходы на материалы и электроэнергию, текущий ремонт, оплату труда, а так же расходы на транспортировку нефти до магистральных нефтепроводов.

Коммерческие и административные расходы — 2,00 доллара на баррель
Включают в себя: расходы на оплату сотрудников центрального офиса, расходы на аудиторские и констультационные услуги, оплату труда руководства дочерних обществ и пр.

Транспортные расходы — 9,62 доллара на баррель
Включают в себя: ж/д тариф, трубопроводный тариф, морской фрахт, погрузочно-разгрузочные работы, перевалка вкл. портовой сбор

Итого себестоимость добычи и транспортировки одного барреля нефти у госкомпании «Роснефть» в 1 квартале 2011 года составила 14,57 доллара.

Это текущий уровень нулевой рентабельности добычи нефти в России. В Персидском заливе он ниже (меньше транспортное плечо).

Но в случае падения цены на нефть коммерческие и транспортные расходы можно сократить минимум на треть, т.е. на 4 доллара.
И тогда минимальная себестоимость добычи барреля нефти в России составит порядка 10,50 долларов.
ДОП. С учетом разведки, бурения и модернизации НПЗ — 21 доллар.
http://rusanalit.livejournal.com/1130226.html

Комментарии к записи:
— Если себестоимость в 14$ реальна, то нефтянка, практически ненепотопляема?
— кратскосрочно — да.
— 10,50 не совсем правильная цифра, поскольку не включает в себя минимальный объём инвестиций, необходимых для поддержания текущих объёмов добычи. Если остановить бурение — добыча начнёт очень быстро и очень сильно падать.
— над смотреть динамику ввода и выбытия скважин. в принципе можете умножить на два — и точно попадете в цель.
— В основной идее я с Вами согласен. Лень считать, но уверен, что при 40$ EBITDA нефтяных компаний по отношению к нынешнему уровню если и упадёт, то не критически (сейчас бОльшая часть сверхдоходов от цены на нефть изымается в бюджет, плюс косты у них в значительной степени рублёвые, поэтому снижение рубля от падения цен на нефть так же положительно скажется на фин. результат).
— по отчету капзатраты — 11$ за баррель (это бурение + модернизация НПЗ)
— итого 21-26 долларов. для стран Персидского залив нсеколько ниже
— как минимум у них относительно дешевый транспорт — морской, скорее всего и капзатраты на создание транспортной инфраструктуры тоже меньше
— Есть и другая планка. По данным Лукойла (отчет за 2009 г.), при экспорте нефти из РФ, если минусовать НДПИ и экспортную пошлину, компании-экспортеру достается от $27,9/барр. (2007) до $26,8/барр. (2009). То есть разница между «на руки по результатам экспорта» и себестоимостью добычи и есть та сумма, на основании которой следует считать рентабельность.